LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Ingeniería en Petróleos
Jorge Constante 1
Contenido LEY DE DARCY .............................................................................................. ................................................................................................................................ .................................. 2 FUNDAMENTOS TEORICOS .......................................................... ....................................................................................................... ............................................. 2 Ley de Henry Darcy ........................................................... ................................................................................................................... ........................................................ 3 PERFORACIÓN POR SECCIONES........................................................ ..................................................................................................... ............................................. 7 ................................................................................... 13 SECCION HUECO CONDUCTOR DE 26” .................................................................................... Mudanza del equipo de perforacion ............................................................... ................................................................................... .................... 14 Esta fase comprende las siguientes etapas: ............................................................... ........................................................................ ......... 14 Bha convencional durante perforación de esta fase .......................................................... 15 Asentamiento del revestidor de 20” ................................................................................... 15
.................................................................................... .................... 16 Cementación del revestidor de 20” ................................................................ Instalación del arreglo bop`s para la fase del hoyo de 17 ½” ............................................. 16
.................................................................................................................... ......... 16 Hoyo de 17 ½” ............................................................................................................ ........................................................................................... 17 Perforación del hoyo de 17 ½” ............................................................................................ Se puede utilizar el siguiente bha direccional ............................................................ ..................................................................... ......... 17 Perforación del hoyo de 12 1/4”. .............................................................................................. ............................................................................................. 18 Se realizan los siguientes registro a hoyo abierto ............................................................... 19 La etapa de corrida y cementación del liner de se divide en diferentes pasos; entre los que se tiene: ................................................................................. 20
Ecuaciones para determinar los volúmenes ....................................................................... 21 Bibliografía ................................................................. .................................................................................................................................. ................................................................. 22
LEY DE DARCY FUNDAMENTOS TEORICOS
En 1856, como resultado de estudios experimentales de flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada, Henry Darcy dedujo la fórmula que lleva su nombre. La ley de Darcy se ha extendido, con ciertas limitaciones, al movimiento de otros fluidos, incluyendo dos o más fluidos no miscibles, en rocas consolidadas y otros medios porosos.
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Ley de Henry Darcy La ley de Darcy enuncia que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión, e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido, o
Donde v es la velocidad aparente en centímetros por segundo e igual a q/A, donde q es la caudal volumétrico del flujo, en centímetros cúbicos por segundo, y A es el área de la sección transversal total o aparente de la roca, en centímetros cuadrados. En otras palabras, A incluye tanto el área del material sólido (esqueleto mineral) de la roca como también el área de los canales porosos. La viscosidad del fluido, µ, se expresa en centipoises, y el gradiente de presión, dp/dl, tomado en la misma dirección que q y v, en atmósferas por centímetro. La constante de proporcionalidad, k, es la permeabilidad de la roca expresada en darcys. La permeabilidad puede denominarse como la conductividad del fluido y es similar al término de
conductividad eléctrica. El signo negativo indica que si se toma el flujo positivo en la dirección positiva de l, la presión disminuye en esa dirección y la pendiente dp/dl es negativa.
La ley de Darcy se aplica sólo en la región de flujo laminar. En flujo turbulento, que ocurre a altas velocidades, el gradiente de presión
aumenta a una rata mayor que la del flujo. 3
Afortunadamente, excepto en casos de muy altas ratas de inyección o de producción en la vecindad del pozo, el flujo en el yacimiento y en la mayoría de las pruebas hechas en el laboratorio es laminar y la ley se cumple. La ley no se aplica a flujo en canales porosos individuales, sino a partes de la roca de dimensiones razonablemente grandes comparadas con el tamaño de los canales porosos; en otras palabras, es una ley estadística que promedia el comportamiento de muchos canales porosos. Por esta razón, con muestras de formación de areniscas uniformes de uno o dos centímetros, se obtienen resultados satisfactorios de mediciones de permeabilidad, en cambio, rocas de tipo fracturado exigen muestras mucho más grandes.
Debido a la porosidad de la roca, a la tortuosidad de las líneas de flujo y a la ausencia de flujo en algunos de los espacios porosos (incomunicados), la velocidad real del fluido varía de lugar a lugar dentro de la roca, mantiene un promedio mucho más alto que la velocidad aparente. Como las velocidades reales no son medibles por lo general, y para mantener porosidad y permeabilidad independientes, las velocidades aparentes constituyen la base de la ley de Darcy. Es decir, la velocidad real promedia de avance de un fluido es la velocidad aparente dividida por la porosidad, cuando el fluido satura por completo la roca.
La unidad de la permeabilidad es el darcy. Se dice que una roca tiene la permeabilidad de un darcy cuando un fluido con una viscosidad de un centipoise avanza a una velocidad de un centímetro por segundo bajo un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro. Como es una unidad bastante alta para la mayoría de las rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en milésimas de darcy, es decir, milidarcys, 0.001 darcy. Las permeabilidades de las formaciones de gas y de petróleo comercialmente productoras varían desde pocos milidarcys a varios miles. Las permeabilidades de calizas íntergranulares pueden ser sólo una fracción de un milidarcy y aún tener producción comercial, siempre y cuando la roca contenga fracturas u otro tipo de aberturas adicionales naturales o artificiales. Rocas con fracturas y tipo drusoso pueden tener permeabilidades muy altas y algunas calizas cavernosas se aproximan al equivalente de tanques subterráneos.
La permeabilidad de un núcleo medida en el laboratorio puede variar considerablemente de la permeabilidad promedia del yacimiento o parte del mismo, ya que a menudo se presentan 4
variaciones muy grandes en la dirección vertical y horizontal. Muchas veces la permeabilidad de una roca que parece uniforme puede cambiar varias veces en un núcleo de una pulgada Por lo general, la permeabilidad medida paralela al plano de estratificación de rocas estratificadas es más alta que la permeabilidad vertical. Además, en algunos casos, la permeabilidad a lo largo del plano de estratificación, varía considerable y consistentemente con la orientación del núcleo debido probablemente a la deposición orientada de partículas de mayor o menor alargamiento y a lixiviación o cementación posteriores por aguas migratorias. En algunos yacimientos pueden observarse tendencias generales de permeabilidad de un sitio a otro, y muchos yacimientos determinan sus límites total o parcialmente por rocas de permeabilidad muy baja y, naturalmente, por la capa que sirve de cubierta superior. Es común la presencia de uno o más estratos de permeabilidad uniforme en parte o en todo el yacimiento. Durante el desarrollo adecuado de yacimientos es acostumbrado tomar muchos núcleos de pozos seleccionados a través del área productiva, midiendo la permeabilidad y porosidad de cada pie de núcleo recuperado. Los resultados se interpretan por lo general estadísticamente. El gradiente dp/dl es la fuerza de empuje, y se debe a los gradientes de presión del fluido y en parte o totalmente a los gradientes hidráulicos (gravitacionales), superpuestos e intercambiables. En muchos casos de interés práctico los gradientes hidráulicos, aunque siempre presentes, son pequeños comparados con los gradientes de presión del fluido, y son frecuentemente despreciados. En otros casos los gradientes hidráulicos son importantes y deben considerarse, en particular, en operaciones de producción por bombeo en yacimientos con presiones agotadas, o en yacimientos con capa de gas en expansión con buenas características de drenaje gravitacional. En caso de que ambos actúen simultáneamente, la ecuación (1) puede modificarse a:
ρ es la densidad del fluido en gramos por centímetro cúbico y θ es el ángulo entre la dirección
positiva de l y la línea vertical en dirección hacia abajo. 9.67*10-4 convierte el gradiente de presión en dinas por centímetro cuadrado por centímetro a atmósfera por centímetro. También se puede expresar la ecuación (2) en unidades de campo así: 5
Los gradientes hidráulicos en los yacimientos varían de un máximo alrededor de 0.50 lpc/pie para salmueras a 0.433 lpc/pie para agua dulce a 60 ºF, y varían de acuerdo con la presión, temperatura y salinidad del agua. Los gradientes de petróleos, de gas a alta presión y de condensado de gas varían entre 0.10 y 0.30 lpc/pie y varían de acuerdo con la presión, temperatura y composición del fluido. Los gases a presiones bajas tienen gradientes muy bajos, alrededor de 0.002 lpc/pie para gas natural a 100 lpca. Los valores citados corresponden a gradientes verticales. Ley de Darcy para flujo de líquidos Considérese un flujo radial hacia un pozo vertical de radio rw en un estrato circular de espesor y permeabilidad uniformes,(figura). Si el fluido es incompresible, el flujo a través de cualquier circunferencia es constante. Sea Pwf la presión mantenida en el pozo cuando a éste fluyen q barriles por día a condiciones del yacimiento y a una presión Pe constante en el radio exterior re. Sea P la presión a cualquier radio r. A este radio r:
Separando variables e integrando entre dos radios cualesquiera por ejemplo, re y rw, donde las presiones son Pe y Pw, respectivamente y expresando a condiciones superficiales por medio de Bo el factor volumétrico:
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En esta ecuación se ha removido q, μ y k de la integral, asumiendo que son constantes con
presión, esto es bastante aceptable cuando la presión del fluido está por encima de la presión de burbujeo. La ecuación 1.5 es suficientemente exacta en ingeniería para expresar el flujo radial de líquidos compresibles, cuando ocurre flujo a través del límite externo.
PERFORACIÓN POR SECCIONES El inicio de la perforación El contratista de perforación desplaza el equipo de perforación hasta la localización y un agrimensor certifica su posición. A medida que la cuadrilla de perforación monta el equipo, las distintas secciones de la tubería guía de gran diámetro se sueldan entre sí y se hincan en el terreno; generalmente hasta alcanzar un punto de rechazo, más allá del cual no pueden avanzar. En el extremo superior de la tubería guía se fija un cabezal de pozo. En el piso de perforación, la cuadrilla de perforación arma el BHA, que consta de una barrena de perforación, los portamechas (lastrabarrenas), los estabilizadores y, en ciertos casos, un rectificador. Al BHA se le pueden incor- porar sensores de adquisición de registros durante la perforación (LWD), un motor de lodo y un sistema para direccionar la barrena a lo largo de la trayectoria especificada. El BHA puede pasar de un tramo del pozo a otro para incre- mentar, mantener o reducir su ángulo de inclinación. Cada pieza del BHA está diseñada para desempeñar un rol específico. Los portamechas —secciones de tuberías pesadas y de paredes gruesas— proporcionan rigidez y peso para evitar la flexión de la columna de perforación. Los estabilizadores incrementan la rigidez del BHA para prevenir las vibraciones y mantener la trayectoria. En ciertas formaciones, se emplean rectificadores especiales para mantener el pozo en calibre o ensancharlo más allá del diámetro de la barrena y para ayudar a reducir el torque y el arrastre. A su vez, el BHA se conecta a los elementos tubulares de 9,5 m [31 pies] de la columna de perforación pesada, que constituyen una transición entre los portamechas del BHA y la columna de perforación estándar utilizada para armar la sarta de perforación que acciona la barrena. El BHA se baja a través del piso de perforación y del cabezal del pozo y hacia el interior de la tubería guía. Una vez que la barrena se encuentra en el fondo, una tubería de forma hexagonal o cuadrada, conocida como vástago de perforación se enrosca en el elemento tubu- lar superior extremo de la columna de perforación. El vástago de perforación se inserta en el buje del vástago de perforación (KB) y se acopla a la unidad de mando rotativa del equipo de perforación. La mesa rotativa hace girar el KB, que a su vez hace girar el vástago de perforación 7
(arriba). La sarta de perforación rota (girando hacia la derecha en el sentido de las agujas del reloj) y comienza la perforación. El inicio de la perforación se conoce en inglés como spudding in, y, al igual que la fecha de nacimiento de una persona, se registra como la fecha de inicio de la perforación del pozo. Continuación de la perforación A medida que la barrena penetra más profundamente en el subsuelo, cada tramo adicional de la columna de perforación se conecta al elemento tubular anterior, y la sarta de perforación se vuelve cada vez más larga. Para enfriar y lubricar la barrena se bombea fluido de perforación, o lodo, en el fondo del pozo. El lodo también transporta los recortes de roca generados por la barrena. Los fluidos de perforación habitualmente consisten en una fórmula especial de agua o una fase continua no acuosa mezclada con barita en polvo y otros aditivos para controlar la reología del lodo. (A veces, se emplea agua en las partes superiores de un pozo; algunas presiones de formación son tan bajas que puede utilizarse aire en vez de lodo.) Mediante bombas de alta presión, se extrae el lodo de los tanques de superficie y se envía por el centro de la columna de perforación. El lodo se descarga a través de las boquillas situadas en el frente de la barrena. La pre- sión de la bomba impulsa el lodo hacia arriba, a lo largo del exterior de la columna de perforación y luego éste llega a la superficie a través del espacio anular existente entre la columna de perforación y la tubería de revesti- miento, y emerge a través de una línea de flujo instalada por encima del preventor de reventones (BOP). El lodo pasa por un cedazo (filtro) de mallas vibratorias situado en la zaranda vibratoria (temblorina); allí, los recortes de la formación son separados del lodo líquido, que cae en los tan- ques de lodo a través de los cedazos antes de volver a circular en el pozo. El fluido de perforación es vital para mantener el control del pozo. El lodo se bombea en el fondo para compensar los incrementos de la presión de fondo de pozo, que de otro modo obligarían a los fluidos de formación a ingresar en el pozo, lo cual produciría un peligroso golpe de presión o incluso un reventón. No obstante, la presión ejercida por el lodo no debe ser tan alta como para fracturar la roca propiamente dicha, lo que reduciría la presión del lodo en el pozo. La presión ejercida por el lodo es principal- mente una función de la densidad del lodo, que generalmente se ajusta mediante el control de la cantidad de barita u otros espesantes del sistema.
La presión en general se incrementa con la profundidad, de modo que la densidad del lodo también debe incrementarse con la profundidad. El pro- ceso de perforación normalmente sigue adelante hasta que incrementos adicionales de la densidad del lodo fracturarían la formación, punto en el cual se coloca la tubería de revestimiento. 8
Ejecución de maniobras con la barrena Las superficies de corte de la barrena se desgastan gradualmente a medida que trituran la roca, lo cual disminuye la velocidad de penetración (ROP). Tarde o temprano, la barrena gastada debe ser reemplazada por una nueva. Esto exige que la cuadrilla de perforación extraiga la sarta de perforación, o que se ejecute un viaje de salida del pozo. Primero, el lodo se hace circular para llevar los recortes y el gas a la superficie; proceso que se conoce como circulación de los recortes a la superficie. A continuación, los peones de boca de pozo desconectan el vástago de la sarta de perforación y enganchan el elemento tubular superior extremo de la sarta de perforación con los eleva- dores de la torre; las abrazaderas metálicas utilizadas para levantar la tube- ría. El perforador controla el malacate que hace subir los elevadores hacia el interior de la torre. La sarta de perforación se extrae del pozo, un tiro por vez. En la mayoría de los equipos de perforación, un tiro consta de tres elementos tubulares de la columna de perforación conectados entre sí. Algunos equipos de perfora- ción sólo pueden subir tiros de dos elementos tubulares; otros, suben tiros de cuatro elementos tubulares; esto depende de la altura de la torre. Cada uno de los tiros se desenrosca de la sarta de perforación y luego los tiros se dis- ponen verticalmente en filas, con la guía del enganchador. El último tiro lleva la barrena a la superficie. La barrena se desconecta del BHA y se clasifica según el desgaste. Una barrena nueva se conecta en la base del BHA y el proceso se invierte. El proceso completo —el viaje de salida y nueva entrada del pozo — se denomina viaje de ida y vuelta. Profundidad de entubación Tarde o temprano, la mayoría de los pozos requieren una forma de prevenir el colapso de la formación de manera que pueda continuar la perforación. El lodo de perforación, bombeado por el pozo para ejercer presión hacia afuera con- tra la pared del pozo, es efectivo sólo hasta un cierto punto. Luego, debe bajarse y cementarse en su lugar la tubería de revestimiento de acero para estabilizar la pared del pozo (próxima página). El perforador hace circular todos los recortes a la superficie y la columna de perforación se extrae del pozo. La sección de agujero descubierto gene- ralmente se evalúa utilizando herramientas de adquisición de registros de pozos operadas con cable. Una vez concluida la operación de adquisición de registros, una cuadrilla de entubación baja la tubería de revestimiento hasta el fondo del pozo. La tubería de revestimiento, cuyo diámetro es menor que la barrena, es bajada en el pozo en un proceso similar al de la ejecución de conexiones con la columna de perforación. Los centralizadores, instalados a intervalos regulares a lo largo del exte- rior de la sarta de entubación, aseguran que exista la separación correcta entre la tubería de revestimiento y la formación para permitir el pasaje del cemento durante las operaciones subsiguientes. Se bombea una lechada de cemento a través del centro de la sarta de 9
entubación y del fondo, y de regreso por el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y el pozo. Y mientras el cemento se endurece se mantiene la presión sobre éste. Prueba de pérdida de fluido La integridad de la operación de cementación y de la formación que se encuentra por debajo de la tubería de revestimiento se evalúa mediante la ejecución de una prueba de pérdida de fluido (LOT). Esta prueba se lleva a cabo inmediatamente después de reperforar desde debajo de la tubería de revestimiento para obtener una estimación crítica de los límites de la densidad del lodo que pueden utilizarse para perforar en forma segura hasta la profundidad de entubación siguiente. Después de perforar a través del cemento, en la zapata de entubación y a través de aproximadamente 3 a 6 m [10 a 20 pies] de formación nueva, el perforador hace circular los recortes a la superficie para confirmar que la barrena ha penetrado la formación nueva. Luego, el pozo se cierra y en su interior se bombea el fluido de perforación para incrementar gradualmente la presión contra la formación. Finalmente, la presión se desviará respecto de un incremento que describe una línea recta, lo que indica que el fluido de perforación se ha perdido o ha ingresado en la formación. Los resultados de la prueba LOT dictaminan el valor máximo de presión o densidad del lodo que puede aplicarse en el fondo del pozo durante la perforación antes de colocar la tubería de revestimiento una vez más. La presión de operación máxima es fijada normalmente un poco por debajo del resultado de la prueba de pérdida de fluido para mantener un factor de seguridad pequeño. El ciclo de perforación, viajes de entrada y salida, y entubación del pozo continúa hasta que el pozo alcanza la TD. Tecnologías en evolución La tendencia en perforación ha evolucionado, desde los pozos verticales hasta los pozos direccionales, y los pozos horizontales se han vuelto muy comunes, en gran medida gracias a los sistemas rotativos direccionales. Conforme los ambientes y los objetivos de perforación se vuelven más desafiantes, los avances registrados en los sistemas direccionales y LWD están ayudando a los perforadores a modificar las trayectorias de los pozos y man- tenerse en la zona para alcanzar múltiples objetivos. Los pozos pueden ser perforados utilizando técnicas de bajo balance o de manejo de la presión para evitar el daño de la formación. Ahora, en vez de simplemente perforar agujeros con la mayor rapidez posible, las cuadrillas altamente calificadas perforan pozos que toleran los esfuerzos impuestos por el subsuelo y los procesos de producción, con lo cual crean pozos que pueden producir y ser registrados y terminados en forma segura. La utilización de tubería de revestimiento para la perforación constituye una tecnología incipiente que permite bajar los costos de construcción de pozos, mejorar la efi ciencia
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operacional y la seguridad, así como minimizar el impacto ambiental. Básicamente simple en principio, esta técnica de perforación utiliza los tubulares de gran diámetro que quedarán instalados permanentemente en el pozo, en lugar de la sarta de perforación convencional. Las exigencias económicas de los marcos geológicos complejos, los yacimientos de menor extensión con reservas recuperables limitadas y la necesidad de optimizar el desarrollo y la explotación de los campos maduros hacen que las operaciones de perforación con tubería de revestimiento resulten cada vez más atractivas para las compañías operadoras. En la actualidad, es posible adosar una barre- na de perforación rotativa convencional o una zapata de perforación especial al extremo de una sarta de revestimiento para perforar pozos verticales. Para lograr mayor flexibilidad, y para aquellas aplicac iones que requieren control direccional, se puede desplegar, fijar en su lugar y luego recuperar con cable un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés) recuperable para perforación. La bajada y recuperación de este BHA a través de la tubería de revestimiento elimina los viajes de entrada y salida del pozo de la columna de perforación y provee protección adicional para los sistemas de avanzada utilizados en las mediciones de fondo de pozo y en las aplicaciones de perforación direccional. La minimización del número de viajes de la tubería durante las operaciones de perforación reduce los incidentes de colapso de pozos producidos por las operaciones de extracción de flui- dos y flujo natural, disminuye la p osibilidad de que se produzcan desviaciones no programadas y minimiza el desgaste interior de las sartas de revestimiento de superficie o
intermedias insta- ladas previamente. Después de alcanzar la profundidad total (TD, por sus siglas en inglés), la tubería de revestimiento ya se encuentra en su lugar, lo que elimina la necesidad de extraer la sarta de perforación y luego bajar la tubería de revestimiento permanente. Este menor manipuleo de las tuberías au- menta la seguridad en la localización del pozo y permite que los perforadores utilicen equipos de perforación de tamaño estándar o más pequeños, construidos específicamente para perforar con tubería de revestimiento. Los
nuevos equipos de perforación compactos para operaciones de perforación con tubería de revestimiento requieren menos potencia, utilizan menos combustible, producen menos emisiones, operan desde locali zaciones de superficie más pequeñas y pueden ser transportados en forma más rápida y fácil que los equipos de perforación convencionales de mayor tamaño En comparación con las operaciones de perforación tradicionales, la técnica de entubación durante la perforación minimiza el tiempo inactivo del equipo de perforación generado por la existencia de episodios inesperados, tales como el atascamiento de las tuberías o la pérdida 11
del con- trol del pozo resultantes de un influjo de fluido de formación. Las evidencias biográficas indican que las operaciones de perforación con conexiones de tubulares de mayor
diámetro reducen los problemas de pérdida de circulación mediante el enlucido de los recortes y los sólidos de perforación en la pared del pozo. Es posible que este efecto de “empaste” gene - re un revoque de filtración impermeable o cree una terminación superficial
sólida que permita perforar los intervalos débiles, de baja presión y agotados sin pérdidas significativas de fluido de perforación. Las sartas de revestimiento poseen uniones más largas que las columnas de perforación estándar, lo que significa que las conexiones que deben
realizar los perforadores se reducen en aproximadamente un 25%. Otro de los beneficios que ofrecen es que se invierte menos tiempo en la circulación del fluido o en el rectificado del pozo
para mantener la estabilidad del mismo durante la conexión de las tuberías. Además de mejorar la eficiencia de la perforación, estas dos ventajas se traducen en una reducción ulterior del costo total y del impacto ambiental. Las operaciones de perforación con tubería de revestimiento eliminan varias etapas del proceso de construcción de pozos convencional y ofrecen otras ventajas críticas, tales como mejor circulación del fluido y remoción de los
recortes de formación para lograr una limpieza más efectiva del pozo. A medida que los operadores adquieren más experiencia en un área, las velocidades de penetración de la perforación (ROP, por sus siglas en inglés) con tubería de revestimiento normalmente mejoran, equiparándose o superan- do en última instancia a las ROPs logradas previamente con la
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columna de perforación, si se comparan los días por cada 305 m [1,000 pies] o los pies por día. El análisis de los pozos perforados hasta la fecha con tubería de revestimiento indica que esta técnica puede reducir el tiempo de equipo de perforación no productivo hasta en un 50% y acortar el tiempo de perforación en un porcentaje nominal que oscila entre el 10 y el 35% por pozo, en ciertas aplicaciones. Aproximadamente un tercio de esta reducción se debe a la menor cantidad de maniobras realizadas con las tuberías y el resto proviene de la prevención de los problemas de perforación imprevistos y de la eliminación del tiempo necesario para instalar la tubería de revestimiento en una operación independiente. Este proceso más rápido, más simple y más eficaz se traduce en menos sorpresas relacionadas con la perforación y en
costos más bajos. Los avances registrados en términos de herramientas, equipos y procedimientos están expandiendo el uso de esta tecnología para incluir la perforación de formaciones blandas y duras, tanto en tierra firme como en áreas marinas, y más
recientemente las operaciones de perforación direccional con tubería de revestimiento. SECCION HUECO CONDUCTOR DE 26”
• Se arma (PU & MU) broca Tricónica HCC CR1 de 26” más la herramienta de fondo. Se perfora hueco de 26” hasta el inicio de la ubicación del casing de 20”. Realizar perforación a baja
velocidad para de esta manera prevenir que se venga el contrapozo. De encontrarse rocas
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grandes perforar 5’, lavar y sacar la broca lentamente. • A los 200’ (MD/TDV) – circular con píldoras de alta viscosidad. • Realizar viaje de limpieza antes de bajar tubería (casing) de 20”. • Realizar viaje con herramienta direccional (Drop Totco Survey) y sacar herramie nta.
Chequear retornos – lodos de perforación- mientras se saca la herramienta.
Mudanza del equipo de perforacion Corresponde a las actividades que involucran el movimiento del equipo de perforación desde un pozo a otro pozo, o desde un patio a un pozo o viceversa. Su inicio se presenta en cualquiera de las siguientes situaciones:
Si es desde un pozo, comienza al iniciarse la desvestida del equipo de perforación, después de probar el arbol de navidad satisfactoriamente y/o se asegure el pozo.
Si la mudanza es desde un patio, comienza con el primer movimiento de cargas.
La fase finaliza en los siguientes casos:
Al iniciar la instalación de las líneas para controlar el pozo. Cuando se entregue el equipo de perforación de acuerdo a las condiciones del contrato.
Esta fase comprende las siguientes etapas:
A)
Desvestir: esta etapa incluye el tiempo asociado a la preparación del equipo
para la fase de mudanza, desde el momento que se haya probado el árbol de navidad del pozo anterior o asegurado el pozo, hasta que se haya iniciado el movimiento de cargas entre las localizaciones, para el equipo. B)
Transportar: incluye el tiempo asociado al movimiento de cargas entre dos
lugares (localizaciones, localizaciones/patio o viceversa), desde el inicio del movimiento de la primera carga, hasta que se haya completado el movimiento de la última carga. C)
Vestir: incluye el tiempo asociado a la preparación del equipo de perforación
para iniciar la etapa de preparar pozo de la fase de habilitar o abandonar. Se inicia una vez completado el movimiento de la última carga de la localización anterior. Finaliza cuando se comienza a instalar las líneas de control del pozo.
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D) Mantenimiento: incluye el tiempo necesario dentro de la fase de mudanza, para realizar el mantenimiento programado y /o acondicionamiento del equipo de perforación. La perforación del hoyo de 26” se inicia con mecha tricónica de dientes. El sistema de lodo empleado para realizar esta fase generalmente es aquagel, con el objetivo de proteger los mantos de aguas superficiales y las arenas conglomeradas poco consolidadas que podrían dificultar el avance de la perforación. Dicho sistema está constituido por bentonita prehidratada, agua e inhibidor de arcilla. La densidad del lodo durante esta fase esta comprendida entre 9.0 y 9.2 lpg y la viscosidad de embudo comprendida entre 45 y 50 segundos.
Bha convencional durante perforación de esta fase Nº
Herramienta Od
Id
1
Mecha
26″
2
Bit sub
9 3/8″
3
2 dc’s
9 1/2″
4
Stb
5 6
Conexion
Longitud S. De long. (pie)
(pie)
7 5/8″ reg
2.14
2.14
7 5/8″ reg
4.40
6.54
3“
7 5/8″ reg
60.58
67.12
9 1/2″
3“
7 5/8″ reg
7.34
74.46
Dc’s
9 1/2″
3“
7 5/8″ reg
30.64
105.10
X/o
9
83 “
7 5/8″ reg
4.35
109.45
1/2″x
1/4″ 7
6 dc’s
8″
2 7/8″ 6 5/8″ reg
180.68
290.13
8
X/o
7″
2 7/8″ 6 5/8 regx4 1/2 if box
3.02
293.15
9
3 dc’s
6 1/2″
3“
4 1/2″ if
92.36
385.51
10
15 hew’s
5″
3“
4 1/2″ if
456.74
842.25
Asentamiento del revestidor de 20”
Una vez alcanzada la profundidad deseada se procede a bajar para asentar el primer revestidor, durante este proceso se procede realizar actividades para acondicionar el hoyo. Luego se bombean píldora pesada para realizar viajes hasta la superficie y dejar el hoyo listo para bajar la tubería de revestimiento y c hay que destacar que los tubos deben ser bajados con centralizadores para que los mismos queden lo más centralizados posible con respecto al eje del hoyo y se logre una mejor distribución de la
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lechada, por tal motivo, se recomienda el uso de por lo menos 5 centralizadores flexibles para obtener un stand-off de mínimo 67%..
Cementación del revestidor de 20”
Para llevar a cabo la operación de cementación se procede de la siguiente manera: 1.- conexión de los equipos de cementación (cabezal de cementación + líneas). 2.- prueba de las líneas de cementación 3.- bombeo de bls de agua con % de kcl, como preflujo para inhibir el hinchamiento de las arcillas. 4.- mezclado y bombeo de bls de lechada de llenado. 5.- mezclado y bombeo de bls de lechada de cola 6.- desplazamiento con lodo 7.- chequeo del volumen de contraflujo. 8.- desacoplamiento del “stinger” y retiro de una pareja. Circulación de lodo dentro del revestidor de 20”. Retiro de toda la tubería de perforación. 9 – chequeo del nivel del cemento en el anular. 10- realización de la operación del “top job”.
Instalación del arreglo bop`s para la fase del hoyo de 17 ½”
Una vez que el revestidor fue bajado hasta la profundidad de asentamiento, se procedió a cortar el tubo campana. Después de esperar el tiempo requerido para que fraguara el cemento se corta el revestidor de 20” a la altura de 6 pies con respecto al fondo del “celler “(a nivel del tope del “celler”) y se solda la brida de 21 ¼” – 2000 lppc. Para finalmente instalar el arreglo bop para la fase del hoyo de 17 ½”
Hoyo de 17 ½” 16
Perforación del hoyo de 17 ½” Al romper la zapata del revestidor de 20” se inicia la perforación del hoyo de 17 ½”, utilizando una mecha tricónica y el bha correspondiente. Una vez instalados los equipos y el lodo a utilizar en esta fase se puede proceder si el caso lo amerita a direccionar el pozo de acuerdo a los requerimientos de la empresa contratista. De igual menera que en la fase anterior se procede a aislar las formaciones de las zonas de altas presiones con la instalacion de revestidores, realizando las prubas de cenmentacion correspondientes.
Se puede utilizar el siguiente bha direccional
S. Nº HerramientaOd
Id
De
Conexion Longitud(pie) long. (pie)
1 2
Mecha Motor (stb 17 1/4)
17 1/2″
Reg
2.00
2.00
9 5/8″
Reg
28.00
30.00
3
Mwd
9½
3“
Reg
29.40
59.40
4
Trans.mwd
9½
3“
Reg
8.02
67.42
5
F –sub
9 1/2″
3“
Reg
3.52
70.94
6
Dc’s
9 1/2″
3“
Reg
30.28
101.22
7
X/o
8¼
3“
Reg
4.35
105.57
8
2 dc’s
8
2 7/8
Reg
60.04
165.61
9
Martillo
7 3/4″
2 7/8
Reg
32.41
198.02
10
1 dc’s
6¼
2 7/8
Reg
30.35
228.37
11
X/o
6¼
2 7/8″
Ifb
3.96
232.33
12
2 dc’s
6 1/2″
3“
Ifb
61.83
294.16
13
5 hw’s
5″
3“
Ifb
152.47
446.63
Durante esta fase se lleva un control de la litologia para separar los topes de las formaciones de interes durante la perforación de pozos. La toma de registros se realiza una vez que se acondiciona el lodo para llevar a cabo esta operación. Se bombea y desplaza píldoras viscosas hasta obtener retornos limpios. Posteriormente se realiza una circulación completa y se bombea una píldora pesada para sacar la tubería del
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fondo del hoyo hasta superficie una vez realizado todo esto la compañía de registros encargada procede a bajar la herramienta y tomar los registros inducción y gamma ray, en todo el hoyo descubierto. De esta manera se determina la profundidad para asentar el revestidor y el tope real de la formación de interés. Al finalizar se procede a preparar el hoyo para bajar y asentar el revestidor.
Instalación de la sección “a” Finalizada la operación de cementación del revestidor de y una vez transcurrido el tiempo especificado para el fraguado de la lechada se procede al montaje de la sección a (ver fig. N°3.0) Instalación del arreglo bop’s final Una vez instalada la sección a se procedió a vestir el conjunto bop’s (ver fig. N°3.0) para continuar la con la siguiente fase de perforación.
Perforación del hoyo de 12 1/4”. La perforación del hoyo de 12 1/4” se inicia con mecha pdc de diámetro 12
1/4 y
sarta
direccional. Se emplea un lodo base aceite mineral (vassa) con la densidad requerida para este fase. Se procede a perforar la zapata enterior, se realizan prubas de integridad de presión, al igual que en la fase anterior se procede a tomar muestras y al llegar a la profundidad final se procede a realizar limpieze del hoyo para bajar registros para determinar profundidad final de bajada de revistidor y topes de la formación de interés. Al finalzar esta fase e instalar la sección “b” se conecta el grupo de bop´s y se procede a perforar la siguiente fase.
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El objetivo de esta fase es perforar y revestir las arenas de interés de las formaciones con el propósito de utilizar estas arenas para la producción de hidrocarburo o por el contrario utilizarlo para la inyección de gas para mantener la presión de yacimiento y así aumentar el factor de recobro de las reservas de estos yacimientos. La perforación se realiza con una combinación de mecha pdc, corona para la toma de núcleo e impregnada para finalizar el hoyo. también se puede utilizar un diseño de sarta para la toma de núcleo que incluya un motor de fondo para mayor eficiencia. Es importante resaltar que la toma de núcleos se realiza varias veces durante la fase, de manera intercalada con el uso de la sarta con motor de fondo. Es de hacer notar que cuando se utiliza la sarta con turbina es para finalizar la fase de perforación
Se realizan los siguientes registro a hoyo abierto V induccion- gamma ray V densidad neutrón- gr V magnética (cmr) V sónico dipolar (dsi) V drop gyro V registro mdt
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El principio básico de medición de la herramienta, consiste en la toma de fluido de la formación, realizado de la siguiente manera:
Se baja el registro y se posesiona al frente de la cara de la arena.
Se adhieren los patines de la herramienta a la formación y una probeta se introduce en ella.
Se libera presión en una cámara ubicada en el mdt, provocando un caída de presión y por consiguiente el paso del flujo de fluido de la arena a la cámara.
Se espera por la estabilización de la presión y se toma la medición a esa profundidad, la cual es transmitida al camión por medio de sensores especiales en tiempo real.
Una vez obtenida la presión, la cámara desplaza el fluido hacia la formación, se contrae la probeta, despegan los patines y se continua el recorrido al siguiente punto.
Corrida del liner y cementación La etapa de corrida y cementación del liner de se divide en diferentes pasos; entre los que se tiene:
Preparar hoyo y equipo de cementación.
Correr el liner.
Instalar el cabezal de cementación y circular el pozo.
Asentar el colgador.
Probar liner con presion (psi).
Bombear píldora de lavado.
Bombear espaciador.
Premezclar y bombear simultáneamente la lechada antimigratoria.
Abrir válvula superior de cabezal y liberar el dardo. Desplazar con espaciador y lodo a diferente tasa de flujo. Asentar tapón de desplazamiento. Sacar setting tool. Asentar top packet. Sacar varias parejas y circular fondo arriba.
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Ecuaciones para determinar los volúmenes Volumen = (dh)² - (dp)² x l [bls] 1029.4 Dh = diámetro de hoyo [pulg] Dp = diámetro de tubería [pulg] L = longitud de la sección [pies] Caudal de la bomba = 0,00024 x dp² x d x efic de la bomba [bls/emb] Dp = diámetro del pistón [pulg] D = desplazamiento del pistón[pulg] Eficiencia de la bomba = % Emboladas para el desplazamiento = volumen / eficiencia de La bomba [emb]
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Bibliografía http://milisen.wordpress.com/category/perforacion-de-pozospetroleros/fases-de-la-perforacion-de-pozos/ http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/11014/1/22836_1.pdf http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish11/a ut11/perforacion.pdf http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/8020/1/Dise%C3% B1o%20de%20Revestimiento%20y%20Cementaci%C3%B3n%20de%20poz os%20en%20el%20Oriente%20Ecuatoriano.pdf http://www.slideshare.net/anaelisleal/tratamiento-de-pozos-petroleros http://www.agua.org.py/images/stories/biblioteca/subterraneas/javiersanchez_flujo-en-medios-porosos---ley-de-darcy.pdf http://www.agua.uji.es/pdf/leccionRH11.pdf http://ocwus.us.es/arquitectura-e-ingenieria/operaciones basicas/contenidos1/tema5/pagina_04.htm http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/6240/4/CAPITULO %201.pdf http://repositorio.eppetroecuador.ec/bitstream/20000/59/1/T-UCE68.pdf
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