Guía 7a Tubería de Revestimiento.pdf

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Perforación

GUÍA DE DISEÑO

s ) a r i í n r n e ó i f b i c e u d d T E ª a r e 2 ( a d o p o t n o t e ñ n i e e i m s i i m t D a t s e n e d e v e s a R í A u l e G e d

Guía de Diseño para defnir el Asentamiento de Tuberías de Revestimiento

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Guía de Diseño para defnir el

CONTENIDO

Asentamiento de Tuberías de

Prefacio

Revestimiento (2ª Edición)

1. OBJETIVO 2. INTRODUCCIÓN 3. CONCEPTOS GENERALES 4. METODOLOGÍA PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO 5. DIAGRAMA DE FLUJO Nomenclatura. Referencias

La denición de la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento (T.R.), es una de las más importantes tareas en el diseño de la perforación de pozos. Una mala selección puede tener graves consecuencias y poner en riesgo los objetivos de un pozo. Después de la estimación de los gradientes de formación el siguiente paso es ubicar la posición de las TR’s, con lo que se completa la Ingeniería Básica de la planeación de la perforación de un pozo. En esta guía se muestran los conceptos que se deben considerar así como la metodología a seguir para denir la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento.


1. OBJETIVO

El alcance de esta guía es establecer los principales criterios para denir las profundidades de asentamiento de las tuberías, tomando en cuenta la función de cada tipo de tubería.

El objetivo de esta guía es establecer los criterios para denir las profundidades de Asentamiento de las Tuberías de Revestimiento, que nos permitan alcanzar el (los) objetivo(s) con el diámetro de terminación más conveniente, para la exploración o explotación de hidrocarburos.

3. CONCEPTOS GENERALES Una vez construido el perl de geopresiones pronosticado, el siguiente paso, en el diseño del pozo, es denir el asentamiento de las tuberías de revestimiento. El proceso tradicional se realiza partiendo del fondo del pozo, hacía la parte superior, como se indica en la Figura 1. Como veremos más adelante, este proceso puede invertirse y realizarlo desde la parte supercial hacia el fondo del pozo.

2. INTRODUCCIÓN En la construcción y durante la vida útil de un pozo petrolero, las tuberías de revestimiento son preponderantes, para lograr el objetivo del pozo. Por lo tanto la denición de la profundidad de asentamiento forma parte importante del diseño de la perforación. Además, las TR’s representan una considerable porción del costo total del pozo, que varía entre el 15 y 35%, del mismo.

Es necesario precisar que el ejemplo mostrado en la Figura 1 aplica para pozos con objetivo a nivel Terciario. Para pozos a nivel Mesozoico la TR de explotación se ubicara por debajo de la zona de presión alta (ZPA).

De acuerdo con las funciones especícas de las tuberías de revestimiento, las cuales se describen en la sección de conceptos generales, éstas se clasican como: tubería supercial, tubería intermedia y tubería de explotación o producción.

ASENTAMIENTO DE TR'S ASENTAMIENTO DE TR'S

GRADIENTE (g/cc) GRADIENTE (g/cc) 11

1.2 1.2

1.4 1.4

1.6 1.6

1.8 1.8

Asentamientos Asentamientos Asentamientos 22

2.2 2.2

0 0

La denición de las profundidades de asentamiento está en función de las condiciones geológicas y geomecánicas a perforar. El criterio de selección de la profundidad de asentamiento varía de acuerdo a la función especíca de cada sarta de tubería de revestimiento. El aislamiento de zonas deleznables, zonas de pérdida de circulación y zonas de presión anormal, son algunos criterios de selección.

2

TA TA 384 m 384 m

500 500

1000 1000

G. Fractura G. Fractura 1500 1500

2 2

) m (

) 2000 2000 D m ( A D D I A D D I N D2500 2500 U N U F F O O R R P P

3000 3000

3500 3500

4000 4000

4500 4500

Formación G. G. Formación

1 1

T.R. Superficial T.R. Superficial T.R. Intermedia T.R. Intermedia T.R. Explotación T.R. Explotación

P. Total P. Total 5000 5000

Figura 1. Asentamiento de TR’s


A continuación se describe brevemente la nalidad del asentamiento de cada uno de los tipos de tuberías de revestimiento:

Los principales parámetros que inuyen en la determinación de la profundidad de asentamiento de las TR’s son: 1. Profundidad del (los) objetivo(s)

Tubo conductor.- Su objetivo es

aislar acuíferos superciales y tener un medio para la circulación del uido de perforación. Para el caso de equipos que utilizan cabezales submarinos (semisumergibles, barcos, etc.), el conductor unido a la base guía permanente y el housing tienen el objetivo de alojar el cabezal submarino, mismo que recibirá los colgadores de las próximas tuberías.

2. Diámetro requerido al objetivo. 3. Tipo de formación y su contenido

de uidos 4. Presión de poro y de fractura 5. Densidad del uido de control 6. Presión diferencial

Tubería supercial.- Tiene como

objetivo, aislar acuíferos superciales e instalar conexiones superciales de control. También, en el caso de equipos semisumergibles, permite la instalación del cabezal submarino y de los preventores submarinos, así como del riser, para tener el medio de circulación del uido de perforación. Tubería intermedia.- Se cementa

en la cima de la zona de presión anor malmente alta, para cambiar la base al lodo de perforación e incrementar la densidad del mismo. Cuando las zonas de presión anormal se extienden en profundidad, o se presentan intercalaciones de zonas de alta y baja presión, será necesario emplear más de una tubería intermedia. Tubería de explotación.- Permite la explotación selectiva de los intervalos que presenten las mejores características.

7. Máximo volumen al brote durante la

perforación

4. METODOLOGÍA PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Se plantea en esta guía dos esquemas para la denición de los asentamientos de TR’s: • •

Esquema I – Convencional Esquema II – Ajustado

El esquema I debe ser realizado, en primera instancia, para el diseño de todos los pozos, tanto exploratorios como de desarrollo, y determina el número mínimo de tuberías a utilizar en la geometría programada (Figura 2).

3


ASENTAMIENTO DE TR'S ASENTAMIENTO DE TR'S ESQUEMA I CONVENCIONAL ESQUEMA I - CONVENCIONAL

GRADIENTE GRADIENTE (g/cc) (g/cc) 1 1

1.2 1.2

1.4 1.4

1.6 1.6

1.8 1.8

Asentamientos Asentamientos Asentamientos 2 2

2.2 2.2

0 0

TA TA 384mm 384

tubería (ó liner) de explotación en el esquema II.

500 500

A continuación se explica la metodología para cada unos de los esquemas señalados.

1000 1000

G. Fractura G. Fractura 1500

)1500 m (

D ) 2000 2000 A m ( D I D D A D N I D2500 U 2500 N F U F O O R R P P 3000 3000

3500 3500

4000 4000

4500 4500

2 2

1

G.G. Formación Formación

4.1 Esquema I – Convencional

T.R. Superficial T.R. Superficial T.R. Intermedia T.R. Intermedia

La metodología propuesta para este esquema es un método gráco principalmente, y consta de los siguientes puntos:

T.R. Explotación T.R. Explotación P. Total P. Total

5000 5000

Figura 2. Esquema I – Convencional

El esquema II establece consideraciones adicionales que, dependiendo de las características del pozo a diseñar, serán o no tomadas en cuenta para ajustar los asentamientos obtenidos en el esquema I, respetando las premisas del esquema convencional (Figura 3). ASENTAMIENTO ASENTAMIENTO DEDE TR'STR'S ESQUEMA -AJUSTADO ESQUEMA II II - AJUSTADO

GRADIENTE (g/cc ) GRADIENTE (g/cc) 1 1

1.2 1.2

1.4 1.4

1.6 1.6

1.8 1.8

Asentamientos Asentamientos 2 2

2.2 2.2

0 0

TA TA 384mm 384

500 500

1000 1000

G. Fractura G. Fractura

1500

2

)1500 m (

D ) 2000 2000 A m ( D I D A D D I N D2500 2500 U N F U F O O R R P P 3000 3000

3500 3500

4000 4000

4500 4500

3. Asentamiento de la TR de Explotación

1

Formación G.G.Formación

1. Recopilación de Información. 2. Evaluación y gracación de parámetros: a) Márgenes de Control. b) Efecto de Brote. c) Presión diferencial. d) Densidad Equivalente de Circulación. e) Correlación Estratigráca y Litología. f) Estabilidad del Agujero. 4. Asentamiento de las TR’s Intermedia y Supercial

Objetivo Objetivo 11 2

T.R. Superficial T.R. Superficial T.R. Intermedia T.R. Intermedia

Objetivo 2 Objetivo 2

T.R. Expl otación T.R. Explotación

1

P. Total Total

4.1.1 Recopilación de Información

5000 5000

Figura 3. Esquema II - Ajustado

Al comparar los esquemas I y II (Figuras 2 y 3) se observa que para el diseño de un mismo pozo los asentamientos propuestos en el esquema convencional son ajustados para favorecer la posición de los objetivos, que puede ser un requerimiento para la terminación del pozo. Para esto se adiciona una 4

Para la planeación del asentamiento de TR’s es necesario recopilar la siguiente información1, que incluye la que se requiere para el Esquema II: * Profundidad del (los) objetivo(s) y total programada. * Diámetro de la T.R. de explotación o del agujero en la última etapa. * Trayectoria programada.


* Columna geológica programada. * Sección estructural con pozos de correlación. * Gradientes de presión de poro y de fractura. * Márgenes de viaje empleados durante el movimiento de tuberías. * Margen del uido de perforación para control de posible brotes. * Densidades del uido de control. * Curvas de estabilidad mecánica del agu jero (Presión de colapso, esfuerzo mínimo; expresados en gradiente de presión)

Con esta información se procede a evaluar, y posteriormente, a gracar los parámetros a considerar. 4.1.2 Evaluación y gracación de parámetros

A los valores de la presión de poro y fractura se les deberá afectar por un margen de control que considere los efectos de viaje de la tubería (pistoneo y succión) y la posible ocurrencia de un brote. El rango de valores que se maneja para estos márgenes se explica más adelante.

Además, es necesario conocer la geología del área donde se planea perforar el pozo, para tomar en cuenta la posible presencia de: estratos salinos, zonas de lutitas hidratables y/o deleznables, acuíferos, estratos con H2S o CO2, in-

tervalos de sello de lutitas, que aíslan zonas mas profundas donde varía la presión de formación; zonas depresionadas, fallas geológicas, zonas de alta presión, formaciones no consolidadas, formaciones altamente fracturadas o vugulares, formaciones con aportación de agua, etc. 4.1.2.1 Márgenes de Control sobre la Presión de Poro (MPp)

El margen de control sobre la presión de poro estará conformado por la suma del margen de viaje y un factor de seguridad. Para estos márgenes es necesario realizar cálculos de las presiones de empuje y succión en pozos de correlación o suponiendo una geometría conocida del pozo a perforar. Esto se debe realizar a diferentes profundidades, en función de las propiedades del uido de control, la geometría del pozo y a diferentes velocidades de viaje de la sarta de perforación en condiciones críticas (barrena embolada) y/o diferentes velocidades de introducción de las tuberías de revestimiento. Sin embargo, existen valores reportados en la literatura 3,4 que varían entre 0.024 a 0.060 gr/cc para el margen de viaje (succión y empuje). Además de estos márgenes, es deseable emplear pesos de lodo que ejer zan una presión mayor a la presión de formación ( 20 kg/cm2), por lo que se debe considerar un factor de seguridad para la densidad equivalente del lodo a utilizar, de entre 0.024 a 0.036 gr/cc. ≈

5


Asumiendo lo anterior, se puede denir el margen de control como la suma del margen de viaje y el factor de seguridad dando como resultando valores entre 0.05 a 0.10 gr/cc sobre el gradiente de presión de poro (ver Figura 4). Los valores recomendados se muestran en la siguiente tabla: Margen sobre la P p Viaje Seg uridad

Valor Valores Publicados recomendado [gr/cc] [gr/cc] 0.024 -0.060 0.030 0.024 -0.036 0.020 0.050 Total

Tabla 1. Márgenes de Control para la Presión de Poro ASENTAMIENTO DEDE TR'S ASENTAMIENTO TR'S

GRADIENTE (g/cc) GRADIENTE (g/cc) 1 1

1.2 1.2

1.4 1.4

1.6 1.6

1.8 1.8

Asentamientos Asentamientos Asentamientos Asentamientos 22

2.2 2.2

0 0

TA TA 384mm 384 500 500

4.1.2.2 Margen de Control sobre la Presión de Fractura (MPf)

Así mismo, se debe utilizar un margen de fractura por efecto de empuje durante la introducción de tuberías o en el caso del control de un brote, por lo que se debe reducir al gradiente de fractura pronosticado en un rango similar al mar gen de viaje (0.024 a 0.060 gr/cc)3,4. Este valor puede ser obtenido, para cada área en particular, de pozos de correlación donde se hayan realizado operaciones de control de brotes, es decir, la densidad del uido para controlar el brote menos la densidad del uido de perforación antes de que ocurriera el brote. El valor recomendado es de 0.030 gr/cc.

1000 1000

G. Fractura G. Fractura

1500

Margen sobre la Pf

)1500 m (

D ) 2000 2000 A m ( D I D D A D I N D2500 2500 U N F U F O O R R P P 3000 3000

Viaje

G.G. Formación Formación

3500 3500

4000 4000

4500 4500

P. Total P. Total

Valores Publicados [gr/cc] 0.024-0.060

Valor recomendado [gr/cc] 0.030

Total

0.030

Tabla 2. Márgenes de Control para la Presión de Fractura

5000 5000

Figura 4. Grafcación de gradientes incluyendo márgenes de control para el Asentamiento de TR’s.

6

Sin embargo, para pozos exploratorios costa afuera, en especial los ubicados en aguas profundas, se recomienda utilizar un margen de 0.05 gr/cc, en razón de disminuir el riesgo de pérdidas de circulación las cuales tienen un gran impacto en pozos con estas características.


4.1.2.3 Margen por efecto de presión diferencial La presión diferencial se dene como la diferencia entre la presión hidrostática del uido de control y la presión de formación, a cierta profundidad. Se deben obtener dos rangos, uno para la zona de transición (normal a anormal) y otro para la zona de presión anormal. Se pueden utilizar valores de acuerdo con la experiencia en cada área en particular. Además, existen valores generales repor tados en la literatura 3,11 sobre la cantidad de presión diferencial que puede tolerar se sin que ocurran pegaduras de tuberías, los cuales están entre: Zonas de transición (normal a anormal) 1,400-2,000 lb/pg2 (98 - 140 kg/cm2) Zonas de presión anormal 2,500-3,000 lb/ pg2 (175 - 210 kg/cm2). Los valores anteriores son únicamente recomendados en base a la experiencia, y su exactitud dependerá de las condiciones de operación, propiedades del lodo y conguración de la sarta de perforación. La evaluación de este parámetro es muy importante ya que puede presentarse una pegadura por presión diferencial si la densidad del lodo es muy alta con respecto a la presión de formación, y ocurre cuando una sarta sin movimiento es forzada al interior de una formación permeable.11

En pozos donde no exista evidencia de

zonas de presión anormalmente alta o baja, se establece que sólo se asentarán las tuberías de explotación y la supercial, siempre y cuando las condiciones litológicas así lo permitan. A continuación se describe la metodología para cada tipo de tubería de revestimiento. 4.1.3 Asentamiento de la Tubería de Explotación

Aunque generalmente una tubería de explotación se coloca hasta la profundidad total programada, se debe considerar que la premisa es asentarla a la profundidad donde se permita la explotación del (los) intervalo(s) denido(s). Por tanto en la gracación de los parámetros se deberá señalar la profundidad del (los) objetivo(s) y la profundidad total programada. Puede existir el requerimiento de explotar o probar varios objetivos a diferentes profundidades, pero se deberá solicitar la jerarquización de los mismos, para establecer uno solo, como objetivo principal; y para el cual la geometría programada del pozo deberá priorizar los asentamientos de las tuberías de revestimiento. De acuerdo a las cuencas petroleras de México existen principalmente 3 (tres) posibilidades para el asentamiento de tuberías de explotación, de acuerdo a los objetivos del pozo: • Pozos con objetivo Jurásico (Mesozoico) • Pozos con objetivo Cretácico 7


(Mesozoico) • Pozos con objetivo Terciario

5000 MTS

Los criterios recomendados para cada una se explican a continuación.

BL

5650 md,

9 7/8” (Intermedia)

En este caso una TR de explotación se ubica al nivel de Jurásico, a la profundidad total programada, y otra en la base de Cretácico, a la entrada del Jurásico (ver Figura 5). OI: 3712 MV, 3849 MD ES: 3798 MV, 3945 MD EM: 3968 MV, 4134 MD EI: 4043 MV, 4217 MD

9 7/8-9 5/8” @ 4380 MV, 4590 MD (61 MV dentro de PS)

4000

F BK1: 4243 MV, 4440 MD PS: 4318 MV, 4523 MD PI: 4404 MV, 4619 MD KS: 4458 MV, 4679 MD

5165 md, 5113 mv

Paleoc. Sup.

5590 md, 5538 mv

5598 mv (60 m dentro de P.S)

Bna 8 ½”

4.1.3.1 Asentamiento para pozos con objetivo a nivel de Jurásico

Eoceno

@ 5170 md

6000 MTS

7”

6760 md,

(Explotación)

6708 mv

Cretác. Sup.

5876 md, 5824 mv

Cretác. Med.

6321 md, 6269 mv

P.T. 6760 md, 6708 mv

Figura 6. Asentamiento de TR’s de Explotación con Objetivo Cretácico

4.1.3.3 Asentamiento para pozos con objetivo a nivel Terciario

En principio, se programará una TR de explotación a la profundidad total programada, la cual deberá cubrir el objetivo más profundo del pozo (ver Figura 7).

4500

B. L. 9 5/8” Bna. 8 ½”

2060 m

KM: 4683 MV, 4929 MD

BL 5” @ 4950 MV, 5225 MD

7 5/8” @ 5100 MV, 5390 MD

TR 13 3/8” (Intermedia)

KI: 4883 MV, 5152 MD JST: 4978 MV, 5257 MD

2160 m

Mio. .Med Cima Obj. A

(43 MV antes de JSK)

5” @ 5443 MV, 5756 MD

2065 m

5000

JSK: 5143 MV, 5437 MD

Bna. 6 ½”

PT @ 5443 MV, 5756 MD

Plio.Inf

2270 m

PT: 5443 MV, 5756 MD Bna 12 ¼”

5500

Figura 5. Asentamiento de TR’s de Explotación con Objetivos Jurásico y Cretácico

B. L. 7 5/8” 2920 m

TR 9 5/8” (Explotación)

2500 m

Mio. Inf Cima B

2550 m

Base B

3695 m

3020 m

4.1.3.2 Asentamiento para pozos con objetivo a nivel de Cretácico.

Se programara una TR de explotación a la profundidad total programada, a nivel del Cretácico o en la cima del jurásico Superior.

Base Obj. A

Bna 8 ½”

TR 7 5/8” (Explotación)

3825 m Prof. 3825 m

Figura 7. Asentamiento para pozos con objetivo Terciario

Una TR intermedia será necesaria a la cima de Paleoceno o Cretácico (ver Figura 6).

8

Para el caso de objetivos adicionales y mas someros se deberá revisar la posición de los mismos y en caso de


ser necesario ajustar el o los asentamientos de las TR’s intermedias, para adicionar una o más tuberías de explotación. Estas consideraciones deben ser revisadas y analizadas después de completar el esquema de asentamientos convencional (tipo I). 4.1.4 Asentamiento de las Tuberías Intermedia y Supercial

Como se mencionó anteriormente, el proceso tradicional se realiza partiendo del fondo del pozo, hacía la parte superior, pero dependiendo de las características del caso en diseño, este proceso puede invertirse y realizarlo desde la parte supercial hacia el fondo del pozo. Por tanto se describe a continuación la metodología para cada opción y su aplicación. 4.1.4.1 Asentamientos hacía arriba

de

abajo

a) TR(‘s) Intermedia(s)

Después de denir el asentamiento de la(s) TR(‘s) de Explotación el siguiente paso es decidir la longitud de agujero descubierto que el pozo puede tolerar antes del asentamiento de la tubería intermedia. Generalmente se considera que los gradientes de poro y fractura denen la ventana operativa para la perforación sobrebalance, y por ende determinan la máxima longitud del agujero descubierto. La densidad del lodo en la sec-

ción del agujero descubierto deberá ser lo sucientemente alta para prevenir manifestaciones del pozo y soportar las paredes del agujero, y lo sucientemente ligera para evitar las pérdidas de circulación.11 De tal forma que para seleccionar la profundidad de la TR intermedia se procede de la siguiente forma: • Se gráca la presión de formación más su margen de control, y la presión de fractura, menos su margen respectivo, (todos expresados en gradiente de densidad de lodo equivalente) contra la profundidad. • A partir del máximo valor de densidad a utilizar en el fondo del pozo, que debe ser mayor al gradiente de presión de poro y menor que el gradiente de fractura sobre la sección de agujero descubierto, se proyecta una línea vertical hasta interceptar la curva del gradiente de fractura afectado por su margen de seguridad. La profundidad de esta intersección denirá el asentamiento de la tubería intermedia más profunda. • En función de la profundidad total del pozo y del comportamiento de las geopresiones pronosticado, se procederá de la misma manera, en caso de que se requieran tuberías intermedias adicionales, como se ilustra en la Figura 8. Este proceso se repite hasta alcanzar la profundidad de asentamiento de la tubería supercial, que diere del procedimiento anterior. 9


Para cada asentamiento de tubería intermedia, será necesario revisar el margen por presión diferencial para asegurar que no se exponga al pozo a un riesgo de pegadura por presión diferencial. ASENTAMIENTO DETR'S TR'S ASENTAMIENTO DE GRADIENTE (g/cc) GRADIENTE (g/cc) 1 1

1.2 1 .2

1.4 1.4

1.6 1.6

1.8 1. 8

Asentamientos Asentamientos 22

2.2 2.2

0 0

TA TA 384mm 384

D E b = D * I fc + Gf mc E b Di * I fc Gf mc Di

[ ]

500 500

1000 1000

1500 )1500 m (

D ) 2000 A 2000 m D ( I D D A N D I D2500 U 2500 N F U O F O R R P P 3000 3000

P<140 kg/cm 22 P<140 kg/cm

G. Fractura G. Fractura 2 2

P<210 kg/cm

G. Formación G. Formación

3500 3500

T.R. Superficial T.R. Superficial

4000 4000

T.R. Intermedia T.R. Intermedia

4500 4500

T.R. Explotación T.R. Explotación

P<210 kg/cm2

2

obtiene con la siguiente ecuación:

∆ p =

(

fin

)

−

inicio *

Di

(1)

10

Donde fin es la densidad del uido de control a la profundidad nal de la T.R. que se esta revisando, y inicio la densidad del uido de control a la profundidad del asentamiento o etapa anterior, en (gr/cc).

1 1

Los valores recomendados para revisar, según lo señalado en el inciso 4.1.2.3, son:

P. Total P. Total 5000 5000

Figura 8. Asentamiento de TR’s Intermedia y Superfcial – De abajo hacía arriba

* Para el asentamiento de la TR (1) (Figura 8), en la zona de presión anor malmente alta :

Corrección por Presión Diferencial

Una vez que las profundidades de asentamiento de las tuberías intermedias han sido establecidas, se deberán tomar en cuenta los problemas de pegadura por presión diferencial, para determinar si existe riesgo de pegadura por presión diferencial, ya sea de la sarta de perforación o de la tubería de revestimiento. Para esto, se evalúa la máxima presión diferencial que se puede presentar con el arreglo seleccionado. Esta revisión deberá hacerse desde la tubería más supercial (Figura 8. Asentamiento 2) hasta la más profunda (Figura 8. Asentamiento 1). La presión diferencial ( ∆ p ,en kg/cm ) a cualquier profundidad (Di en m), se 2

10

∆ p lim <

175 kg/cm 2

* Para el asentamiento de la TR (2) (Figura 8), en la zona de presión nor mal, o de transición: ∆ p lim<98

2

kg/cm

En caso de no cumplir alguna de estas condiciones se deberá corregir la profundidad de asentamiento de la tubería intermedia, por medio de la siguiente expresión: plim * 10 corr = + inicio (2) fin Di La densidad del lodo, fin corr puede emplearse para localizar la profundidad donde existe esta presión dife-


rencial, con lo que se dene la nueva profundidad de asentamiento de la TR intermedia. b) Tubería Supercial

Para este caso es necesario considerar el concepto de la tolerancia al brote, en el cual se compara la curva del gradiente de presión de fractura con la presión generada en el pozo durante el control de un brote. En este caso el objetivo es seleccionar la profundidad de asentamiento que evite un brote subterráneo, por lo cual es necesario determinar una profundidad a la cual la formación tenga la capacidad suciente para soportar las presiones impuestas por un brote. La metodología propuesta es la siguiente: a) Suponer una profundidad de asentamiento (Di ). b) Con esta profundidad calcular la presión, expresada en gradiente, impuesta por un brote (Eb, efecto de brote, en (gr/cc)), por medio de la siguiente ecuación:

 D  E b =   * I fc + Gf mc  Di 

profundidad de la siguiente etapa de perforación, en (m). c) Determinar el gradiente de fractura para la profundidad seleccionada, Gfrac . d) Comparar E b con Gfrac , expresados en densidad equivalente. Si los valores coinciden entonces la profundidad supuesta es la profundidad mínima para el asentamiento de la TR supercial. e) En caso de que no coincidan estos valores, se debe suponer otra profundidad y repetir el proceso hasta que coincidan los valores de densidad equivalente. La profundidad que cumpla con estos requerimientos será la profundidad mínima a la cual podrá asentarse la TR super cial. De tal forma que una profundidad mayor puede ser seleccionada, siempre y cuando se cumpla con criterios técnicos y económicos que justiquen la inversión de la longitud adicional de tubería de revestimiento. 4.1.4.2 Asentamientos hacía abajo

de

arriba

(3)

Donde I fc es el incremento en el uido de perforación para controlar el brote en unidades de densidad equivalente, normalmente igual a 0.06 gr/cc, Gf mc es el gradiente de presión de formación afectado por el margen de control, (gr/ cc), Di la profundidad de interés y D la

a) TR Supercial

Con el n de mejorar la conguración mecánica de pozos complejos y/o profundos se puede optar por denir los asentamientos de las tuberías superciales e intermedia(s) de arriba hacía abajo, ya que de esta forma se podrá ganar mayor gradiente para acortar la 11


longitud de las etapas posteriores. En el caso de pozos ubicados en aguas profundas, este criterio toma mayor relevancia, ya que, como se verá más adelante, al incrementarse el tirante de agua se reduce la ventana operativa.

ASENTAMIENTO DEDE TR'S ASENTAMIENTO TR'S ESQUEMA ESQUEMA II -- CONVENCIONAL CONVENCIONAL

b) TR(’s) Intermedia(s)

Después de denir el asentamiento de TR supercial el siguiente paso es decidir la longitud de agujero descubier to que el pozo puede tolerar antes del asentamiento de la tubería intermedia, y en su caso de las subsecuentes. Para esto se deberán aplicar los mismos conceptos señalados en el inciso 4.1.4.1.a., partiendo ahora de la posición de la tubería supercial hacía abajo, para ubicar la(s) tubería(s) intermedia(s) necesaria(s) (ver Figura 9).

1.2 1.2

1.4 1.4

1.6 1.6

1.8 1.8

Asentamientos Asentamientos Asentamientos 2 2

2.2 2.2

0 0

TA TA 384mm 384 500 500

1000 1000

G. Fractura G. Fractura 1500 )1500 m (

D ) 2000 2000 A m ( D I D D A D N I D2500 2500 U N F U F O O R R P P 3000 3000

Para denir la profundidad de la tubería supercial se deberán aplicar los mismos conceptos señalados en el inciso 4.1.4.1.b., donde se establece la profundidad mínima para ésta TR. Mas adelante, en el apartado para el esquema II – Ajustado, se describen las consideraciones adicionales para profundizar la tubería supercial.

GRADIENTE (g/cc ) GRADIENTE (g/cc) 1 1

3500 3500

4000 4000

4500 4500

1 1

Formación G.G.Formación

2

T.R. Superficial T.R. Superficial T.R. Intermedia T.R. Intermedia T.R. Explotación T.R. Explotación P. Total P. Total

5000 5000

Figura 9. Asentamiento de TR’s Superf cial e Intermedia – De arriba hacía abajo

4.2 Esquema II - Ajustado

Después de cumplir con los criterios establecidos en el esquema convencional para el asentamiento de cada tipo de tubería de revestimiento, es necesario revisar las siguientes consideraciones para, en su caso, ajustar los asentamientos propuestos: • Ajuste por litología y pozos de correlación. • Ajuste por estabilidad mecánica del agujero. • Ajuste para pozos que atravesarán cuerpos de sal. • Ajuste para pozos de aguas profundas.

12


Pozo 1 Pozo 2

Rayos Ga mma

4.2.1 Ajuste por Litología y Pozos de Correlación

30”

200

Asentami entos opuestos Pr

30” 30”

400 600 800

20”

20”

20”

1000

1200 1400

Es necesario comparar la profundidad determinada, de cada tubería de revestimiento, con los asentamientos reales de pozos de correlación, para analizar las posibles diferencias.

13-3/8”

1600

13-3 /8”

1800

)

13-3/ 8” 11-7/ 8”

2000

2200 m ( d2400 a2600 d i d2800 n u3000 f o r

9-5/8”

3200 P 3400 3600 3800 4000

9-5/8”

4200

Bna.12-1/4”

7”

4400

Así mismo debe revisarse la litología esperada a la profundidad determinada, para evitar que el asentamiento propuesto coincida con zonas deleznables, arenas, zonas posibles de ujo de gas, o agua, etc., que pongan en riesgo la estabilidad del pozo, y/o la integridad de la zapata, al perforar la siguiente etapa. Para este caso se utilizan registros litológicos como el de rayos gamma y/o el de resistividad, y se graca comparando los estados mecánicos de los pozos de correlación y los asentamientos propuestos; tal y como se muestra en la Figura 10. En caso de existir algún riesgo con la profundidad propuesta para alguna de las TR’s, se tienen dos opciones para su ajuste: Profundizar el asentamiento de la TR, hasta cubrir zona(s) riesgosa(s), siempre y cuando se tenga gradiente de fractura suciente en la zapata de la tubería anterior.

4600

7”

4800 5000

5200

5”

5”

5400 0

50

100

15 0

200

GR (API°)

Figura 10. Verifcación de Asentamiento(s) por Litología y Pozos de Correlación

Subir el asentamiento de la TR, para zonas de posible ujo de gas o agua se recomienda subir el asentamiento de la TR, para reducir el riesgo de inestabilidad del uido de control y para poder incrementar la densidad del uido en la siguiente etapa y atravesar estas zonas con mayor seguridad. Para decidir qué opción es la más favorable deben revisarse los antecedentes en las historias de perforación de los pozos de correlación. 4.2.2 Ajuste por estabilidad mecánica del agujero

Cuando se caracterizan mecánicamente las formaciones (se conocen sus propiedades mecánicas y los esfuerzos in-situ) es posible optimizar los asentamientos de las TR’s, en función de la estabilidad mecánica del agujero; ya que la ventana de operación estará ahora en función de la presión de co-

13


lapso (falla del agujero por esfuerzo de corte) de las paredes del pozo y de la presión de poro, como límite inferior, y del esfuerzo horizontal mínimo, como límite superior (ver Figura 11).

Presión de Poro

Presión colapso

Esfuerzo Mínimo

Figura 11. Ajuste de TR’s por Estabilidad Mecánica

Cabe mencionar que en pozos donde la ventana operativa, entre la presión de poro y el gradiente de fractura, sea reducida se ajustará la profundidad de las TR’s dando prioridad a éstos per les para no incrementar en demasía el número de tuberías y arriesgar así, el alcanzar la profundidad total programada. Lo importante en este caso es implementar las medidas para mitigar los riesgos de atrapamientos de tuberías y/o de pérdidas de circulación.

14

4.2.3 Asentamiento de TR’s para pozos que atraviesan cuerpos salinos.

Las características y condiciones de un cuerpo salino pueden variar signicativamente. Por lo tanto, los ajustes que pudieran hacerse a los asentamientos de TR’s van a depender en mayor medida del conocimiento que se tenga de las formaciones salinas y de su comportamiento. De tal forma que solamente se enuncian, en este apar tado, recomendaciones generales para ubicar las tuberías de revestimiento en un pozo que atraviesa este tipo de for maciones. La ventaja de colocar una TR super cial o intermedia por arriba de la sal es que dicha tubería estará aislada de los efectos de la uencia de la sal. Además, esto permite garantizar una zapata de TR competente en caso de que se requiriera desviar el pozo (por ejemplo sí se presentan problemas dentro de la sal o por debajo de ésta). Las desventajas de este criterio son que el peso del lodo, que se pudiera requerir para evitar la uencia de la sal o para controlar zonas de alta presión dentro de la sal y en secciones subsalinas (por debajo del cuerpo salino), está limitado por la resistencia alcanzada en la zapata por encima del cuer po salino. Por lo que en la mayoría de los casos es recomendable colocar una tubería a la entrada de la sal. En este caso la


resistencia que se obtiene, a nivel de la zapata, es mayor y permite manejar una mayor densidad del lodo para el control de la uencia de la sal y/o zonas sobrepresurizadas (ver Figura 12).

4100 m 4230 m 4430 m

BL 7 5/8”

M.M. 3770 M

4.2.4 Asentamiento de TR’s para pozos en Aguas Profundas

TIE BACK 9 5/8” LINER 11 7/8”

SAL 4430 M

O.I. 4930 M

5420 m

TR 9 7/8”

E.S. 5160 M E. I. 5250 M P 5400 M

5700 m 5900 m

BL 5 1/2” TR 7 5/8”

K.S.5670 M K.M. 5750 M K.I. 5790 M JST. 5880 M JSK.6200 M

6580 m

TR 5 1/2”

Por lo que es recomendable revisar toda la información disponible acerca de la sal y de sus características, a partir de los pozos exploratorios y de desarrollo, para optimizar las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento.

P.T. 6580 M.V.

Figura 12. Ajuste de TR’s por presencia de sal

La desventaja principal de este criterio es que la zapata de la TR pudiera quedar ubicada en una capa de sal de alta movilidad que llegara a comprometer su integridad por exponerla a cargas no uniformes. Es importante observar que en zonas de transición con la sal, y otras zonas subsalinas el gradiente de fractura se haya reducido (lo que requiere limitar la densidad del lodo para prevenir perdidas de circulación), pero también pueden presentarse zonas de alta presión de formación (lo que requiere suciente densidad del lodo para el control del pozo) Este comportamiento variado de los cuerpos salinos diculta establecer la densidad adecuada del lodo de control para su perforación.

El diseño de la perforación de pozos en aguas profundas, es diferente comparado con el realizado en pozos de aguas someras o en pozos terrestres. Los pozos ubicados en aguas profundas ven reducida su ventana de operación por el efecto que tiene el tirante de agua en el gradiente de sobrecarga. A medida que el tirante de agua se incrementa dicha ventana se reduce considerablemente. Por tanto, después de planear el asentamiento de la tubería conductora, el diseño de pozos para aguas profundas debe continuar con la selección de la profundidad de asentamiento de la TR supercial, y una vez que esta profundidad ha sido denida, se determinan los siguientes puntos de asentamiento de la(s) TR(’s) intermedia(s), de acuerdo a los perles de presión de poro y fractura estimados. Es decir aplicamos la metodología de asentamientos de arriba hacía abajo, descrita en el punto 4.1.4.2. Las consideraciones adicionales para la denición del asentamiento de TR’s en aguas profundas son: 15


i. Control de la densidad equivalente

de circulación (DEC). ii. Profundización de la tubería de re-

vestimiento supercial. iii. Manejo de riesgos someros (gas/

agua). A continuación se explica cada una. i) Control de la DEC.- La densidad

equivalente de circulación se ve afectada por las bajas temperaturas en el fondo marino, lo que se traduce en un aumento de la DEC, por lo que se tiene que evaluar para cada etapa del pozo y evitar que rebase el gradiente de fractura menos su margen de control correspondiente (revisar sección 4.1.2.2). Así mismo, dependiendo del tipo de uido de perforación que se utilice se generarán equivalentes de circulación distintos; debido a la variación de la temperatura entre el lecho marino y el fondo del pozo (ver Figura 13). Etapa

Prof. (m)

Densidad Lodo (gr/cc)

Gradiente fractura (gr/cc)

E.I. DEC (gr/cc)

Sintético DEC (gr/cc)

B-Agua DEC (gr/cc)

171/2"

1500-1850

1.15

1.21

1.27

1.20

1.20

121/4"

1850-2900

1.25

1.32

1.29

1.27

1.28

81/2"

2900-4000

1.40

1.48

1.49

1.46

1.49

Dens. DEE DEC DEC + Recortes DEC + Recortes + rpm Surgencia Suaveo Presión de Poro

Gradiente Fractura

Figura 13. Variación de la DEC en pozos de aguas profundas

16

ii) Profundización de la TR Supercial.- A medida que la tubería

supercial pueda ser colocada mas profunda, las subsecuentes TR’’s se podrán asentar a mayor profundidad, y de esta forma se reduce el riesgo para alcanzar la profundidad total programada, por la estrecha ventana de operación que caracteriza a los pozos ubicados en aguas profundas. Para este propósito se perfora la etapa supercial con la técnica de “riserless” y es recomendable aplicar el método “pump and dump”, el cual consiste en el bombeo de agua de mar y baches de lodo hasta cierta profundidad, y posteriormente se emplea una mezcla de lodo base agua pesado (1.8 a 2.0 gr/ cc) y agua de mar, para generar la densidad equivalente necesaria para mantener el sobrebalance, hasta alcanzar una profundidad determinada para la TR supercial. iii) Manejo de riesgos someros (gas/agua).- Otra característica del

ambiente de pozos en aguas profundas es la presencia de riesgos someros que pueden presentarse a poca profundidad y que representan el riesgo de tener ujos de agua o gas. Por tanto, es necesario revisar previamente los estudios correspondientes para la localización a perforar. La escala utilizada para calicar cualitativamente la severidad de un riesgo somero de agua, es la siguiente:


• Insignicante - Cuando el lodo y los recortes pueden caer en la parte baja de la base guía, pero no en la parte superior.

guía, vertiéndose hacía afuera por el lado de los puertos. • Severo - Un ujo vertical fuerte, que alcanzaría arriba de los 30.5 m (100 ft) de altura, por arriba de la base guía.

• Bajo - Cuando los recortes y el lodo se desplazan desde la parte alta de la base guía y caen hacía afuera por el lado de los puertos.

Una vez denida la localización del pozo y la ubicación de los cuerpos de arena con riesgo potencial de gas o agua, el criterio recomendado en esta guía es asentar la TR supercial antes de la profundidad estimada para un riesgo somero (de agua o de gas) con una magnitud mayor a “bajo”, es decir “moderado” o “alto” (ver Figura 14).

• Moderado - Un ujo que alcanzaría hasta 3 m (10 ft) por arriba de la base guía. • Alto - Un ujo que alcanzaría por arriba de los 3 m (10 ft), y hasta 30.5 m (100 ft) por arriba de la base

PROFUNDIDADES (M) BLM

BSM

POTENCIAL POTENCIAL TDY ESPESOR BSM PARA (metros) PARA GAS (seg) SWF SOMERO

0 17

1221 1238

1.631 1.653

El fondo marino es generalmente suave y parece ser estable. La pendiente del fondo marino es ll l de 2.8º (5.0%) hacia el noreste l ll l Sedimentos fallados de grano fino intercalados l ll con depósitos de deslizamientos.

l l

Depositos arenosos, fallados, semicontinuos, intercalados con depósitos de deslizamientos de grano fino y arcillas paralelo ll l l l estratificadas. l l

126 143 167

Principalmente arcillas paralelo- estratificadas intercaladas con depósitos de deslizamientos de grano fino. Arenas cargadas de hidrocarburo son posibles en las porciones media y basal de la secuencia.

ll l l

l

l l l

l

Predominantemente arcillas paralelo-estratificadas intercaladas con posibles depósitos de deslizamientos delgados y posibles arenas cargadas de hidrocarburo.

1354 1388

1.807 1.835 177

BAJO

INSIGNIFICANTE

MODERADO

BAJO

BAJO

INSIGNIFICANTE

1489 320 360 393

Arcillas paralelo-estratificadas intercaladas con depósitos de deslizamientos delgados de grano fino l ll l l l l l l l l

INSIGNIFICANTE INSIGNIFICANTE INSIGNIFICANTE INSIGNIFICANTE

1541 1581 1614

2.007 2.050 2.085

40 213

533

1754

173

2.229 142

675

1896

2.369

738

1959

2.430

INSIGNIFICANTE INSIGNIFICANTE

63

MODERADO

257

BAJO

BAJO

515

995 1048 1089

1289

2216 2249 2310

2510

2.664 2.710 2.745

2.911

53

MODERADO

41

MODERADO

200

BAJO

529

INSIGNIFICANTE

INSIGNIFICANTE

127 MODERADO 1416

2637

3.010

1577

2798

3.131

161

BAJO

BLM: Profundidad vertical bajo el lecho marino BSM: Profundidad vertical bajo la superficie del mar TDV: Tiempo doble via bajo la superficie del mar

Figura 14. Ejemplo de Mapa de Riesgos Someros l l

l

ll

l

l

l l

17


ESP. ROT. NM = 25.6 m

PROGRAMADA MVBMR

TIRANTE DE AGUA = 988 m

HOUSING 30” STC-10 , ID= 27” @ 1011.07 m

F.M

1013 m

Bna 26”

TR 30 “JETEADA”

1094 m

X-56, 456.57 lb/pie, XLF, Di=27 ” X-56, 309.72 lb/pie, XLF, Di=28 ”

Bna 8 ½”- 26”

TR 20” K-55, 94 lb/pie ANTARES ER, Di= 18.937”

1500 m

Plio.Sup

R.S. Moderado (gas)

1440 m

1541 m

5. DIAGRAMA DE FLUJO Para resumir esta guía se presenta a continuación un diagrama de ujo para denir el asentamiento de tuberías de revestimiento, el cual puede ser la base para la elaboración o actualización de procedimientos de diseño institucionales.

Bna 12 ¼”- 17 1/2”

B. L. 1700 m

TR 13 3/8” N-80, 68 lb/pie HD-521, Di= 12.25”

1900 m

Plio.Med

1845 m

La numeración de cada proceso corresponde al mismo número de subtema del capítulo 4 de esta guía.

Figura 15. Ajuste de asentamiento de TR’s por riesgos someros (gas/agua)

INICIO

Por ejemplo, en la Figura 14 se muestra un mapa de riesgos someros y existe un riesgo potencial de gas “moderado” hacía los 1541 mbnm, por lo que la TR supercial debería asentarse por arriba de esta profundidad.

1 1.1 1.2

Es importante mencionar que en cualquier caso se deberá revisar la tolerancia al brote para la profundidad de la TR supercial.

1.3

1.3.1

En la Figura 15 se muestra parte del estado mecánico programado considerando la ubicación del riesgo somero moderado.

NO

1.3.1.1

SI 1.3.2 NO

1.3.2.1

1.3.3 1

NO 1.4

I

18

SI

SI 1.3.3.1


I

NOMENCLATURA SI

1.4.1

D = Profundidad de la siguiente etapa

de perforación, (m)

NO 1.4.1

1.4.2

DEC = Densidad Equivalente de

Circulación Di = Profundidad de interés, (m)

2

Eb = Efecto de brote, (gr/cc) II

Gfmc = Gradiente de presión, (gr/cc)

2.1

Gfrac = Gradiente de fractura, (gr/cc)

SI

NO

2.1.1

Ifc = Incremento en el uido de

perforación (gr/cc) L = Profundidad de asentamiento de la

2.2

SI

TR, (m) 2.2.1

NO

MPf = Margen de control sobre presión

de fractura, (gr/cc) MPp = Margen de control sobre pre-

2.3

2.3.1

NO

2.4 NO

sión de poro, (gr/cc)

SI

SI

2.4.1

FIN

19


REFERENCIAS

Letras Griegas

lodo

= Densidad del lodo (gr/cm3) = Ángulo del pozo con respecto a la vertical (grados).

∆ p

fin

inicio

= Presión Diferencial, (kg/cm2)

2. Guía para la Predicción de Geopresiones, Gerencia de IngenieríaUPMP, 2003.

= Densidad del uido de control a la profundidad nal, (gr/cm3)

3. Applied Drilling Enginnering, Bour goyne, MillHeim, Young, Chenevert.

= Densidad del uido de control a la profundidad de inicio, (gr/cm3)

4. Drilling Engineering “A Complete Well Drilling Approach”, Neal Adams.

fin corr =

Densidad del lodo corregida, (gr/cm3)

m

= Densidad del lodo, (gr/cm3)

g

= Densidad del gas, (gr/cm )

frac

1. Determination of Casing Setting Depth Using Kick Tolerance Concept, Otto Santos, J.J. Azar, SPE30220.

3

= Gradiente de la fractura (gr/cm3)

5. Bulletin 5C3-API, Formulas and calculations for Casing, Tubing, Drill Pipe and Line Properties. 6. Maximum Load Casing Design, Char!es M, Prentice, DrilIingWellControl, Inc.; SPE 2560 7. A theorical and experimental approach to the problem of collapse of deep well casing, Holmquist, J.L. and Nadai, A. 8. Manual de Diseño de Tuberías de Revestimiento, PEMEX-Gerencia de Desarrollo de Campos e Instituto Mexicano del Petróleo, 1991. 9. Guía de Diseño de Aparejos de Producción, Gerencia de IngenieríaUPMP, 2003.

20


10.Guía para la Aplicación de la Geomecánica en el Diseño de la Perforación de Pozos, Gerencia de Ingeniería y Tecnología-UPMP, 2006. 11. John Mitchell, Perforando sin Problemas, 2004, Drilbert Engineering Inc. 12.E. Van Oort, Best Practices for Drilling, Casing & Cementing of Wells through salt. Global Hole Stability Team, 2007.

2a. Edición, Noviembre de 2008.

21

Guía 7a Tubería de Revestimiento.pdf

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