Guía de Diseño para la Hidráulica en la Perforación de Pozos Petroleros CONTENIDO 1. Objetivo 2. Introducción 3. Planeación de la hidráulica 4. Metodología práctica para el diseño de la hidráulica 4.1. Determinación del gasto máximo de flujo 4.2. Determinación del modelo reológico 4.3. Determinación del gasto mínimo de flujo 4.4. Determinación de las caídas de presión por fricción en cada componente del sistema. 4.5. Limpieza del pozo 5. Métodos de optimización de la hidráulica 5.1. Máxima potencia hidráulica en la barrena 5.2. Máxima fuerza de impacto 6. Efecto de la inclinación del pozo en la limpieza del mismo 7. Recomendaciones Recomendaciones Nomenclatura Referencias Apéndice A. Caracterización de un fluido Ley de Potencias Apéndice B. Metodología de cálculo de la velocidad mínima para levantar recortes
La perforación de pozos petroleros requiere requiere de una hidráulica que cumpla con diversos objetivos, entre ellos mejorar la eficiencia de la barrena y proveer un eficiente acarreo de recortes de formación a la superficie. Esta guía proporciona los conceptos de ingeniería básicos para optimizar la hidráulica en operaciones de perforación.
Guía de Diseño para la Hidráulica en la perforación de pozos petroleros
1. OBJETIVO Componente Tipo III Tipo IV Desarrollar una guía de diseño para la hidráulica Long m DI pg Long m DI pg en la perforación de pozos que proporcione los Tubería vertical 13.7 4 13.7 4 conceptos de ingeniería básicos para optimizar las Manguera 16.7 3 16.7 3 operaciones de perforación. Unión giratoria 1.6 2 ½ 1.8 3 Flecha 12 3 ¼ 12 4 2. INTRODUCCIÓN1 La perforación de pozos petroleros requiere de una hidráulica que cumpla con los objetivos de mejorar Bombas de lodos la eficiencia de la barrena y proveer un eficiente Se deben conocer el tipo y características de las acarreo de los recortes de formación a la bombas de lodos para determinar el gasto superficie. El sistema hidráulico está integrado por adecuado. Un gasto excesivo puede provocar el equipo superficial, la sarta de perforación, y el derrumbes, agujeros erosionados, disminución en espacio anular. El cálculo hidráulico en este la vida de la barrena, y aumento en la densidad sistema define el diámetro óptimo de las toberas de equivalente de circulación. Un gasto bajo o la barrena, con el cual se obtendrá la potencia deficiente ocasiona limpieza ineficiente del agujero, hidráulica del flujo del fluido de perforación que remolienda de recortes, embolamiento de la promueva la óptima remoción de recortes, barrena, y precipitación de recortes. La Tabla 2 incremento en la velocidad de penetración y en la muestra la capacidad de desplazamiento para vida de la barrena. En consecuencia, una bombas duplex y triplex. reducción en el costo total de la perforación. Tabla 2. Tipos y capacidad de bombas de lodo
Un sistema hidráulico eficiente requiere que todas Bomba Capacidad de desplazamiento sus partes funcionen de manera óptima. La Figura Duplex gal / emb = 0.0068*L*(2D2-d2) 1 muestra un esquema de las principales partes del Triplex gal / emb =
0.0102*D2*L sistema de circulación. Este se forma con los siguientes elementos: equipo superficial, tubería de perforación, barrena, y espacio anular. Las bombas de lodos, el tubo vertical y la manguera rotatoria son algunos de los principales elementos que conforman el equipo superficial del sistema de Sistema circulación. Equipo de superficie Se manejan 4 diferentes combinaciones del equipo de superficie con las características detalladas en la Tabla 1. Tabla 1. Tipos y características de equipo de superficie Componente Tipo I Tipo II Long m DI pg Long m DI pg
Tubería vertical 12 3 12 3 ½ Manguera 13.7 2 16.7 2 ½ Unión giratoria 1.2 2 1.6 2 ½ Flecha 12 2 ¼ 12 3 ¼ Figura 1. Sistema de circulación
de circulación
3 Guía de Diseño Práctico para la Hidráulica en la perforación de pozos petroleros
3. PLANEACIÓN DE LA HIDRÁULICA 4.1 Determinación del gasto máximo de flujo. En la planeación de la hidráulica se deben conocer Es el gasto máximo disponible, Qma, que la bomba x
al menos los siguientes parámetros: el estado puede desarrollar dentro de su límite máximo de mecánico del pozo, diámetro y características de la presión, Psma. x
sarta de perforación, información de las etapas de perforación anterior y actual, diámetro y HPs1714 máx
(1)
características de la barrena, y reología del fluido vmáxEQ= de perforación. Otros aspectos como el ritmo de máxPs penetración, desgaste de la barrena, costos de operación, problemas de erosión de las paredes Donde HPsmax es la máxima potencia superficial del agujero, y condiciones del lodo de perforación disponible y Ev es la eficiencia de la bomba. también deben ser tomados en cuenta. El diseño tradicional del programa hidráulico se basa en la 4.2 Determinación del Modelo reológico optimización de la limpieza del agujero en el fondo. Para la determinación del modelo reológico a Para optimizar este parámetro, los métodos utilizar es necesario caracterizar el fluido de aplicados son2: a) máxima velocidad a través de perforación. Las lecturas obtenidas del las toberas de la barrena, b) máxima potencia viscosímetro Fann se grafican en escalas lineales y hidráulica en la barrena, y c) máxima fuerza de logarítmicas. Si los datos graficados en escala impacto del chorro de lodo en el fondo del pozo. logarítmica muestran una línea recta, indican que el fluido se comporta de acuerdo al modelo de Ley Optimización de las toberas de Potencias. Si los datos graficados en escala Cuando se aumenta indiscriminadamente la lineal muestran una línea recta, indican que el potencia de la bomba, el gasto crecerá; y por lo fluido se apega al modelo de Plásticos de tanto, incrementarán las caídas de presión en el Bingham. El Apéndice A ilustra la caracterización sistema. Es decir, aumenta la potencia destinada de fluidos que se comportan de acuerdo al modelo para vencer la resistencia por circulación en todo el de Ley de Potencias. sistema sin mejorar en forma significativa la potencia hidráulica en la barrena. Esto significa que 4.3 Determinación del gasto mínimo de flujo
la optimización de la potencia hidráulica en la Es el gasto mínimo necesario para levantar los barrena se obtiene no necesariamente recortes a la superficie y se obtiene de acuerdo con aumentando la potencia de la bomba sino por la siguiente metodología. medio de la selección adecuada del diámetro de o Se estima un gasto inicial utilizando la las toberas. siguiente expresión empírica que relaciona el diámetro de la barrena, bD, y el gasto, iQ. Limpieza del pozo El flujo del fluido de perforación en el espacio
DQ= (2) anular debe cumplir entre otros con los siguientes 40*bi objetivos: dar estabilidad al agujero, proveer un enjarre adecuado para prevenir pérdidas de fluido Donde el factor 40 (gal/(minpg)) corresponde a un por filtrados excesivos, proveer la suficiente gasto adecuado para un ritmo de penetración presión hidrostática para contener la entrada de cercano o mayor a 4.5 m/hr. fluidos al pozo, y la remoción eficiente de los o La velocidad del fluido en el espacio anular, recortes de la formación. av, para este gasto es la siguiente: Q
(3) 4. METODOLOGÍA PRÁCTICA PARA EL DISEÑO 2251.24iav= eaDD−
()
DE LA HIDRÁULICA 1. Determinar el gasto máximo de flujo 2. Determinar el Modelo reológico donde aD es el diámetro del agujero y eD es el 3. Determinar el gasto mínimo de flujo diámetro exterior de la TP de trabajo. 4. Determinar las caídas de presión por fricción 5. Limpieza del pozo a, de acuerdo Se calcula una viscosidad aparente, µ con el modelo reológico seleccionado3.
4 Guía de Diseño Práctico para la Hidráulica en la perforación de pozos petroleros
Para un fluido plástico de Bingham, la viscosidad aparente se calcula con la siguiente ecuación: Donde C es un factor que depende del tipo de equipo superficial descrito en la Tabla 1. Los pydτ µ300+= (4) valores de C se presentan en la Tabla 3. pa
µ
v Donde µ p y τy son la viscosidad plástica y el punto Tipo de equipo C de cedencia respectivamente; dp es el diámetro del de superficie a
recorte y v la velocidad anular. I 1.00 a
II 0.36 Para un fluido Ley de Potencias, la viscosidad III 0.22 aparente se calcula con la ecuación: IV 0.15 n Tabla
n −1
+
3. Factor C para los diferentes tipos de equipo 1superficial.
2
− eanDDK
=µ (5) a
a
v
0208.060144
o Pérdida de presión por fricción en la tubería de
Donde K y n son los índices de consistencia y perforación 2
comportamiento del fluido, respectivamente. f Lvfρ ∆ (9)
P=
tp
Con la viscosidad aparente, µ a, el diámetro del iD3404 recorte, d, las densidades del recorte, ρ pp, y del fluido, ρ f , la velocidad de asentamiento de recortes, o Pérdida de presión por fricción en el EA slv, se obtiene estrictamente mediante un método 2
Lvfρ iterativo (Ver el detalle en el Apéndice B). Por af P=
∆
ea
3404 (10) simplicidad y para eliminar el método iterativo, en ()
DD−
ea
esta sección se define un régimen de flujo transición para la velocidad de asentamiento de la partícula y se calcula con la siguiente ecuación. o Pérdida de presión por fricción en la barrena 2
Qρ
667.0f
∆ (11)
() 341dρ− P=
b fpp
ρ
(6) 21303tA
333.0333.0sl
v=
ρ aµ f
Finalmente, esta es la velocidad anular mínima necesaria para levantar los recortes. El gasto 4.5 Limpieza del pozo mínimo se obtiene con la siguiente ecuación. 4.5.1 Determinación de la capacidad de acarreo o Gasto mínimo de flujo de recortes3. Se define la capacidad de acarreo de recortes, TF, 22
() DDv−
mineaa
Q=
como el transporte desde el fondo hasta la
(7) superficie de las partículas generadas por la
51.24mín
barrena. Se calcula con la siguiente expresión:
vF−
sl
=
1 (12)
T
4.4 Determinación de las caídas de presión por av fricción en cada componente del sistema. Se califica como una limpieza eficiente del pozo o Pérdida de presión por fricción en el equipo cuando la capacidad de acarreo de recortes es 4
superficial, P∆ eq. mayor que 0.6 y tiende a uno. 86.1
=∆CPρ feq
Q4.
(8) 5.2 Determinación de la densidad equivalente de circulación 1003454.8
5 Guía de Diseño Práctico para la Hidráulica en la perforación de pozos petroleros
La presión total ejercida en el fondo del pozo en condiciones dinámicas, P, es igual a la suma fondo
de la presión hidrostática, P, más la caída de h
presión por fricción en el EA, P∆ ea. DCE ----DCE
----+ recortes
+= (13) eahfondoPPP∆
Es común expresar la presión de fondo en términos de densidad equivalente de circulación, DCE. 4.5.2.1. Sin considerar los recortes la DCE se expresa de la siguiente forma: PΣ∆704.0 ea
ρ (14) +=
HDCEf
4.5.2.2. Considerando los recortes. Figura 2. Comparación entre la DCE calculada con fluido io contra la obtenida cuando se tienen recortes.
limp 2
() −168.0704.0 ropDPρ
Σ∆
ρ
fpbea
ρ++= QHDCEf
(15)
Donde rop es el ritmo de penetración.
La Figura 2 ejemplifica el efecto que causan los recortes en la DCE. Se puede observar que la presencia de recortes (DCE fluido+recortes) en el flujo ocasiona un incremento en la DCE. En general, incrementos significativos en la DCE están asociados con agujeros de diámetros grandes y altos ritmos de penetración. La Figura 3 ilustra el comportamiento de la DCE para diferentes gastos y diferentes ritmos de penetración rop. En esta misma figura se resaltan diferentes aspectos. El primero consiste en que, debido a la presencia de recortes, se comprueba que incrementos significativos en la DCE están Figura 3. Comparación entre la DCE calculada con fluido
asociados con altos ritmos de penetración. El limpio contra la obtenida cuando se tienen recortes segundo, para este caso particular, se ilustra a gastos menores de 900 gpm, donde la DCE se ,7
mantiene constante e incluso disminuye 5. Métodos de optimización de la hidráulica3,4,6 ligeramente mientras que a gastos mayores de 900 Los métodos de optimización de la hidráulica gpm, la DCE tiende a aumentar. Este consisten en determinar la caída de presión en la comportamiento se debe a que a altos gastos de barrena de tal forma que la energía generada por bombeo, las caídas de presión en el espacio el equipo de bombeo en superficie sea transmitida anular, P∆ ea, se incrementan generando altos óptimamente hasta el fondo del pozo para su valores de DCE5. correcta limpieza. Esta caída de presión óptima es obtenida determinando el tamaño de las toberas en la barrena. Los dos métodos de optimización aceptados y comúnmente utilizados son: a)máxima
6 Guía de Diseño Práctico para la Hidráulica en la perforación de pozos petroleros
potencia hidráulica en la barrena, y b) máxima fuerza de impacto del chorro de lodo en el fondo Esto indica que el 64 % de la presión de del pozo. bombeo en superficie es transmitida a la barrena. 5.1. Máxima potencia hidráulica en la barrena o Gasto de flujo óptimo. En condiciones reales Este modelo asume que la velocidad de de operación, la determinación del valor m se penetración de la barrena puede incrementarse obtiene de graficar en escala logarítmica dos con la potencia hidráulica, ya que los recortes son valores de referencia de gastos de bombeo removidos tan rápido como se generan. Sin () 1,QQ con sus correspondientes presiones embargo, se alcanza el punto donde el incremento 2
),
PP∆∆. La pendiente de la recta 21pp
(
en la potencia hidráulica ya no se refleja en un parásitas aumento en el avance de la penetración. El criterio corresponde al valor de m, y se determina a aplicado en este método de optimización consiste partir de la siguiente expresión4: en calcular el diámetro de las toberas óptimo para
)∆∆ obtener la máxima potencia hidráulica en la 1/logPPpp barrena. 2m=
()
( (21)
21/logQQ
o La presión disponible en la barrena, P, es b
Entonces el gasto óptimo se obtiene mediante la igual a la presión superficial, P, menos las ssiguiente ecuación: pérdidas de presión por fricción en el sistema 1 m
hidráulico exceptuando en la barrena, P∆ p. Este Poptp
∆
=
QQ (22)
último término es conocido como pérdidas de 1Psópt
presión parásitas. max Donde P∆ p
−= (16) opt psmáxb PPP∆
es la pérdida de presión parásita
óptima. +∆+∆=∆ (17) o Área óptima de las toberas. eatpeqpPPPP∆ o La máxima potencia hidráulica se obtiene Q2 f ρ cuando la relación entre las pérdidas de presión óptA= óptt (23)
1303 parásitas óptima y la presión superficial, P, óptbP∆ s
iguala ()
[]11+m. o Seleccionar la combinación de toberas con área de flujo igual o mayor a la determinada. ∆PPara una barrena con N número de toberas, el
=
1óptp avos
+1mP smáx
(18) diámetro de las toberas, tD, en 32 se
obtiene con la ecuación: Para efectos de la planeación de la
hidráulica del pozo, se toma un valor de m=1.75, Aoptt (24) valor aplicable para un régimen de flujo turbulento Dt32= como el que existe en la barrena. Este valor de m N7854.0 , donde m=1.75. o Máxima potencia hidráulica en la barrena. obedece a la relación mQpα
∆
p
De acuerdo a lo anterior, se obtienen las QP∆ siguientes relaciones: óptóptHP=
b
(25)
1714b (19)
PP36.0=
smáxp
∆
ópt
y 5.2 Máxima fuerza de impacto Este modelo considera que la remoción de los PP64.0= smáxb ∆ ópt (20) recortes depende de la fuerza con la cual el fluido
7 Guía de Diseño Práctico para la Hidráulica en la perforación de pozos petroleros
golpea o se impacta contra el fondo del pozo. La básicamente tres: secciones verticales o con fuerza de impacto se define como la fuerza que desviación menor que 20 grados, secciones imparte el fluido a la formación. Se seleccionan los altamente desviadas, y secciones horizontales o diámetros de toberas de tal forma que la fuerza de cercanas a la horizontal con desviación mayor que impacto hidráulico sea máximo en la barrena, en 70 grados. Los mecanismos de asentamiento de términos generales, cuando las caídas de presión los recortes en cada una de las regiones son son del 47 % de la presión de bombeo diferentes y son explicados a continuación9. o Se calcula la presión disponible en la barrena, Primero, en secciones verticales o con desviación Pb. menor que 20 grados, los recortes generalmente se mantienen en suspensión, esto permite que −= puedan ser acarreados a superficie. psmáxbPPP∆ (26) Segundo, las secciones del pozo con inclinaciones 0
<θ) son las mas
intermedias (07020< o La máxima potencia hidráulica se obtiene problemáticas respecto a su limpieza debido a que cuando la relación entre las pérdidas de presión generan una cama de recortes delgada y poco parásitas óptima y la presión superficial iguala estable en la parte inferior del agujero. Estos
()[]22+m.
problemas se agravan en condiciones estáticas o de bajo gasto de flujo, ya que los recortes ∆Prapidamente dejan de estar en suspensión. Esto
2óptp
=
+2mP (27) genera dos problemas: la reducción del área de smáxflujo
debido a la presencia de la cama de recortes y la tendencia de los recortes a caer hacia el fondo
Para un valor de m=1.75, se obtiene: del pozo. Ambos factores generan incremento en la DCE (ver Ecuación 15). Otra operación que agrava (28) la limpieza del pozo es cuando se perfora con
PP53.0=
smáxp
∆
ópt
motor de fondo la sarta se desliza. La limpieza del
y
ópt ∆
pozo bajo estas condiciones es compleja debido a (29) que la tubería se recarga en la parte inferior del smáxbPP47.0=
mismo. Esto indica que el 47 % de la presión de Debido a la existencia de la cama de recortes poco bombeo en superficie es transmitida a la barrena. estable, operaciones que requieran deslizamiento de la sarta hacia fuera del pozo (sacando sin o El gasto óptimo de flujo se calcula utilizando la rotación) debieran ser evitadas para no inducir misma Ecuación 22, y el área óptima de toberas empacamientos de la sarta. El mecanismo de se obtiene con la ecuación 23. empacamiento de la sarta es el siguiente. La acción de sacar la sarta (sin rotación) es o Máxima fuerza de impacto hidráulico en la equivalente a un proceso de escariado (raspado). barrena Esta acción escariadora promueve la acumulación de recortes en la parte baja inferior del agujero. 2
óptbQP∆ óptDebido a la inclinación del pozo, esta cama de F= (30) recortes se vuelve inestable, y los recortes caerán 361b como una avalancha atrapando la sarta. Este problema puede ser prevenido con las siguientes 6. Efecto de la inclinación del pozo en la prácticas de campo: rotando la sarta durante limpieza del mismo. intervalos cortos de tiempo (si se perfora con motor Los métodos tradicionales de optimización de la de fondo), efectuando viajes cortos, y utilizando hidráulica están limitados para pozos verticales baches pesados de barrido39 de densidad 0.25 a 0.5 bajo la suposición de que la tubería está g/cm mayor que la densidad del lodo. Es centralizada en el pozo. Estudios de laboratorio8 recomendado que al utilizar baches de barrido, se
mostraron que a medida que la desviación de un asegure que la DCE no rebase el gradiente de pozo incrementa, diferentes regiones son fractura. claramente definidas. Estas regiones son
8 Guía de Diseño Práctico para la Hidráulica en la perforación de pozos petroleros
Finalmente, aquellas secciones del pozo altamente
θ), favorecen la creación de una desviadas (070> cama de recortes gruesa y estable. Esta cama de recortes reduce el área de flujo y genera incrementos en la DCE. La rotación de la sarta, un adecuado gasto de bombeo, y la utilización de baches pesados de barrido son altamente recomendables para mejorar la limpieza de secciones de pozo altamente desviadas. La Figura 4 ejemplifica un caso particular donde se muestra el efecto de la inclinación del pozo sobre la velocidad anular necesaria para levantar los recortes. Es evidente que a medida que la inclinación del pozo se incrementa, la velocidad anular requerida para la adecuada limpieza del pozo, v, se incrementa también. La siguiente crita
ecuación nos permite calcular esta velocidad Figura 4. Efecto de la inclinación del pozo en la velocidad anular10. anular requerida para la limpieza del pozo.
()
()−−78.292 ρρ fpeavsenDDCθ =28.37. Recomendaciones slcritavv+ df Cρ
Seleccionar la presión de bombeo de (31) acuerdo a las limitaciones del equipo de superficie.
Es recomendable ademas de mantener el Donde v es la velocidad de caída de los recortes sl
en una sección vertical del pozo calculada en la fluido de perforación en condiciones es el angulo de desviación del óptimas de operación sección 4.3, θ
En caso de que se rebase la máxima pozo, C es la concentración volumétrica de capacidad de desplazamiento de la bomba v
recortes, la cual se calcula con la Ecuación 32, y (emb/min) para obtener un alto gasto, es d
C es el coeficiente de arrastre del recorte, cuyo necesario trabajar las bombas en
paralelo.
Aunque no existe un concenso acerca de
cálculo se detalla en el Apéndice B. cual de los dos métodos de optimización es
505.05.3+=ropC (32) el mejor, la experiencia demuestra que si la
potencia hidráulica es máxima, la fuerza de impacto estará en un valor cercano al 90 % La misma Figura 4 permite resaltar que la del máximo y viceversa. Por este motivo, desviación del pozo hace difícil su correcta las siguientes recomendaciones son limpieza. En la práctica, los gastos requeridos para aplicables. la limpieza de pozos inclinados son difíciles de Aplicar el método de máxima potencia obtener. Por lo anterior es recomendable, además hidráulica en la barrena en pozos profundos de mantener el fluido de perforación en con alta presión hidrostática, con baja condiciones óptimas de operación, aplicar alguna o velocidad de penetración (menor de 9 la combinación de las siguientes prácticas de m/hr), agujeros de diámetro reducido, y bajo campo como medida preventiva complementaria volumen de recortes. que promueva una mejor limpieza del pozo. En Aplicar el método de máxima fuerza de general, estas prácticas son las siguientes: rotar impacto hidráulico en la barrena en pozos la sarta, utilizar baches pesados de barrido, y someros con baja presión hidrostática, con efectuar los denominados viajes cortos. Previo a un alta velocidad de penetración (mayor de 9 viaje corto, se deberá rotar la sarta durante un m/hr), agujeros de diámetro grandes, y alto intervalo de tiempo corto mientras se circula. Es volumen de recortes. igualmente recomendable utilizar baches de Altas concentraciones de recortes tienden a barrido previo a un viaje corto. acumularse en secciones del pozo donde el v
9 Guía de Diseño Práctico para la Hidráulica en la perforación de pozos petroleros
diámetro se incrementa debido a que la Nomenclatura: velocidad de flujo anular disminuye. Por lo que estas variaciones del calibre del A = área de tobera, pg2 agujero deben ser evitadas. t 2
Aunque un alto rop es deseado, la opttA = área de tobera óptima, pg adecuada limpieza del agujero debe ser C = factor equipo superficial, adimensional promovida conjuntamente. Un problema C = coeficiente de arrastre del recorte, asociado con altos rop es el asentamiento d de recortes alrededor del ensamble de adimensional fondo durante las conexiones. Se vC = coeficiente volumétrico de recortes, % recomienda circular por un lapso corto de D = diámetro de agujero, pg tiempo previo a la conexión como medida a de prevención para este problema. bD = diámetro de barrena, pg Problemas de empacamiento de la sarta en eD = diámetro exterior de tp, pg pozos desviados pueden ser prevenidos D = diámetro interior tp, pg utilizando alguna o la combinación de las i siguientes prácticas de campo: rotar la sarta DCE = densidad equivalente de circulación, gr/cc por intervalos cortos de tiempo, circular pd= diámetro de partícula, pg periódicamente, y utilizar baches pesados D= diámetro de tobera, pg de barrido. t La rotación de la sarta, un adecuado gasto vE = eficiencia volumétrica de la bomba de lodos, de bombeo, y la utilización de baches % pesados de barrido son altamente f = factor de fricción, adimensional recomendables para mejorar la limpieza de F = máxima fuerza impacto hidráulico en la secciones de pozo altamente desviadas. b Previo a un viaje corto, se deberá utilizar barrena, lb-f baches de barrido y rotar la sarta durante TF = capacidad de acarreo de recortes, % un intervalo de tiempo corto mientras se H = profundidad vertical, m circula. HPs = potencia hidráulica máxima en sup, HP Considerar la variación de los parámetros máx reologicos con la temperatura en caso de bHP = máxima potencia hidráulica en la barrena, pozos profundos. HP Emplear software técnico para el análisis K = índice de consistencia, cp
equivalentes L = longitud de tubería, m
m = valor de la pendiente al evaluar P∆
,
adimensional n = índice de comportamiento de flujo, adimensional N = número de toberas
N = número de Reynolds, adimensional Re b
P = presión disponible en la barrena, psi
P = presión hidrostática en el fondo del pozo, fondo
psi hP = presión hidrostática, psi Ps= presión superficial máxima, psi máx
,QQ= valores de gasto al evaluar P∆, gpm
21
Q= gasto de flujo de operación, gpm Q= gasto inicial, gpm i máx
Q= gasto máximo de operación, gpm
10 Guía de Diseño Práctico para la Hidráulica en la perforación de pozos petroleros
Q= gasto mínimo para levantar los recortes, Referencias:
mín
gpm
1. Hidráulica de la perforación rotatoria, IMP
Q = gasto óptimo, gpm 2. Procedimientos para la determinación de la rop= velocidad de penetración, m/min hidráulica de perforación, IMP opt
v = velocidad de flujo en tp, p/min 3. Burgoyne, A.T. y asociados: “Applied drilling a
v= velocidad de flujo en el EA, p/min Engineering,” Society of Petroleum
Engineers, textbooks series, second mínav = velocidad de flujo en el EA mínima, p/min printing, Texas 1991.
v = velocidad de asentamiento de recortes, p/min 4. Lapeyrouse, N.J.: “Formulas
sl
and
= pérdida de presión por fricción en el equipo Calculations fro Drilling, Production and eqP∆ Workover,” Gulf Publishing Company, sup, psi Houston, Texas, 1992. = pérdida de presión por fricción en la tubería, 5. Hidráulica avanzada para construir pozos tpP∆ psi eficientes y seguros, Cía. Halliburton, = pérdida de presión por fricción en el EA, psi Baroid, presentación técnica, Villahermosa,
P∆
ea
2003. = pérdida de presión por fricción en la 6. Moore, P.L. “Drilling practice Manual” b
P∆
barrena,psi Pennwell books Tulsa, Oklahoma. = suma de las pérdidas de presión por 7. Hidráulica Aplicada Nivel 4, Gerencia de
PΣ∆
ea
fricción en el EA, psi Reparación y Terminación de Pozos, programa nacional de capacitación técnico= pérdida de presión por fricción en la práctica PEMEX-IMP, segunda edición, óptbP∆ barrena óptima, psi México, 1990. 8. Mitchell, B.: “Advanced Oilwell Drilling = pérdida de presión parásita, psi
p
P∆
Engineering Handbook and computer
= pérdida de presión parásita óptima, psi programs,” Mitchell Engineering, 9th Edition,
P∆
óptp
Colorado, USA, July 1993. = densidad del fluido, gr/cc 9. “Factors Influencing Hole Cleaning Particle
ρ
f
= densidad de la partícula, gr/cc Transport in Drilling Environments,” Drilling p
ρ
fluids proposal, material prepared by IFE = viscosidad aparente en el EA, cp team Petrobras Bolivia S.A., , 1998. a
µ
= viscosidad plástica, cp 10. “Recortes 1.0, Predicción de la Limpieza de p
µ
un Pozo,” guía de usuario, Subdirección de = punto de cedencia, lb/100 p2 Transformación Industrial, IMP, México, y
τ
θ = ángulo de inclinación del pozo (grados) agosto 1999.
11 Guía de Diseño Práctico para la Hidráulica en la perforación de pozos petroleros
APENDICE A Caracterización de un fluido Ley de Potencias Las lecturas tomadas en el viscosímetro Fann de tres diferentes fluidos se graficaron en coordenadas rectangulares y logarítmicas. El comportamiento que exhibieron fue claramente el de un modelo de la Ley de potencias
12 Guía de Diseño Práctico para la Hidráulica en la perforación de pozos petroleros
o Velocidad anular mínima. Se recomienda alcanzar un acarreo de recortes APENDICE B mínimo del 60 %. Por lo que un valor inicial de la Metodología de cálculo de la velocidad mínima v se obtiene con la siguiente ecuación. para levantar recortes. sl slvv= a (B5a) o Se estima un gasto inicial utilizando la 4.0min siguiente expresión empírica que relaciona el diámetro de la barrena, D, y el gasto, Q. Se calcula el número de Reynolds para la partícula bi
(recorte).
dvρ129
40*DQ= (B1) biN= (B5b) a
pslf
Re
µ
o La velocidad del fluido en el espacio anular, Si 300N< Re, entonces el flujo es av, para este gasto es la siguiente: turbulento.
Q 5.1=
C (B5c)
(B2)d
51.24iav=
22
Si 3003< N, entonces el flujo es de
()DD− <
Re ea
transición. Se calcula una viscosidad aparente, µ, de acuerdo 22 a
(B5d)
con el modelo reológico seleccionado3. Cd=
N Para un fluido plástico de Bingham, la viscosidad Re aparente se calcula con la siguiente ecuación: Si 3<
N, entonces el flujo es laminar.
Re
dτ µ300+= (B3) 40C= py
pa
(B5e)
µ v Nd
a Re
Para un fluido Ley de Potencias, la viscosidad
v con la
aparente se calcula con la ecuación: Se obtiene el “nuevo” valor de sl nEcuación B5. Con este valor se recalcula el n
−1Re
1
Ncon la Ecuación B5b. Si este ReNrecalculado 2
+
− eanDDK
(B4) cae en el mismo régimen de flujo predeterminado,
= a
a
v
0208.060144µ entonces el proceso iterativo finaliza. De lo
contrario, se calcula nuevamente v.
sl
Con la viscosidad aparente, µ a, el diámetro del El valor de v calculado corresponde a la sl
recorte, d, las densidades del recorte, ρ pp, y del velocidad anular mínima requerida para una fluido, ρ f , y el coeficiente de arrastre dC, la eficiencia de acarreo de recortes del 60 %, y el velocidad de asentamiento de recortes, v, se gasto mínimo correspondiente se
calcula con la sl
siguiente ecuación. calcula con la siguiente expresión. o Gasto mínimo de flujo
−
ρ fppdρ
22
=
)DDv− v4.113 (B5)
sl
( mineaa
(B7)
Cρ
fd
Q=
mín
51.24 El método iterativo se aplica para el cálculo del coeficiente de arrastre C en la Ecuación B5. d
