Manual de Perforacion y Mantenimiento de Pozos PEMEX

PRIMERA EDICIÓN, 2003

COPYRIGHT© 2003

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

DERECHOS RESERVADOS

IMPRESO EN MÉXICO

ABRIL/2003

Í N D I C E 1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6

YACIMIENTOS Y PRESIONES...................................................................................................... 1 POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS ................ 3 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA ................................................................. 7 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON....... 8 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.... 11 INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS................................................ 13 APLICACIONES.............................................................................................................................. 17

2. 2.1. 2.2. 2.3. 2.4.

PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LA PERFORACIÓN DEL POZO ...................................... 21 FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL POZO ................................. 23 CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN. ............................. 26 FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN......................... 28 APLICACIONES.............................................................................................................................. 30

3. 3.1 3.2

3.4 3.5 3.6

FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS ................................................ 31 PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN..................................................... 33 PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN................................ 38 PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA. .............................. 43 DESPLAZAMIENTO ....................................................................................................................... 46 PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA .......................................................................................... 51 APLICACIONES.............................................................................................................................. 54

4. 4.1 4.2 4.3 4.4

HIDRÁULICA ................................................................................................................................ 55 PARÁMETROS PARA LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA .......................................................... 57 DISEÑO DE UN PROGRAMA HIDRÁULICO PARA PERFORAR................................................ 65 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA. .................................... 67 APLICACIONES.............................................................................................................................. 68

3.3

5. ANÁLISIS DE FUERZAS EN HERRAMIENTAS Y TUBERÍAS ................................................ 73 5.1. CÁLCULO DE LA FUERZA RESULTANTE .................................................................................. 75 5.2 ANÁLISIS DE FUERZAS EN EMPACADOR Y EN SELLOS (PBR/SELLOS MOLYGLASS)........................................................................................................ 76 5.3 FUERZA RESULTANTE CON PRESIÓN DE FORMACIÓN EN EL POZO ................................... 79 5.4 APLICACIONES.............................................................................................................................. 81 6. 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6

DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN ................................................................................... 83 PROPIEDADES DE LOS MATERIALES......................................................................................... 85 ELIPSE DE ESFUERZOS BIAXIALES............................................................................................ 92 ANÁLISIS DE ESFUERZOS A QUE SOMETEN LAS TUBERÍAS POR TENSIÓN, COLAPSO Y TORSIÓN........................................................................................ 94 DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN POR TENSIÓN Y POR ESFUERZO BIAXIAL.......................................................................................................... 99 RECOMENDACIONES PARA EL CUIDADO E INSPECCIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN................................................................................................ 101 APLICACIONES............................................................................................................................ 107

i

7. 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 8 8.1 8.2 8.3 9. 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8

CEMENTACIONES ..................................................................................................................... 113 PROPIEDADES API DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO................................................ 115 SELECCIÓN Y ESFUERZOS QUE SE CONSIDERAN EN EL DISEÑO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO............................................................................................ 125 ESFUERZOS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DURANTE LA INTRODUCCIÓN, CEMENTACIÓN Y POSTERIOR A LA CEMENTACIÓN........................ 135 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE LA LECHADA Y RENDIMIENTO ........................................... 148 DISEÑO DE UNA LECHADA DE CEMENTO.............................................................................. 150 APLICACIONES............................................................................................................................ 151 CABLE DE PERFORACIÓN....................................................................................................... 157 PROGRAMA DE DESLIZAMIENTO Y CORTE DE CABLE ........................................................ 159 INSPECCIÓN Y EVALUACIÓN DE PROBLEMAS EN EL CABLE DE PERFORACIÓN.......................................................................................................... 164 APLICACIONES............................................................................................................................ 170 CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL .................................................................... 173 ARREGLOS DE PREVENTORES (API)........................................................................................ 175 ANÁLISIS DE UN ARREGLO DE PREVENTORES ..................................................................... 177 PRUEBAS OPERATIVAS DE LOS PREVENTORES CON LA UNIDAD DE CIERRE (API) .................................................................................................... 180 LEY DE LOS GASES..................................................................................................................... 182 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO HIDRÁULICO EN LA UNIDAD DE CIERRE........................................................................................................ 184 DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTER) ......................................................................................... 185 INSPECCIÓN EN LA INSTALACIÓN DE LAS CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL .................................................................................................. 186 APLICACIONES............................................................................................................................ 187

10. BARRENAS .................................................................................................................................. 191 10.1 SELECCIÓN DE UNA BARRENA TRICÓNICA O DE CORTADORES FIJOS (PDC) PARA PERFORAR. .................................................................. 193 10.2 TECNOLOGÍA DE LOS CORTADORES FIJOS............................................................................ 209 10.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LAS BARRENAS................................................................. 216 10.4 ANÁLISIS DEL COSTO POR METRO.......................................................................................... 224 10.5 ANÁLISIS DE IGUALDAD DE COSTO ENTRE BARRENAS ..................................................... 225 10.6 APLICACIONES............................................................................................................................ 231 11. 11.1 11.2 11.3 11.4 11.5

TERMINACIONES ...................................................................................................................... 233 ACCESORIOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN ...................................................................... 235 SELECCIÓN DE EMPACADORES ............................................................................................... 237 CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS........................................ 251 FRACTURAMIENTOS .................................................................................................................. 253 APLICACIONES............................................................................................................................ 255

ii

12. 12.1 12.2 12.3

PERFORACIÓN DIRECCIONAL............................................................................................... 257 DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL........................................................................................ 259 CÁLCULOS DE LA TRAYECTORIA DEL POZO ........................................................................ 276 APLICACIONES. ........................................................................................................................... 288

13. INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN.................. 293 13.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE PEMEX.................................................................. 295 13.2 PLANEACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LA INSTALACIÓN O DESMANTELAMIENTO DE UN EQUIPO ................................................................................ 312 13.3 SUPERVISIÓN DE LOS COMPONENTES CRÍTICOS DEL MÁSTIL .......................................... 314 13.4 LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL....................................... 315 13.5 APLICACIONES............................................................................................................................ 318

iii

1. YACIMIENTOS Y PRESIONES

1

1. Yacimientos y Presiones

1.1

1.1 Porosidad, saturación, permeabilidad y resistividad de las rocas.

POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS

Sabemos bien que uno de los objetivos principales de Pemex es la búsqueda de yacimientos con hidrocarburos y por la importancia que revisten ciertos parámetros petrofísicos de la roca como son la porosidad, saturación, permeabilidad y resistividad; que se utilizan como base para la interpretación cuantitativa de los registros geofísicos, expondremos a continuación los conceptos y medidas de dichos parámetros. Porosidad La porosidad de una roca representa una medida del espacio disponible para el almacenamiento de fluidos y es la relación del volumen de poros y huecos entre el volumen bruto de la roca, indicándose en por ciento. Desde el punto de vista de la Ingeniería de yacimientos se le puede denominar a éste concepto como porosidad total, y como porosidad efectiva a la relación de volumen de huecos comunicados entre el volumen bruto de la roca. De acuerdo con el modo en que se originó, la porosidad puede clasificarse en: •

Original o primaria.- se forma en el momento de la depositación de los materiales que integran la roca, se caracteriza como intergranular en las arenas y areniscas y como intercristalina u oolitica en algunas calizas.

•

Secundaria o inducida.- Se forma debido a procesos geológicos y/o químicos que ocurren después de la depositación y se caracteriza por el desarrollo de fracturas en algunas lutitas y calizas y por las cavernas producidas por disolución en algunas calizas. La porosidad de las formaciones subterráneas puede ser del 10%, en arenas no consolidadas llega a 30%, en el caso de las lutitas o arcillas, la porosidad con contenido de agua es de más del 10%, aunque los poros son generalmente tan pequeños la roca es impermeable

Saturación La saturación de una formación es la fracción del volumen poroso que ocupa un fluido. Con base en este concepto, la saturación del agua se define como la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. Cuando existe sólo agua en los poros, la formación tiene una saturación de agua del 100%.

3



Si se toma como símbolo de la saturación la letra “S”, entonces para denotar la saturación de un líquido o fluido en particular se utilizan subíndices en la literal “S”, como se muestra en los siguientes ejemplos: Sw = Saturación de agua So = Saturación de aceite La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que los contiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada roca del yacimiento debe ser igual al 100%. Por lo anterior, algunas teorías sobre el origen del petróleo sostienen que antes de la migración del mismo, los poros de los yacimientos se encontraban ocupados totalmente por agua, parte de la cual fue desplazada al llegar los hidrocarburos, debido a esto en la generalidad de los yacimientos los poros están ocupados por los fluidos: agua, aceite y/o gas. Permeabilidad La permeabilidad es la medición de la facilidad con que los líquidos fluyen a través de una formación. En una determinada muestra de roca y con cualquier líquido homogéneo, la permeabilidad será una constante siempre y cuando el líquido no interactúe con la roca en sí. Generalmente el símbolo de la permeabilidad es la letra “K”. Los estudios experimentales hechos por H. Darcy en 1856 sobre el flujo de agua en arenas no consolidadas, lo llevaron a la formulación de la ley que lleva su nombre, la cual ha sido extendida para describir, con algunas limitaciones, al flujo de otros fluidos en rocas consolidadas. La ecuación de Darcy establece la proporción directa que existe entre la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso y el gradiente de presión, y la proporción inversa con respecto a la viscosidad del fluido, es decir:

V=

K dp × µ ds

Donde: V = Velocidad aparente, en cm/seg. µ = Viscosidad del fluido, en centipoise. dp = Gradiente de presión, tomado en la dirección de V y expresado en ds atmósferas por centímetro. K = Constante de proporcionalidad, denominada permeabilidad de la roca, en unidades de Darcy.

4



La unidad de permeabilidad, generalmente utilizada, es el milidarcy (md) en lugar 1 del Darcy que es muy grande (1 md = Darcy) 1000 Una roca debe tener fracturas capilares o poros interconectados para ser permeable, por lo general una permeabilidad mayor se acompaña de una porosidad mayor, sin embargo, esto no es una regla absoluta, porque se pueden presentar los siguientes casos: •

Las lutitas y ciertas clases de arenas tienen altas porosidades, pero sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de líquidos son escasos y tortuosos, y por lo tanto su permeabilidad puede ser baja.

•

Otras formaciones, como la caliza, pueden presentar pequeñas fracturas o fisuras de una gran extensión. La porosidad de esta formación será baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En consecuencia, las calizas fracturadas pueden tener bajas porosidades, pero permeabilidades muy altas.

Resistividad La resistividad eléctrica de una sustancia es la capacidad de impedir o resistir el paso de corriente eléctrica a través de si misma. La conductividad eléctrica es lo contrario a éste fenómeno. La unidad utilizada en los registros es el ohm–m2/m, generalmente expresada en ohm–m para la resistividad y en milímhos/m para la conductividad. La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturaciones potenciales de petróleo, aceite y/ó gas se componen de rocas, que al estar secas, no conducirán una corriente eléctrica, es decir, la matriz de roca tiene una conductividad nula o resistividad infinitamente alta. Una corriente eléctrica fluirá sólo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación, solamente si el agua intersticial contiene sales disueltas y mientras mayor sea la concentración salina, menor será la resistividad del agua de formación y, por lo tanto, de la formación. Por otro lado, mientras la porosidad de la formación sea más grande y como consecuencia presente mayor cantidad de agua de formación, la resistividad será menor. Las mediciones de resistividad, junto con las de resistividades del agua y la porosidad, se utilizan para obtener los valores de saturación de agua.

5

1. Yacimientos y presiones

1.2

1.2 Gradiente de presión total de sobrecarga

GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA

Actualmente la industria petrolera tiene retos cada vez mayores, entre estos retos, se encuentra la determinación adecuada de la densidad del fluido de perforación para atravesar las diferentes capas terrestres, para así definir el asentamiento correcto de las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo. Por lo que se requiere un buen conocimiento de las diferentes presiones relacionadas con los yacimientos. Sabemos bien que la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (Agua, hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes, se le denomina “Presión total de sobrecarga” y que en forma matemática se expresa : (Presión total de sobrecarga) = (Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial)

El gradiente de presión total de sobrecarga, se encuentra con la siguiente fórmula: Gs = 0.1 x (1 - φ ) x Dm + 0.1 x φ x Da Donde: GS φ Dm Da

= Gradiente de presión total de sobrecarga, en kg/cm2/m. = Porosidad de la roca, en fracción. = Densidad de los minerales o sedimentos, en gr/cm3. = Densidad del fluido intersticial, en gr/cm3 (Principalmente agua salada).

Lo anterior indica, que si se desea obtener el gradiente de presión total de sobrecarga a una determinada profundidad, es necesario tener como datos: la densidad de la roca, la densidad del fluido contenido en la misma y su porosidad. Con base en un promedio de la densidad de las rocas y de su porosidad y como densidad del fluido contenido en las rocas, agua salada de densidad 1.07 gr/cm3, se ha obtenido un gradiente de presión total de sobrecarga teórico de 0.231 kg/cm2/m, considerándose dicho gradiente para la zona del terciario en la Costa del Golfo de México.

6


1.3

1.3 Predicción del gradiente de presión de fractura por el método Eaton

PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON.

Se ha tenido conocimiento que la presión de fractura, es la presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia matricial de la roca. Esta resistencia que opone una roca a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión de la misma y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga total). La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente para evitar brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismas precauciones en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas del lodo, que podrían inducir o extender fracturas en algunas de las formaciones más superficiales o débiles. La pérdida total de lodo en la formación, además de ser muy costosa, reduce la presión hidrostática y se puede tener un brote o reventón. Uno de los investigadores que se dedicó al estudio de calcular el gradiente de fractura de las formaciones fue Ben A. Eaton, que propuso el uso de la siguiente fórmula para su cálculo:

S   s  * F =  × 0.2306 − Gf  ×  + Gf D  1− s  Donde: F = Gradiente de presión de fractura, en kg/cm2/m Gf = Gradiente de presión de poro o de formación, en kg/cm2 /m. D = Profundidad del pozo, en m o pies (Para la gráfica). s = Relación de Poisson. S = Presión ejercida por el peso de sobrecarga de la roca, en lb/ pg2 S = Valor localizado en la gráfica 1.1 D s = Valor localizado en la gráfica 1.2.

7



El gradiente de presión de formación, se puede utilizar por medio de la información de los registros de pozos o al relacionarla con datos de otro pozo cercano. Si desea realizar un cálculo práctico puede considerarse el normal de la formación. 0

PROFUNDIDAD

500

1000

1500 2000

2500

3000

3500

4000 4500

5000 5500

6000 0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

Gráfica 1.1 Resistencia del gradiente de sobrecarga para todas las formaciones normalmente compactas de la Costa del Golfo.

* La fórmula tiene algunos cambios con respecto a la original, por el cambio de las unidades de conversión.

8



0

Variable de sobrecarga de la costa del golfo

500

Sobrecarga equivalentes en lutitas 0.231 kg/cm 2/m (1.0 lb/pg2 / pie)

1000 2

Límite del extremo superior

Profundidad en m

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Sobrecargas equivalentes Oeste Texas formaciones productoras 5000 0.231 kg/cm 2/m (1.0 lb/pg2 /pie) 5500

6000 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

Gráfica 1.2 Variaciones de la relación de Poisson con la profundidad

9


1.4

1.4 Perfil de presiones para el asentamiento de tuberías de revestimiento

PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

El seleccionar la profundidad de asentamiento para las tuberías de revestimiento (T.R.) en forma adecuada y precisa, nos previene o evita muchos problemas durante la perforación del pozo. Existen varios métodos para calcular y graficar las curvas de gradiente de presión de formación y de fractura contra la profundidad del pozo, que se elaboran en las diferentes áreas en donde se perfora. Sin importar el método que se use, las curvas de éstos dos gradientes son las básicas para planear la perforación de cualquier pozo. Para el asentamiento de las tuberías de revestimiento, se aplican las dos curvas mencionadas, complementándose con la curva de la densidad del fluido de perforación requerida. Esta información se expresa en densidad de fluido de perforación equivalente y se grafica contra la profundidad del pozo (En caso de un pozo direccional, se toma la profundidad vertical verdadera). El gradiente de presión de poro se establece por los registros geofísicos de pozos de correlación y la curva de densidad del lodo requerida se dibuja adjunta a la curva de la presión de poro, con un valor de 0.06 gr/cm3 mayor que ésta. Teniendo la gráfica de las tres curvas mencionadas, se procede a encontrar las profundidades de cada T.R. de acuerdo al siguiente procedimiento (Gráfica 1.3): 1. Trazar una línea horizontal indicando la profundidad objetivo del pozo y posteriormente una línea vertical (1) a partir de la densidad máxima del lodo hasta interceptar la curva de gradiente de fractura, éste punto indica la densidad de fractura a la profundidad localizada en la gráfica. 2. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. corta (en este caso), inmediatamente abajo del punto de intercepción en la curva de gradiente de fractura. Se debe considerar un factor de seguridad por la densidad equivalente de circulación y otras recomendaciones. 3. Trazar una línea horizontal (2) a partir de la profundidad anterior hasta la curva de densidad de lodo requerida a esa profundidad. 4. Trazar hacia arriba una línea vertical (3) partiendo de la intercepción de la curva de densidad de lodo requerida hasta la curva de gradiente de fractura.

10


1.4 Perfil de presiones para el asentamiento de tuberías de revestimiento

5. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. intermedia, inmediatamente debajo de la intersección anterior, incluyendo nuevamente el factor de seguridad apropiado. De la misma forma se selecciona la profundidad de asentamiento de la T.R. superficial, líneas 4 y 5.

Nota: Se realizó la conversión de las unidades de profundidad y densidad al sistema decimal Gráfica 1.3 Aplicación del perfil de presiones para el asentamiento de tuberías de revestimiento

11


1.5

1.5 Interpretación básica de los registros geofísicos

INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS

Los registros geofísicos fueron introducidos en la industria petrolera hace más de medio siglo y desde entonces muchos dispositivos de registros han sido desarrollados y puestos en actividad. Así como la especialidad de registros geofísicos avanzó, el arte de interpretar sus datos también lo hizo. En la actualidad el análisis detallado de los registros de pozos, proporcionan un método para derivar o inferir valores exactos de la saturación del agua o hidrocarburos, la porosidad, el índice de permeabilidad, la litología del yacimiento, etc. Sin embargo, en forma general podemos decir que los registros geofísicos se aplican en perforación y terminación de pozos, producción y en la evaluación del yacimiento. Después de la perforación, con los registros geofísicos (resistividad, sónico, densidad, radioactivos) se pueden detectar y evaluar presiones de formación altas, así como evaluar gradientes de fractura de la formación. En un registro de conductividad y sónico, al detectar presiones anormales, la conductividad eléctrica se incrementa y el tiempo de viaje de la onda sonora en seg/m o seg/pie también se incrementa (Grafica. 1.4, 1.5 y 1.6). En el caso de un registro de densidad, éste mostrará una disminución en densidad dentro de una región de presión anormal. En algunas ocasiones, los diferentes registros geofísicos que se toman en el pozo, se proporcionan en los reportes con cierta nomenclatura, a continuación mencionaremos algunas de ellas: CNL = BHC = CBL = CCL = CDR = DIL = DLL = FDC = FIL = VDL = CBT = CET = BHC = LDT = NGT = GRN = VSP =

Registro neutrónico compensado. Registro sónico compensado Registro de cementación Registro localizador de coples. Registro direccional continuo. Registro doble inducción Registro doble Laterolog. Registro de densidad de formación. Registro de identificación de fracturas. Registro de densidad variable. Registro sónico de cementación Registro sónico de evaluación del cemento. Registro sónico de porosidad compensado. Registro litodensidad compensada. Registro espectroscopía de rayos gamma naturales. Registro rayos gamma naturales-neutrón. Perfil de velocidades sísmicas.

12



CNL = Registro neutrón compensado. SHDT= Herramienta de echado estratigráfico. SFL = Registro de enfoque esférico. SIT = Herramienta de punto libre. GR = Registro de rayos gamma. ( S/pie)

Conductividad (mmhos)

0

200

400 600 1,000 2,000

50 70 100 200 300

1 2 3

PROFUNDIDAD (1000 pies)

4 5 6 7 8 9 10

Inicio de zona de presión anormal

11 12 13 14 15

Gráfica 1.4 Conductividad de lutita y tiempo de tránsito para un pozo geopresurizado

13



Gráfica 1.5 Registro sónico. En la zona superior se tienen arenas y en la parte inferior arcillas de la formación

14



Figura 1.1 Determinación del gradiente de presión de poro (PORPRS)

15


1.6 •

1.6 Aplicaciones

APLICACIONES Para comprender un poco más sobre la compactación, saturación y las presiones anormales, expondremos los siguientes ejemplos, para que anote sus observaciones:

Suponiendo un caso cualquiera de compactación normal, en donde el gradiente de presión total es de 0.230 kg/cm2/m (2.30 gr/cm3) y como normal de formación 0.107 kg/cm2/m (1.07 gr/cm3), entonces se establece la siguiente igualdad. Presión total de sobrecarga sobrecarga

= (Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial)

2.30 =? + 1.07

2.30 – 1.07 = 1.23 1.23 = 0.5347 ⇒ 53.47 % 2.30.

2.30 = 1.23+1.07

Si se toma un plano horizontal de área unitaria, podemos considerar que aproximadamente el 53.5% de dicha área estará ocupado por los granos de roca y el restante por los fluidos contenidos en el espacio poroso.

Área total = 1.00 Área rocosa = 0.5347 Área de fluidos = 0.4653

Realizar los mismos cálculos con un gradiente de presión total de sobrecarga de 0.190 kg/cm2/ m y de formación 0.160 kg/cm2/m (Presión anormal).

16


1.6 Aplicaciones

Operaciones:

• Calcular el gradiente de presión total de sobrecarga teórico, con la siguiente información: Densidad normal de formación – 1.07 gr / cm3 Densidad de algunas rocas: Arcilla: 2.6 gr/cm3 Caliza: 3.0 gr/ cm3 Dolomita: 2.9 gr/cm3 Cuarzo: 2.65 gr/cm3 Porosidad aproximada de: Arenas no consolidadas: 15% Lutitas o arcillas: 35%

Operaciones:

17


1.6 Aplicaciones

• Predecir el gradiente de presión de fractura a una profundidad de 4500.0 m, suponiendo un gradiente de presión normal de formación, por el método de Eaton:

S   s  F =  × 0.2306 − Gf  ×   + Gf D  1 − s  Gf = 0.107 kg/cm2/m S = 0.975 (Gráfica 1.1) D

s = 0.475 (Gráfica 1.2)  0.475  F = (0.975 X 0.2306 – 0.107) x   + 0.107  1 − 0.475  F = 0.2136 kg/cm2/m

Predecir el gradiente de presión de fractura a 3000.0 con los siguientes gradientes de presión de formación de 0.107 y 0.140 kg/cm2/m. Realizar sus comentarios sobre los cálculos. Operaciones:

18


•

1.6 Aplicaciones

Con base en el siguiente modelo de esfuerzos en la roca, realizar comentarios sobre si la presión de formación puede ser mayor que la presión de fractura y de la presión total de sobrecarga, y además si la presión de fractura es mayor que la presión total de sobrecarga.

S

Em

Pf

 Esfuerzos de   Esfuerzo   Pr esión    =   +   sobrec arg a Matricial de formación       S = Em + Pf Comentarios:

19


1.6 Aplicaciones

3

LITOLOGÍA

DENSIDAD EQUIVALENTE DE LODO en gr/cm

0.96

1.20

1.44 1.68

2.4

2.16

1.92

PROFUNDIDAD en m

500 LÍMITE MÍNIMO PARA EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FORMACIÓN

1000

GRADIENTE DE FRACTURA

1500

LÍMITE MÁXIMO PARA NO FRACTURAR LA FORMACIÓN

2000 MARGEN DE BROTE (0.06 gr/cm3menos del gradiente de fractura)

2500 3000

3500 PRESIÓN DE FORMACIÓN

4000 4500

DENSIDAD DE LODO (más 0.06 gr/cm3 de la densidad de perforar para margen de viaje) PROFUNDIDAD DE OBJETIVO

2.12 5000 3

Máx. Densidad -2.12 gr/cm

• Encontrar las profundidades de asentamiento de T.R.s. superficial e intermedia. Tubería Conductora Superficial Intermedia Explotación

Longitud 13 3/8” 9 5/8” 7 5/8” 5 ½”

20

m de 0 a 54.0 de 0 a de 0 a de 0 a .4500.0

2. PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LA PERFORACIÓN DEL POZO

21

2. Planeación y programa de la perforación del pozo

2.1.

2.1 Factores para la planeación de la perforación del pozo

FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL POZO

Entre más pronto se reconozcan las presiones anormales en una formación a perforar, menores serán los gastos y el riesgo para el personal, el medio ambiente y las instalaciones. Un buen conocimiento de la situación permite una planificación apropiada de las técnicas de perforación, del diseño del pozo y del equipo. Lamentablemente, la precisión, tanto en la detección como en la evaluación de las presiones anormales, aumenta a medida que el pozo es perforado a más profundidad. Por lo que en estas condiciones, el objetivo es reconocer en forma inmediata situaciones anormales y con la mayor precisión para prevenir o evitar el problema. La perforación de un pozo requiere de una planeación formal ya que para lograr los objetivos se requieren: estudios científicos, técnicas y experiencia en las actividades involucradas desde la localización del punto a perforar hasta la terminación del pozo. Una base para la planeación es el análisis de la situación, que se refiere al estudio de datos pasados, presentes y futuros, en forma racional. La planeación de la perforación del pozo es una de las etapas importantes, en donde se establecen como premisas en el proceso los siguientes factores: •

La estimación del costo de perforación para determinar la factibilidad económica de la perforación del pozo.

•

Control del costo para la minimización de los gastos totales de la perforación a través de un programa apropiado.

•

Economía

•

Equipo adecuado.

•

Seguridad del personal.

•

Protección al medio ambiente.

23



El personal recomendado en el proceso de la perforación del pozo se compone de: Geólogos, Químicos, Licenciados para los aspectos regulatorios del área, Supervisores de campo, etc. y un Ingeniero Petrolero bien calificado como coordinador de la planeación. Los objetivos del pozo se deben determinar con claridad, para que con base a esto se seleccione la geometría del mismo. No olvidar que el pozo se debe planear de la profundidad total programada hacia arriba, y no de arriba hacia abajo. Análisis de la información 1. Objetivos Geológicos: a) b) c) d) e) f) g)

Profundidad del horizonte objetivo. Cimas estimadas de las formaciones. Profundidad y posibles formaciones productoras. Requerimientos de muestreos de las formaciones (canal, núcleos etc.). Requerimientos de pruebas de formación. Requerimientos de registros geofísicos, eléctricos, etc. Profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimientos y sartas de tubería de producción.

2. Datos de pozos vecinos: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j)

Columna estratigráfica. Historia gráfica Registros de barrenas. Datos de pruebas de formación. Registros de presiones de fondo. Registros del fluido de perforación. Registros de las tuberías de revestimiento y cementaciones. Riesgos y zonas problema. Registros eléctricos y geofísicos, etc. Terminaciones.

3. Establecer los costos estimados del pozo en proyecto: a) b) c)

Perforación del pozo. Sartas de tubería de revestimiento y tubería de producción. Conexiones superficiales de producción del pozo.

24


d)

e)

• • • • • • • • • •


Varios: Preparación del sitio. Equipo y servicios de muestreo. Registros. Agua y combustible. Fluidos de perforación y productos químicos. Cemento y servicios de cementaciòn. Transporte (personal, equipo, etc.). Disparos, acidificación, fracturamiento, etc. Barrenas. Renta de equipo. Costos de operación y producción. El costo de perforación depende de: Costo de preparación del sitio.

La localización

Costo de transporte. Costo diario de la operación de perforación: • Renta de equipo • Servicios de supervisión de la perforación. • Mantenimiento del equipo. • Control de la perforación. • Alojamiento de cuadrillas, transporte, etc.

Litología a ser penetrada. La profundidad

Tiempo de perforación.

4. Seguridad del personal y protección al medio ambiente.

25


2.2.

2.2 Concepto y filosofía de la optimización de la perforación.

CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN.

Hacer un agujero no es tarea fácil, se requiere de un esfuerzo de planeación, programación, perforación del pozo y supervisión de operaciones, además de una aplicación de Ingeniería, técnica y experiencia para el logro de los objetivos. Uno de los objetivos principales, durante la perforación del pozo, es abatir los costos, teniendo una velocidad de penetración adecuada y sin interrupciones en las operaciones programadas, sin descuidar la seguridad del personal, del pozo y la protección al medio ambiente. Pero para que esto se logre se requieren conocimientos y experiencia para poder llevar el control, nada fácil, de las variables que afectan a la velocidad de penetración y la eficiencia de las operaciones, tales como: fluido de perforación, hidráulica, condiciones de operación y tipo de barrena, personal, equipo y características de la formación. Se puede decir que la optimización es el proceso para encontrar el conjunto de condiciones requeridas con el fin de obtener los mejores resultados para una situación dada. Sus características esenciales son: objetivos, factores conflictivos y restricciones. Bajo una situación real, particularmente en perforación, el término de “Perforación optimizada” no existe. Sin embargo, aún cuando el término pueda parecer idealista, nos proporciona el conocimiento suficiente sobre los límites de las variables que contribuyen a mejorar el proceso de perforación. Con base en lo anterior, la filosofía de la perforación optimizada consiste en emplear los datos y experiencias obtenidas en el primer pozo perforado, como base para determinar y aplicar técnicas adecuadas para la perforación de los pozos subsecuentes; de tal manera que el costo total de perforación sea reducido al mínimo en el menor tiempo y con el menor número de pozos posibles.

26

Profundidad


2.2 Concepto y filosofía de la optimización de la perforación.

Pozo A Pozo B Pozo C

C B A Costo / Tiempo Consideraciones en la optimización de la perforación. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

Fluido de perforación. Hidráulica. Selección del tipo de barrena. Condiciones de operación de la barrena. Selección del equipo. Adquisición de datos (correlación de pozos vecinos). Programa de tubería de revestimiento. Sarta de perforación. Control de presiones subsuperficiales (brotes). Planeación de la perforación.

27


2.3.

2.3 Factores para la elaboración del programa de perforación.

FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN

Una vez que se tiene la planeación del pozo, se deben especificar los detalles operativos para cada etapa de la perforación del pozo. En este paso se realizan las siguientes preguntas: ¿Quién hará cada actividad? ¿Cómo se va a hacer? ¿Cuándo se va a hacer?, etc. El programa de perforación representa una guía de instrucciones de las operaciones que se realizarán en cada etapa: equipos, materiales y servicios para las operaciones y un tiempo estimado para cada una de ellas. Además su contenido presenta gráficas y tablas que cubren todo el programa del pozo. Se pueden incluir muchos datos en el programa de perforación. Pero se debe tener cuidado de no incluir datos superfluos que hagan que el programa pierda significado e importancia para el técnico del pozo y el coordinador. Debido a la extensión y particularidades de cada pozo, no se presenta un ejemplo del programa de perforación, sin embargo, es de mucha enseñanza y ejemplificación el participar en la actividad que se le encarga en la parte de aplicaciones. Una vez que se determinan los puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento, se selecciona el diámetro de la TR de explotación, el cual será la base para determinar el arreglo de tuberías de revestimiento a utilizar, así como los diámetros de agujero. El diámetro de la TR de explotación, va a depender de las características de los fluidos que se explotaran, de las presiones, así como también si el pozo fluye por si solo o se le aplicará un sistema artificial de explotación. Normalmente el diámetro de la TR de explotación es a solicitud del cliente. En la tabla 2.1 se muestran diferentes diámetros de barrena que se pueden utilizar de acuerdo al diámetro de la TR, la cual sirve como una guía para la selección de la geometría del pozo.

28


2.3 Factores para la elaboración del programa de perforación.

Tabla 2.1

Diámetro de TR (pg)

Diámetro del cople (pg)

Diámetro de barrena a emplear (pg)

4 1/2 5½ 6 6 5/8 7 7 5/8 8 5/8 9 5/8 10 ¾ 13 3/8 16 20

5.0 6.050 6.625 7.390 7.656 8.500 9.625 10.625 11.750 14.375 17.0 21.0

6, 6 1/2, 8 3/8, 8 1/2 8½ 8 ½, 8 5/8 8 5/8, 9 ½ 9 1/2 12 12, 12 ¼ 14 3/4 17 ½ 20 26

Figura 2.1 Barrenas de diferentes diámetros

En la tabla se muestran algunas de las posibilidades para la selección de la geometría, ya que existe una gran variedad de tuberías especiales que nos permiten hacer diferentes arreglos.

Los costos de perforación se reducen en proporción directa a la Ingeniería, experiencia y supervisión aplicadas.

29


2.4.

2.4 Aplicaciones

APLICACIONES

•

Considerando sus conocimientos y experiencia en las operaciones de Perforación y Terminación de pozos, describa cuando menos veinte tópicos para aumentar la “Eficiencia de Perforación” o en otras palabras aplique su filosofía de la “Optimización de la Perforación”.

•

Con un programa detallado de la perforación del pozo, del área en donde realiza sus actividades, haga un análisis del mismo, anotando las partes del programa, verifique si se tienen cronogramas, correlación con pozos vecinos, actividades críticas y requerimientos de mayor supervisión, diseños de tubería, medidas de seguridad y protección al medio ambiente, etc.

30

3.

FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS

31

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.1

3.1 Programa y control del fluido de perforación

PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

Programa del fluido de perforación El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, temperatura, hidráulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundización), perfil del agujero, programa de diámetro de agujero y tuberías de revestimiento (convencional, esbelto, núcleos continuos, etc.), profundidad del pozo, logística, daños a la formación y restricciones ambientales. Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y características apropiadas para todas las operaciones que se realizarán considerando los costos de los mismos. Un programa de fluidos debe especificar: ¹

Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usarán.

¹

Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los fluidos de la formación en cada sección del agujero descubierto.

¹

Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente.

¹

Aditivos de los fluidos sugeridos para cada sección.

¹

Problemas esperados y los procedimientos de control.

Como ejemplo, se hace referencia al campo Escuintle de la Región Sur de México, el cual es productor de aceite en las formaciones carbonatadas del Cretácico Superior San Felipe, Agua Nueva y Medio. El programa de perforación de un pozo típico de este campo comprende 6 etapas y la terminación (tabla 3.1). Debido a que se requiere terminar en tubería de explotación de 5”, se perfora con un arreglo de tuberías de revestimiento de 30”, 20”, 13 3/8”, 9 5/8”, 7” y 5”.

33



Tabla 3.1 Etapas de perforación con un fluido limpio

Barrena (pg)

Profundidad (m)

36

50

26

700

17 ½

1800

12

4000

8 3/8

4700

5 7/8

5500

Terminación

5500

Objetivo de la etapa

Cementar el tubo conductor de 30” para tener un medio de circulación. Cementar tubería de revestimiento de 20” a fin de aislar los acuíferos superficiales y ganar gradiente de fractura para poder incrementar la densidad del fluido de perforación en la siguiente etapa. Llegar a la cima de la zona de presiones anormales y cementar tubería de revestimiento de 13 3/8” a fin de poder cambiar el fluido de perforación base agua a base aceite y manejar mayores densidades en la zona de presiones anormales. Atravesar la zona de presiones anormales y aislar la misma con la tubería de revestimiento de 9 5/8” a fin de poder utilizar una menor densidad del lodo en la siguiente etapa. Atravesar las formaciones Eoceno y Paleoceno hasta la cima de la formación Cretácico Superior Méndez, las cuales tienen un gradiente de presión de poro en el rango de 1.50 a 1.60 gr/cc. Se cementa la tubería de revestimiento de 7” para aislar estas formaciones a fin de poder cambiar la base del fluido de perforación para la siguiente etapa. Perforar la zona productora del campo (Formaciones Cretácico Superior y Medio), cuyo gradiente de presión de poro está en el rango de 1.15 gr/cc. Terminar el pozo con un fluido limpio.

34

Fluido de perforación

Densidad (gr/cc)

Bentonitico

1.08

Inhibido

1.20

Inhibido

1.70

Base Aceite

1.95-2.00

Base Aceite

1.70

Base Agua

1.20

Agua Filtrada

1.00



Control del fluido de perforación Durante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de perforación con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las estadísticas de los pozos vecinos. Los reportes de fluidos describen las características físicas y químicas del sistema de lodos, los cuales se hacen diariamente. (Para llevar el control de las características físicas se pueden aplicar las tablas proporcionadas en el manual del perforador). La tabla 3.2 muestra un formato de reporte del lodo que incluye la siguiente información:

- Nombre del pozo - Fecha - Profundidad - Datos de las bombas de lodos - Equipo para el control de sólidos - Densidad - Viscosidad Marsh - pH del lodo - Viscosidad plástica - Punto de cedencia - Gelatinosidades - Contenido de cloruros - Contenido del ión calcio - Contenido de sólidos - Filtrado - Por ciento de aceite - Por ciento de agua - Cantidad de sólidos - Temperatura - Filtrado - Enjarre 35



Tabla 3.2 Formato de reporte diario de fluidos de perforación MATERIALES CONCEPTOS

Y TUBO CONDUCTOR

PRIMERA ETAPA

SEGUNDA ETAPA

TERCERA ETAPA

CUARTA ETAPA

T.R. 24” BNA 30”

T.R. 16” BNA 22”

T.R. 10 3/4” BNA 14 ¾”

T.R. 7 5/8” BNA 9 ½”

T.R. 5” BNA 5 7/8”

CANTIDAD

CANTIDAD

CANTIDAD

CANTIDAD

CANTIDAD TON. 6980.95 MB

TOTAL

BARITA DIESEL OXIDO DE CALCIO SECUESTRANTE H2S CONT. CIA. DRILLINGFUIDS MI. OBT. CELULOSICO MED. OBT. CELULOSICO FINO AGUAQUIM SUBTOTAL MAT. QUÍMICO (COSTO) TIPO DE LODO Y DENSIDAD VOLUMEN RECIBIDO Y COSTO VOLUMEN ENVIADO Y COSTO VOLUMEN PERDIDO Y COSTO SERV. INT. FLUIDO MANTTO. E.T. (CIAMI.) ATN. TÉCNICA. POR MANTTO. (CIA. MI.) CONTRATO INT. DE FLUIDO CIA´S (MI.) MATERIAL CONTINGENCIAS (LODOS/P) SERV. INT. ATN. TÉCNICA BARITA PROPORCIONADA POR CIA.

87.0611 MB

34.36 MB

CANTIDAD 0 TON. 710292 MB

0 TON. 0 TON. 0

7102.92 BENT. 1.08

E.I. DENS = 1.47 1045.5 MB

E.I. DENS 1.55

MB

KLA-GARD 1.25 129 MB

129 MB

140 MB

140 MB

315 MB

50 MTS

850 MTS

597 MB

E.I. DEN. 0.90-0.89 7775.95 MB

9547.45 MB

60 MB

131 MB

395 MB

855 MB

787.5 MB

366 MB

7380.95 MB

8989.49 MB

1741.73 MB

1741.73 MB

43 DÍAS

43 DÍAS

840 MTS

392 MTS

4332 MTS

0 MB

160 MB

160 MB

35 DÍAS

125 DÍAS

2200 MTS

3 DÍAS

13 DÍAS

34 DÍAS

40 DÍAS

63.88 TON.

260.19 TON

516.995 TON

787.1 TON.

36

1628.13 TON.



Continuación tabla 3.2 CONTT. CIA. 8 DÍAS 13 DÍAS 34 DÍAS 40 DÍAS 79 DÍAS 174 DÍAS CONTROL SOL COMSERTEC SERV. MANTTO. SERV. 1 SERV. 1 SERV. GRAL. EQ. CONV. CONT. SOL SERV. LIMPIEZA 35 DÍAS 35 DÍAS 70 DÍAS INT/EXT. DE TUBERÍA SERV. DÍAS 9 DÍAS 8 DÍAS 17 DÍAS RETROESCAVADOR A COSTO 0 MB SANEAMIENTO DE RECORTES SUBTOTAL SERV. POR CONTRATOS FECHA INICIO Y 17/01AL 20/01 AL 2/02 AL 8/03 AL 17/04 AL TERMINO 19/01/98 1/02/98 7/03/98 16/04/98 25/06/98 METROS PERF Y 50 MTS. 850 MTS 2200 MTS. 840 MTS. 590 MTS. 4530 MTS. DESVIADOS COSTO POR METRO 0 MB PERFORADO RECORTES 0 0 DÍAS TRANSPORTADOS VIAJES AGUA RESIDUAL 1 VIAJE 1 VIAJE TRANSPORTADA COSTO POR VIAJE 17 VIAJES 8 VIAJES 430 VIAJES 455 VIAJES TRANSP. MQ. LODO DIESEL SUBTOTAL SERV. DE APOYO PROBLEMAS* 1.- CLASIFICACIÓN 2.- PÉRDIDA DE CIRC. 3.- PEGADURA 4.- PESCA 5.- DERRUMBE 6.- RESISTENCIA 7.- FRICCIÓN 8.- ATRAPAMIENTOS 9.- DESVIA, POZO

37


3.2

3.2 Procedimientos para el análisis de las propiedades reológicas, sólidos y líquidos del fluido de perforación.

PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

En manuales anteriores se expusieron y se comprendieron las ventajas que presentan las propiedades reológicas en la optimización hidráulica y los sólidos controlados del fluido de perforación para prevenir o evitar problemas durante la perforación del pozo. Por esta razón, es conveniente conocer cómo se realizan los análisis físicos de las propiedades reológicas de sólidos y líquidos, para verificar en cualquier momento la cuantificación real y propia del fluido de perforación. Propiedades reológicas Para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh. Éste mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es el número de segundos requeridos para que 1000 ml de lodo pasen a través de un tubo de 3/16 de pulgada de diámetro, colocado a continuación de un embudo de 12 pulgadas de largo con capacidad de 1500 ml (ver figura 3.1). El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

Figura 3.1 Embudo para medir la viscosidad

38



Se obtiene una mejor medición de las características reológicas mediante el empleo de un viscosímetro electrónico rotatorio de lectura directa y de cilindros concéntricos. La unidad estándar de campo es el viscosímetro Fann (figura 3.2). El viscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dos parámetros reológicos: viscosidad plástica y punto de cedencia. Para la viscosidad plástica se utiliza el centipoise. Éste es la resistencia al flujo del lodo causado principalmente por la fricción de las partículas suspendidas, y también por la viscosidad de la fase fluida. La viscosidad plástica es afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo. Para el punto de cedencia se usan como unidades la libra por 100 pies cuadrados. El punto de cedencia es la parte de la resistencia al flujo, causada por las fuerzas de atracción entre partículas. Estas fuerzas atractivas son a su vez causadas por las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas en el lodo.

Figura 3.2 Viscosímetro de fann

Análisis 1. Tomar una muestra del fluido de perforación (F.P.). 2. Agregar el F.P. al vaso del viscosímetro hasta la marca interior del mismo. 3. Colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la marca del cilindro.

39



4. Operar el viscosímetro a 600 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada que se observe en el dial. 5. Cambiar la velocidad del viscosímetro a 300 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada 6. Aplicar las siguientes formulas: V p = Lec 600 − Lec 300

Y p = Lec300 − V p

Donde: Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps) Lec600 = Lectura de 600 r.p.m. en el viscosímetro Lec300 = Lectura de 300 r.p.m. en el viscosímetro Yp = punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie2 7. Lavar y limpiar el equipo, para dejarlo preparado en un próximo análisis Sólidos y líquidos Para comprender más el presente concepto y análisis, hacemos un recordatorio de las fases del fluido de perforación. Fase Líquida: Base-agua

Agua principalmente, aceite cuando se emulsiona (Emulsión directa).

Fase Sólida: Material densificante y viscosificante (barita y bentonita) Fase Química: Productos químicos

Fase Liquida Base-aceite emulsión inversa

Fase continua: Aceite. Fase discontinua o dispersa: Agua salada.

Fase Sólida: Material desinfectante (Barita). Fase Química: Emulsificantes.

40



Por lo anterior, debemos de tener en cuenta que la fase sólida se refiere a sólidos deseables que son propiamente los que tiene nuestro fluido de perforación para obtener ciertas propiedades en el mismo y son los que marcan normalmente las tablas que se aplican para su control. Por lo tanto, todos los sólidos ajenos a éstos, llamados sólidos indeseables, se deben de eliminar. El análisis físico que nos proporciona dicha información para tomar una decisión, es por medio de la retorta que se compone de (Fig. 3.3): • • • • • • • • • •

Cámara de calentamiento. Condensador. Recipiente del F. P. (muestra de 10 cm 3 de F. P.). Lana de acero. Probeta graduada. (10 cm3) Espátula. Solución de agente humectante Cepillos limpiapipetas. Automático para el corte de la corriente (110 V) a los 15 minutos. Grasa metálica (para alta temperatura).

Fig.3.3 retorta y sus componentes.

41



Análisis 1.

Tome el recipiente de la muestra del F. P. y confirme que se encuentre limpio y seco.

2.

Coloque lana de acero en el fondo del cilindro de acero en donde se enrosca el recipiente de la muestra, suficiente para proporcionar un filtro de los vapores que pasan al condensador.

3.

Llene el recipiente de la muestra con el F. P., coloque la tapa y deje que salga el exceso de F. P. por el orificio central de la tapa.

4.

Limpie el recipiente por su parte externa y agregue grasa metálica en la rosca.

5.

Enrosque el recipiente en el cilindro metálico.

6.

Coloque el cilindro metálico en la cámara de calentamiento.

7.

Coloque la probeta en la parte inferior del condensador.

8.

Conecte la retorta.

9.

Al terminar la destilación, retire la probeta del condensador.

10. Tome las lecturas de los cm3 de líquidos (agua y aceite) y multiplique cada uno por 10 para convertirlo a por ciento y la diferencia de la suma de estas dos cantidades con el 100%, es el resultado del por ciento de sólidos. 11. Deje enfriar la retorta, desarme el conjunto y limpie cada una de sus partes, para tener la retorta disponible.

42


3.3

3.3 Problemas más comunes y correctivos en el fluido de perforación base-agua y base-aceite emulsión inversa.

PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA.

Fluidos de Perforación Base Agua: Problema

Síntoma

Correctivo

• Tratar previamente si se trata de pequeñas cantidades, o remover químicamente con carbonato de • Alta viscosidad y Gelatinosidad, y Yeso o bario o de sodio. aumento de filtrado. anhidrita Si se trata de anhidrita masiva • Calcio y sulfato en el filtrado cambie el sistema. • Disminución en la velocidad de penetración. Succión en los viajes. • Añadir diesel para emulsionar el Embolamiento lodo. Barrenas en buenas condiciones, con de la barrena Controlar la viscosidad y el gel. poco desgaste, pero con recortes Mejorar la hidráulica. adheridos en forma muy compacta. • Disminución de la vida útil de la • Disminuir el contenido de arena por dilución agregando agua. Usar barrena y desgaste excesivo de la Abrasión el desarenador para mantener un parte hidráulica de la bomba de lodo. contenido mínimo de arena. • Si el sistema contiene suficiente aditivo de control de filtrado, añadir Alta pérdida de • Enjarre esponjoso, blando y muy arcillas (bentonita) al sistema filtrado (control con la prueba de azul de grueso. metileno). • Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible. Bajar el gasto de bomba para disminuir la Pérdidas de densidad equivalente de • Disminución del volumen en las circulación circulación. Añadir material de presas. Pérdida completa del retorno pérdida de circulación. de lodo. Colocar tapón de diesel-bentonita o diesel-bentonita- cemento. • Aumentar la viscosidad por adición de un viscosificante. Agregar Lodo inestable • La barita se separa por sedimentación estabilizador de viscosidad en o precipitación. lodos calientes y/o con altas densidades. • Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos. Se requiere • Elevada viscosidad Marsh y plástica. Alta viscosidad Punto de cedencia y gel elevados. dilución con agua. Posteriormente Alto contenido de sólidos. puede utilizarse un reductor de viscosidad. • Elevada viscosidad en el embudo y • Poner a funcionar el sistema de Alta viscosidad plástica. Punto de cedencia y gel eliminación de sólidos, se requiere normal, alto contenido de sólidos. también dilución con agua.

43


Alta viscosidad

Alta pérdida filtrado


• Elevada viscosidad en el embudo y • Añadir dispersantes. plástica. Punto de cedencia y gel elevados. Sólidos normales. • Añadir agente de control de de • Viscosidad normal filtrado.

• Añadir sosa cáustica, posiblemente se tenga agua Bajo pH • pH por debajo de 7.0. salada en el sistema. Añadir inhibidor de corrosión. • Aumentar si es posible la densidad. Reducir el filtrado. • Exceso de recortes en la temblorina. Derrumbes Tendencia a atraparse la tubería. Aumentar la viscosidad si es (sólidos grandes posible. Convertir a un fluido diferentes a los inhibidor. recortes de perforación)

Fluidos de Perforación Base Aceite Emulsión Inversa: Problema

Síntoma

Correctivo

• Incremento en las propiedades reológicas. Contaminación • Reducción en la relación aceite/agua. con agua • Aumento en el filtrado APAT. • Disminución en la densidad. • Aumento en el volumen de fluido en las presas. • Disminución de la salinidad. • Aumento constante de las propiedades reológicas. Alta concentración • Disminución en el avance de de sólidos perforación. • Incremento de sólidos de la formación en el fluido. • Exceso de emulsificante secundario (componente a base de polvo de asfalto).

• •

• • Inestabilidad de la • emulsión •

• Añadir emulsificante. • Ajustar la relación aceite/agua y añadir el resto de aditivos. • Ajustar salinidad.

• Disminuir el tamaño de malla en las mallas vibratorias. • Checar que el equipo superficial eliminador de sólidos este funcionando • Aumentar la relación aceite/ agua. Incremento en las propiedades • Suspender adiciones de reológicas. emulsificante. El incremento de viscosidad es • Aumentar la relación posterior a un tratamiento con aceite/agua. emulsificante secundario. • Añadir emulsificante principal. La viscosidad se incrementa después de dar 2 ó 3 ciclos el fluido dentro del pozo. Aspecto grumoso del fluido. • Si hay huellas de agua en el filtrado APAT, añadir Difícil de emulsificar más agua. emulsificante principal. Baja estabilidad eléctrica. Hay presencia de agua en el filtrado • Si el filtrado es alto, añadir emulsificante principal y APAT. secundario.

44



• Ligera disminución en la densidad. • Poco retorno de recortes a la Asentamiento de superficie. barita • Bajos valores del punto de cedencia y de gelatinosidad. • Presencia de barita en el fondo de las presas y en los canales de conducción del fluido en la superficie. • Baja salinidad. Derrumbes, • Se incrementa la concentracion de fricción y sólidos. empaquetamiento • Los recortes se obtienen blandos y en la sarta de pastosos. perforación • Si el gas es CO2 aumenta el filtrado APAT y cuando la contaminación es Contaminación alta aparece agua en el filtrado. con gas • Disminuye la densidad. • Hay inestabilidad en la emulsión y toma un aspecto grumoso. • En la temblorina se obtienen recortes Perforación de de sal. mantos salinos • Se incrementa la torsión en la sarta de perforación. Sólidos • Apariencia grisácea del lodo. humectados con agua: barita y/o recortes

• Añadir arcilla organofílica dispersable en diesel. • Bajar la relación aceite/agua si ésta es alta. • Aumentar salinidad. • Añadir emulsificante principal. • Revisar que las tomas de agua en las presas estén cerradas. • Utilizar el desgasificador. • Añadir cal para contaminación de CO2. • Aumentar agitación. • Aumentar densidad. • Aumentar densidad. • Aumentar salinidad. • Añadir agua salada y cal. Asegurarse que la relación aceite/agua y concentracion de aditivos son correctos.

Nota: la anterior tabla generaliza los conceptos, los correctivos aplicados dependerán de los productos comerciales de la compañía prestadora del servicio. El diesel utilizado para fluidos de perforación, es especial presentando las siguientes características: • • •

Bajo contenido de azufre (0.5 % máximo). Punto de anilina, mayor de 65º C (150º F). para tener menos daños a los implementos de hule en el sistema de circulación. Punto de ignición mayor de 52º C.

45


3.4

3.4 Desplazamiento

DESPLAZAMIENTO

El desplazamiento del fluido de perforación ó de control por agua dulce y/ó por fluidos limpios, se realiza con la finalidad de efectuar la remoción del lodo, el enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos: barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. Se recomienda utilizar fluidos con características físico-químicas, que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior acarreo hasta la superficie. Factores a considerar para un programa de desplazamiento. •

Condiciones de temperatura y presión del pozo.- La temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de perforación o de control dentro del pozo, aunque éste será desplazado es necesario tomar en cuenta la forma como pudiera la temperatura afectar a los fluidos diseñados para circularse dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio de presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de fluido.

•

Diseño de las tuberías.- las tuberías tanto de producción como de revestimiento, ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de producción, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo, así como también afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que llevan estas será diseñado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la camisa y esto influirá más que si tuviéramos una tubería franca, por lo que es necesario conocer previamente las tuberías a través de las cuales se llevará a cabo el desplazamiento y diseñar el programa más adecuado al mismo.

•

Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie.- Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia será severamente reducida lo que puede ocasionar problemas para tener un desplazamiento y una limpieza totalmente efectiva.

•

Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- Este es el factor más primordial ya que dependiendo de las condiciones de éste, será la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerando que mientras estas propiedades sean mayores existirá una mayor diferencia de

46


3.4 Desplazamiento

presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto programado. •

Efectividad del programa de desplazamiento -. Desarrollar un programa de desplazamiento que no sobrepase las condiciones de que se disponga en superficie. Es necesario verificar en primer lugar, la existencia de todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del programa diseñado.

•

Productos químicos.- se debe considerar el diseño de los espaciadores y lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los F. P. utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación para garantizar una limpieza y desplazamiento efectivo del F. P. o de control hacia la superficie sin contaminación.

Formas de desplazamiento Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos: circulación inversa y circulación directa. La selección del procedimiento más adecuado depende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones de calidad de las tuberías de producción y/o revestimiento que se tengan, de los resultados obtenidos de los registros de cementación en las zonas o intervalos de interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo. Circulación Inversa.- Si la información de los registros de cementación y la calidad de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculada, esta circulación es más factible de ser utilizada. Este procedimiento permite un mayor espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de producción, así mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados con flujos turbulentos. Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes. Así mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado una considerable reducción en los costos del lavado y filtración.

47


3.4 Desplazamiento

Circulación Directa.- Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de CIRCULACION DIRECTA, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares. Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dará el RÉGIMEN TURBULENTO necesario para garantizar que el pozo estará totalmente limpio de contaminantes. Así mismo serán necesarias mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado por filtración y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de colapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de fractura de los intervalos de interés. Recomendaciones previas al desplazamiento Previo al desplazamiento del fluido de control, ya sea base agua o base aceite, por el diseño de espaciadores y lavadores químicos., es necesario efectuar algunas consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas de trabajo: 1.

En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con los espaciadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la zona de interés para remover los sólidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberías. En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubería diseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el lavado del pozo.

2.

Establecer circulación con la bomba del equipo al máximo gasto permisible en forma directa.

3.

Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de trabajo y al circularse al interior del pozo, previo al desplazamiento del mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el desplazamiento, para prevenir la formación de geles de alto valor, ya que de 48


3.4 Desplazamiento

esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes consideraciones: a) Efectuar la circulación del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de eliminadores de sólidos, con el propósito de remover contaminantes grandes, y de ser posible hacia presas o tanques limpios para ser reutilizado éste al salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes. b) Reducir a valores mínimos permisibles la VISCOSIDAD PLÁSTICA y el PUNTO CEDENTE, para asegurar la movilidad del fluido en los espacios anulares y tener un eficiente barrido del mismo. c) Evitar en esta etapa los espaciadores o píldoras viscosas. 4.

La tubería necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten, girarse antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias de fluido de control con sólidos acumulados y que produzcan altas viscosidades.

5.

Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen centrado permitirá incrementar la remoción del fluido de control.

6.

Efectuar viaje corto con los espaciadores o con la tubería de revestimiento corta (boca liner) o levantarse aproximadamente 300 mts., y volver a bajar a la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. Así mismo al tener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que las herramientas que se lleven en la punta auxilien en la limpieza de sedimentos y remoción de residuos que se hubieran quedado adheridos en las paredes de las tuberías de revestimiento. Este movimiento de tubería permite elevar la eficiencia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bombeo.

7.

Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y lavadores químicos y por el fluido final programado para quedarse dentro del pozo, ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circulados a gastos máximos de bombeo. La condición del flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejorar la eficiencia de un desplazamiento.

49


3.4 Desplazamiento

8.

Para diseñar los volúmenes de espaciadores y lavadores químicos, es necesario considerar el volumen por remover en el lavado de pozo, ya que en caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el diseño puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en los costos de estos reactivos.

9.

En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva, es conveniente efectuar un análisis del costo beneficio de evitar desperdicios de recursos en yacimientos con poco valor de recuperación económica.

Espaciadores y lavadores químicos. Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluido de control ya sea base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos, para evitar mezclas de fluidos compatibles, problemas de contaminación, así como para limpiar el pozo de manera efectiva y para la separación de fases del sistema. Los baches espaciadores que deban ser programados deberán ser compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser más viscoso que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lo menos 100 mts. de la parte más amplia de los espacios anulares para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimiento muy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su eficiencia. Para fluidos base aceite, su principal contacto como espaciador debe ser el Diesel por ser ambos compatibles. Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un bache de agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productos de las compañías de servicios, los cuales pueden ser utilizados como espaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos utilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solventes, para una activa remoción de contaminantes orgánicos e inorgánicos. Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y dispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos gastos, lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares; normalmente su densidad es cercana al agua dulce. En algunos casos se diseñan productos abrasivos como arenas para barridos de limpieza.

50


3.5

3.5 Preparación de una salmuera

PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA

Una vez cementada la tubería de explotación (5”), se procede a realizar la terminación del pozo. En esta etapa se requiere la utilización de fluidos limpios libres de sólidos a fin de evitar el daño a la formación durante las operaciones de disparo y pruebas de admisión. Además de que al no tener sólidos en suspensión facilitan la introducción del empacador, el aparejo de producción, herramientas calibradoras, de disparos, de registros de producción, etc. Dependiendo de la densidad se puede emplear: •

Agua tratada (1.0 gr/cc).

•

Salmuera sódica (1.01 – 1.19 gr/cc).

•

Salmuera cálcica (1.20 – 1.39 gr/cc).

La ventaja de este tipo de fluidos es que proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar sustancias dañinas como la barita. Turbidez: Pequeñas partículas suspendidas en el fluido producen dispersión de luz. La turbidez es una medida de luz dispersada por las partículas suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un nefelómetro, expresando el resultado en “NTU”. Este es proporcional a la concentracion de sólidos suspendidos. Un fluido limpio no contiene partículas de diámetro mayor de 2 micras, con un valor de turbidez no mayor de 30 NTU. Corrosión: El principal agente corrosivo que afecta a los materiales de la tubería en fluidos base agua son los gases solubles (O2, CO2, H2, S), así como las soluciones salinas y ácidas. A fin de prevenir la corrosión, los fluidos de terminación son tratados con inhibidores de corrosión, los cuales no las suspenden completamente pero si la disminuyen considerablemente. Las siguientes tablas nos proporcionan información para preparar salmueras sódicas y cálcicas.

51



Tabla 3.3

Por ciento NaCl por peso

Densidad de solución

1.0000 1.0053 1.0125 1.0268 1.0413 1.0559 1.0707 1.0857 1.1009 1.1162 1.1319 1.1478 1.1640 1.1804 1.11972

Solución 0 1 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Agua 0:0 1:0 2:0 4:2 6:4 8:7 11:1 13:6 16:2 19:1 22:0 25:0 28:2 31:6 35:1

NaCl = Cloruro de Sodio

52

Gramos de sal por litro de agua

p.p.m de (NaCl)

10.0 20.3 41.6 63.8 87.2 110.9 136.2 162.4 190.0 219.0 249.3 281.0 315.7 350.5

10,050 20,250 41,070 62,480 84,470 107,070 130,280 154,130 178,590 203,740 229,560 256,080 283,300 311,270



Tabla 3.4

Preparación de salmueras de diferentes densidades, usando cloruro de sodio, cloruro de calcio, y la combinación de ambos. Cantidad de materiales requeridos para preparar 1m3 de salmuera a 15.5º C. Cloruro de Sodio (NaCl) Kgs.

Agua dulce litros

1.00 1.02 1.03 1.04 1.06 1.07 1.08

8 26 46 63 80 100 117

1.09 1.10 1.12 1.13 1.14 1.15 1.16 1.18 1.19 1.20 1.21 1.22 1.23 1.25 1.26 1.27

Dens. gr/cc

Cloruro de Calcio (CaCl2) Kgs.

Preparada únicamente con (CaCl2) CaCl2 Kgs.

Agua dulce litros

996 991 984 979 974 967 960

8 23 37 54 68 83 100

996 993 991 989 986 984 977

83 148 205 254 296 220

134 154 174 194 214 231 251 271 291 311 250 200 154 117 91 71

953 946 939 932 924 917 910 900 894 886 874 872 875 875 870 867

117 131 148 165 182 200 216 231 247 270 285 302 319 336 353 370

972 970 965 960 955 948 943 941 936 929 924 914 915 910 903 896

350 385 407 430 453

57 46 37 28 17

865 862 858 858 860

388 405 422 439 456 476 496 513

894 941 884 877 872 862 855 853

1.38 1.39 1.40

530 547 567

846 741 831

1.41 1.43 1.44

587 607 630

825 815 808

1.28 1.30 1.31 1.32 1.33 1.34 1.35 1.37

53


3.6

3.6 Aplicaciones

APLICACIONES •

Analizar un programa de fluido de Perforación y Terminación de pozos, aplicado en su área de trabajo, con base a los conocimientos expuestos y a su experiencia. Anotar sus comentarios y recomendaciones.

•

Si se desea preparar 80 m3 de salmuera sòdica (NaCl) de 1.10 gr/ cm3 ¿Cual es la cantidad de sal por agregar y aproximadamente que salinidad se obtiene?

Información de la tabla 3.4: 154 Kg. (sal)/m3 (salmuera). 946 lts. (agua)/m3 (salmuera). Operaciones 154 Kg. /m3 x 80 m3 = 12,320 kg. de sal 946 lts./ m3 x 80 m3 = 75,680 lts. de agua

Información de la tabla 3.3: aproximadamente 154,130 p.p.m de NaCl. Preparación: 1. 2. 3. 4.

Verificar que el personal tenga y use el equipo de protección personal. Tener en las presas metálicas el volumen de agua necesario. Agregar la sal en grano por el embudo y manteniendo una buena agitación hasta alcanzar la densidad requerida. Agregar inhibidor de corrosión (4 a 15 lts/m3) en caso que no se tenga dicho producto puede recomendarse agregar 1 Kg. de sosa cáustica/m3 o 1 Kg. de cal/m3 de salmuera.

Nota: en caso de preparar salmuera sódica de 1.19 gr/cm3 no debe de agregarse más cloruro de sodio que el calculado, ya que el exceso se precipitara en el fondo de las presas, por tener su máxima saturación.

54

4. HIDRÁULICA

55

4. Hidráulica

4.1

4.1 P a r á m e t r o s para la optimización hidráulica.

PARÁMETROS PARA LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA

En el manual para perforador se proporcionaron los conceptos básicos de la optimización hidráulica y algunos parámetros, tales como: determinación del gasto normal para perforar, velocidad anular óptima, velocidad del lodo en las toberas y el índice de limpieza en el fondo del agujero. En ésta parte complementaremos el estudio con los dos métodos principales de la optimización hidráulica: Impacto hidráulico y caballos de fuerza hidráulicos (H.P. hidráulicos). Los dos métodos de optimización mencionados, están relacionados directamente con el diámetro de las toberas en la barrena, dichos métodos proporcionan una eficiente limpieza en el fondo del agujero, logrando con esto un mejor avance de perforación. Lo básico en estos cálculos son las caídas de presión por fricción en: el equipo superficial, interior de las tuberías y espacio anular. Para lograr una mayor comprensión en los modelos matemáticos que se utilizan para las caídas de presión, es necesario tener los conocimientos básicos de: conceptos de reología, clasificación de los fluidos, patrones de flujo y fricción en las tuberías, que a continuación se exponen. Conceptos de reología • Fluidos: Se define como cuerpo de fluido aquel que cambia fácilmente su forma bajo la acción de fuerzas muy pequeñas. En otras palabras, se puede definir un fluido como una sustancia que se deforma continuamente, cuando se le aplica una fuerza tangencial, por muy pequeña que esta sea. • Viscosidad: Se define como aquella propiedad por la cual un fluido ofrece una resistencia al cambio de forma bajo la acción de fuerzas exteriores. Analizando la figura 4.1 tenemos que la placa del fondo está fija y la placa superior se mueve lentamente hacia la derecha bajo la acción de la fuerza aplicada “F”. Se considera que el líquido es enteramente homogéneo y se adhiere a ambas placas. Al final del intervalo de tiempo “t”, la placa superior ha avanzado una distancia cc1 y el líquido se ha deformado como lo indica a1bc1d. La deformación total ha sido cc1 en una distancia total “x” en un tiempo “t”, siendo “v” la velocidad con que la capa superior del líquido se movió sobre la capa interior.

57

4. Hidráulica


V

1

1

F X

Figura 4.1 Líquido altamente viscoso confinado entre dos placas paralelas

En consecuencia podemos representar en forma matemática, al esfuerzo cortante de la siguiente manera. T=mxc Donde: T = Esfuerzo cortante, en dinas/cm2 = Fuerza/Área c = Velocidad de corte, en seg -1 ó 1/seg = V/x m = Constante de proporcionalidad, en pois = Viscosidad La unidad de viscosidad es el poise, nombrado así en honor de Poiseuille, y es igual: 1 poise = 1

dina x seg cm 2

1 centipoise =

1 poise 100

•

Esfuerzo de corte y velocidad de corte.- Cuando un fluido está fluyendo, existe una fuerza en el fluido que se opone al flujo, a esta fuerza se le conoce como “esfuerzo de corte” y puede considerarse como una fuerza friccional que proviene del deslizamiento de una capa del fluido sobre la otra. La velocidad a la cual se mueve a través de sus capas vecinas se conoce como “velocidad de corte”.

•

Reología.- Es la ciencia de la deformación y el flujo de la materia. Sus parámetros más usados son la viscosidad plástica y el punto de cedencia.

•

Punto de Cedencia.- Es parte de la resistencia al flujo al igual que la viscosidad y es una medida de las fuerzas electroquímicas de las cargas eléctricas localizadas en la superficie de los sólidos en el fluido y puede ser controlado mediante un tratamiento químico y mecánico apropiado.

58

4. Hidráulica


Clasificación de los fluidos Los fluidos pueden clasificarse en Newtonianos y No-Newtonianos. Los gases y los líquidos ligeros se aproximan a los fluidos Newtonianos, mientras que los líquidos pesados son No-Newtonianos. Analizando la gráfica 4.1 se puede decir, que son fluidos Newtonianos, aquellos líquidos cuya “viscosidad es constante” a cualquier temperatura y presión dadas, como el agua, glicerina, aceites para motor, kerosina y líquidos similares. Vemos que el comportamiento de la gráfica es una recta en donde el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte (m=viscosidad), en condiciones de flujo laminar. Considerando la misma figura, tenemos, que los fluidos No-Newtonianos, son aquellos cuya viscosidad no es constante a la temperatura y presión de que se trata, si no que depende del flujo mismo como factor adicional. Entre estos fluidos, tenemos los líquidos plásticos de Bingham. La mayor parte de los fluidos de perforación son suspensiones coloidales y/o emulsiones que se comportan como fluidos plásticos o No-Newtonianos, y se asemejan al modelo propuesto por Bingham.

F.Newtoniano

F. Bingham (plástico) D

Velocidad de corte

C B E Esfuerzo de corte Esquemas que muestran los estados de flujo en fluidos plásticos: A

A

AB

Sin movimiento

Flujo tapón

BC

Flujo laminar incompleto

CD

D

Flujo laminar completo

Flujo turbulento

A = Punto de cadencia verdadero. C = Punto de cadencia total. E = Punto de cadencia normal o límite elástico de Bingham

Gráfica 4.1 Comportamiento de los tipos de fluidos

59

4. Hidráulica


Patrones de flujo En general se estudian dos tipos de comportamiento de fluidos: Newtonianos y nonewtonianos. Sabemos que el newtoniano es típico del agua, donde las propiedades del líquido no cambian. El término No-newtoniano, simplemente describe todos los líquidos que no se comportan como el agua. No todos los fluidos se comportan como fluidos Bingham, pero el viscosímetro giratorio se calibra para dar información del comportamiento Bingham, en el caso de nuestro fluido de perforación. Los patrones de flujo en un sistema de circulación puede ser tapón, laminar o turbulento. El flujo de tapón se encuentra en los trabajos de cementación, pero muy raras veces en las operaciones de perforación. Es por eso que el presente estudio se limitará a los flujos laminares y turbulentos. Los patrones de flujo, como anteriormente se dijo, se clasifican en: laminares o turbulentos. El flujo plástico se incluye como un tipo especial del flujo laminar, las partículas individuales en el fluido se mueven hacia adelante en línea recta y la velocidad en la pared es cero con cualquiera de los dos patrones. La velocidad máxima se logra en un punto equidistante de las paredes. La región de baja velocidad es una función directa de cuanto se desvía un fluido dado del fluido verdadero, o la magnitud de la viscosidad. Por lo tanto la velocidad en cualquier punto alejado de la pared es proporcional a la relación promedio de volumen de flujo e inversamente proporcional a la viscosidad. En el flujo turbulento, las partículas de fluido ya no se transmiten en línea recta dentro de la tubería. No hay un patrón de flujo preciso. Sin embargo, en general todas las partes de las corrientes de flujo están desplazándose a la misma velocidad, aproximadamente. En este caso la viscosidad afecta únicamente el punto donde se inicia la turbulencia y tiene poco efecto en las pérdidas de presión cuando el fluido está en turbulencia. No hay una definición exacta de turbulencia. Se puede describir como una evolución de capas precipitadas, flujo desordenado, o patrón de flujo irregular. La figura 4.2 muestra un perfil de la velocidad del fluido turbulento y las fluctuaciones del mismo que causan la pérdida de presión en la turbulencia. Debido a que los patrones para el flujo turbulento no son constantes, es imposible construir un perfil exacto de la velocidad del fluido o de las fluctuaciones de éste.

60

4. Hidráulica


Vmax.

Vmed.

V=0

V Flujo lami nar

Flujo turbulento

Figura 4.2 Perfil de la velocidad del fluido y patrones de flujo

Fricción en las tuberías En una tubería recta lisa, en la que el flujo laminar de un líquido se lleva a cabo, la resistencia al escurrimiento o flujo se origina por el esfuerzo tangencial o cortante de la viscosidad entre las partículas que se mueven en recorridos paralelos con diferentes velocidades. En la pared de la tubería, las partículas se adhieren a ella y no tienen movimiento. Las partículas en movimiento en la tubería están sujetas a un esfuerzo cortante viscoso, que disminuye conforme se aproxima al centro de la tubería. La variación de la velocidad a través de la tubería está totalmente determinada por el esfuerzo cortante viscoso entre las capas imaginarias en movimiento del líquido. Con frecuencia esta resistencia al flujo se describe como originada por la fricción en las paredes, o fricción en la tubería, pero el término se presta a confusiones, porque la resistencia es totalmente de una naturaleza viscosa. Si el flujo es turbulento, la variación de la velocidad a través del tubo, no queda determinada entonces únicamente por la viscosidad, sino que depende de la cantidad y resistencia de la turbulencia. Sin embargo, la cantidad presente de esfuerzo cortante viscoso es aumentada por los innumerables remolinos o vórtices que acompañan a dicha turbulencia, y las tuberías con paredes ásperas o incrustadas tienden a incrementar esta turbulencia. Además, como en el escurrimiento laminar, la resistencia al escurrimiento es totalmente un fenómeno de la viscosidad, aunque comúnmente se refiera como debida a la fricción de la tubería.

61

4. Hidráulica


Parámetros hidráulicos Impacto hidráulico.- La fuerza del impacto hidráulico se define como la relación del cambio del momento del fluido con el tiempo. El momento del fluido a través de la barrena es un producto de la densidad, gasto y velocidad del fluido en las toberas. Representado en forma matemática: I.H.

DL × QX Vt 60 xg

=

DL × Q × Vt 1930

Donde: IH. = Fuerza de impacto hidráulico, en lbs. D.L.= Densidad del fluido de perforación, en lbs/gal. Q = Gasto de bomba, en gal/min. Vt = Velocidad del fluido en las toberas, en pies/seg. g = Constante de la aceleración de la gravedad = 32.17 pies/seg2. 60 = Constante de conversión de min. a seg. La fuerza de impacto en la ecuación depende del peso del lodo, entre más alto, mayor el impacto. Sin embargo, el peso del fluido no se cambia con ese propósito. Por esa razón se considera una constante para cualquier sistema. Para obtener éste parámetro, se requieren las siguientes condiciones Ps = 0.51 x Pm

Pb = 0.49 x Pm

Donde: Ps = Caída de presión por fricción en el sistema. Pm = Presión manométrica o de bombeo. Pb = Caída de presión en la barrena. Lo anterior establece que para una presión limitada en la superficie, la pérdida de presión en el sistema de circulación deberá ser el 51% de la presión en la superficie y el 49% restante de la presión disponible se aplica a la barrena para el impacto óptimo. Algunos piensan, que en la teoría del impacto hidráulico, la remoción de recortes depende de la fuerza con la que el fluido pega en el fondo del agujero y tal vez sea por el resultado de la fórmula en lbs. Pero si consideramos que en la fórmula del impacto, su origen es la ecuación Fuerza = masa x aceleración (F = m x a), se puede tener el concepto de impacto hidráulico, como la fuerza en lbs. que pasan en la sección de las toberas en la unidad de tiempo.

62

4. Hidráulica


Caballos de fuerza hidráulicos.- Los H.P. hidráulicos pueden definirse como la velocidad a la que el fluido hace trabajo en el sistema de circulación. En realidad los caballos de fuerza son una velocidad definida de hacer trabajo. En forma matemática, se representa como: P×Q H.P.H. = 1714 En el desarrollo matemático, se obtienen las siguientes condiciones para éste parámetro: Ps = 0.35 x Pm.

Pb = 0.65 x Pm.

Esto significa que el 35% de la presión limitada o presión de bombeo máximo deseado, es de pérdida de presión en el sistema de circulación y el 65% restante para aplicarlo en la barrena. En la gráfica 4.2 se muestra la confirmación de los métodos I.H. y H.P.H. en sus porcentajes de optimización.

63

4. Hidráulica


T/P 4 1/2” AGUJERO 9 7/8” 20 LASTRABARRENAS. DE 8” 0.D X 3” I.D. LODO 10 LBS/GAL. PROF. 10,000 PIES.

35%

BO M BA A

MAXIMA POTENCIA EN LA BARRENA.

AD A

PO R

LA

600

CI ON

400

BA

PO R

M B O LA LA DE E D HHP P HH49%

MÁXIMO IMPACTO HIDRÁULICO.

BA M BO

0

200

49%

% 65

65%

PR O TE N

CI A

200 PO

POTENCIA HIDRÁULICA

800

P CO RES NS IÓ N 51% TANT E

POTENCIA DISPONIBLE PARA LA BARRENA CON UNA PRESIÓN SUPERFICIAL DE 2500 LBS/PULG2 Y VARIANDO LAS VELOCIDADES DE CIRCULACIÓN

600 400 800 GASTO DE BOMBA G.P.M.

Gráfica 4.2 Potencia hidráulica en la barrena

64

4. Hidráulica

4.2

4.2 Diseño de un programa hidráulico para perforar

DISEÑO DE UN PROGRAMA HIDRÁULICO PARA PERFORAR

Realizar un diseño del programa hidráulico en las diferentes etapas del programa de perforación, es tratar de cumplir con la mayor parte de los parámetros de la optimización hidráulica y obtener una mayor velocidad de penetración. Los cuales mencionados en orden jerárquico son: • • • • •

Impacto hidráulico Caballos de fuerza hidráulico (H.P. hidráulico) Índice de limpieza en el fondo del agujero (H.P./pg2 ) Velocidad del lodo en las toberas. Velocidad anular óptima.

Un programa hidráulico nos proporciona información para evitar altas caídas de presión en el sistema de circulación y evitar problemas en el equipo superficial, así como también mayor esfuerzo en la bomba de lodo y por consecuencia mayor mantenimiento, etc. El diseño de un programa hidráulico, en condiciones normales de perforación, se puede realizar cada 500 o 1000 m de profundidad. (En el caso de una barrena PDC, se considera la profundidad a perforar), de acuerdo al cambio de densidades y de la reología del lodo, así como en el cambio de diámetros interiores de la sarta de perforación. Los pasos a seguir en forma general, para el diseño del programa hidráulico, son: 1. Llenar el formato con los datos requeridos. 2. Seleccionar el gasto de bomba y emb/min. para perforar, con base a la determinación del gasto normal para perforar. Verificar la emb/min máxima de la bomba en donde se decide si se tiene que trabajar en paralelo. 3. Calcular la caída de presión por fricción en el sistema de circulación: Equipo superficial, tubería de perforación, tubería extrapesada (H.W.), lastrabarrenas y espacio anular. 4. Sumar las caídas de presión en el sistema de circulación, y por medio de una regla de tres simple calcular la presión para la barrena en los criterios del impacto hidráulico y H.P. hidráulico, y con base a la presión máxima de la bomba seleccione el criterio más aceptable. Recuerde que la presión de bombeo será igual a la suma de estas dos presiones. Si la presión de bombeo es demasiada alta o próxima a la presión máxima de la bomba, seleccione una presión de bombeo de acuerdo a las condiciones de su equipo y restarle la caída de presión total, siendo éste valor la presión disponible para la barrena.

65

4. Hidráulica

4.2 Diseño de un programa hidráulico para perforar

5. Teniendo la caída de presión para la barrena seleccionada, se calculan los diámetros de las toberas y el resto de los parámetros hidráulicos expuestos en el manual del perforador. Debido a que existen varios autores de los modelos matemáticos, basando sus estudios en el tipo de fluido, patrón de flujos, propiedades reológicas, etc. Para el propósito de nuestro manual expondremos un ejemplo de cálculo tomando el modelo de la compañía Smith Tool para fluidos No-Newtonianos y flujos turbulentos. Considerando que dicho modelo era aplicado en la regla de cálculo hidráulico, que en años anteriores en el inicio de la hidráulica se usaron en el campo y por que generalmente en el interior de la sarta se tiene flujo turbulento, siendo el espacio anular, entre T.P. y agujero en donde podría haber flujo turbulento o laminar*. Modelo matemático para el cálculo de la caída de presión por fricción en el interior de la tubería y espacio anular.

 Vp 0.18 × Dl 0.82 × Q1.82   L   ×  4.82  P =    Di  700 . 3   Pa =

Vp 0.18 × Dl 0.82 × Q1.82 × L

700.3 × (Da − Dt ) (Da + Dt ) 3

1.82

Donde: P = Caída o pérdida de presión por fricción en tubería, en lb/pg2 Pa =Caída o pérdida de presión por fricción en el espacio anular, en lb/pg2 Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps) Yp = Punto de cedencia (Yiel point), en lb/100 p2 Dl =Densidad del fluido de perforación, en gr/cm3 Q =Gasto de bomba, en gal/min Di =Diámetro interior de la tubería, en pg. L = Longitud de tubería (o espacio anular), en m Da = Diámetro del agujero, en pg. Dt = Diámetro exterior de la tubería, en pg. Nota: Dichas fórmulas tienen algunos cambios en las unidades con respecto a la original, para hacerlas más prácticas y en el caso de la primera se ha estructurado en dos factores para evitar operaciones repetitivas. * El número de Reynolds, especifica el tipo de flujo.

66

4. Hidráulica

4.3

4.3 Problemas mas comunes en la optimización hidráulica.

PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA.

Los problemas que se puedan presentar para la optimización hidráulica, concentrándose más en los criterios hidráulicos del impacto hidráulico y el H.P. hidráulico, se relacionan con las siguientes limitaciones: •

Capacidad de las bombas de lodos.

•

Densidad y propiedades reológicas altas, del fluido de perforación.

•

Presión de trabajo de alguna parte del equipo superficial (Por ejemplo: tubo lavador).

•

Profundidad del pozo, mayores longitudes de tubería de perforación.

•

Disminución del diámetro de la tubería.

Ante estas consideraciones, se conocen actualmente cinco parámetros hidráulicos (tema 4.2) para que de acuerdo a sus conocimientos y experiencia los aplique y cuando menos estar en uno de ellos, además de que posee el conocimiento del lineamiento de gasto normal para perforar, que es el inicio para obtener una eficiente hidráulica.

67

4. Hidráulica

4.4 •

4.4 Aplicaciones

APLICACIONES Una placa de 20 cm2 de área está separada a 1 cm. de otra placa fija. Calcular la viscosidad del fluido en centipoise, si se requiere una fuerza de 100 dynas para mover la placa superior a una velocidad constante de 10 cm/seg.

Operaciones: T=

c=

Fuerza 100 dynas = = 5 dinas / cm 2 (Esfuerzo cortante) 2 Area 20 cm V 10 cm / seg = = 10 / seg −1 (Velocidad de corte) X 1 cm

T 5 dinas / cm 2 dinas × seg m= = = 0.5 = 0.5 poise (Viscosidad) c 10 / seg cm 2 Viscosidad = 0.5 x 100 centipoise = 50 cps. •

Con la siguiente información del pozo, realizar un programa hidráulico de 2100.0 m a 3000.0 m -

-

T.R.: 13 3/8” -2100.0 m Bna.:12”, tricónica, 3 toberas, velocidad de penetración promedio – 5min/m (12 m/hr) T.P: 5“- 29.055 kg/m (19.5 lb/pie), D.I. = 4.276” H.W.: 5” – 74.50 Kg/m – D.I.=3”,110.0m. Lastrabarrena: 8”, 219 kg/m, D.I. = 3”, 90.0 m Lodo de 1.45 gr/cm3, viscosidad plástica – 24 cp, punto de cedencia – 10 lb/100 pie2 base-agua. Bomba triples IDECO, Modelo – T – 1300 Camisa 6 ½”, carrera 12”, 95% ef. volumétrica. Máxima presión – 3232 lb/pg2 Máxima emb/min – 120 Longitud aproximada del equipo superficial – 45 m, diámetro interior promedio – 3.5”

68

4. Hidráulica

4.4 Aplicaciones

Operaciones: 1.

Llenar el formato con la información anterior y posteriormente con los cálculos realizados.

2.

Gasto de bomba para perforar. Con base en la velocidad de penetración se requiere de 40 a 45 gal/min/pulgadas de diámetro de la Barrena. 40 gal/min/P.D.B./12 pg = 480 gal/min Gasto de bomba al 90% - 4.656 gal/emb

480 gal / min = 103 emb/min. (Menor que la máxima) 4.656 gal / emb 3.

Caída de presión por fricción en el sistema de circulación: • En el equipo superficial  24 0.18 × 1.45 0.82 × 4801.82   45   ×  4.82  P =  700.3    3.5  P = (260.216) × (0.107 ) = 27.84 ≈ 28 lb / pg 2

Factor para los cálculos siguientes • En la tubería de perforación (2800 m).  2800 P= (260.216) x   4.276 4.82 P= 661.98 ≈ 662 lb/pg2

  = (260.216)(2.544) 

• En la tubería extrapesada y lastrabarrenas (D.I. – 3”, 200.0 m)  200  P = (260.216 ) ×  4.82  = (260.216 )(1.003) 3  P = 260.996 ≈ 261 lb/pg2

69

4. Hidráulica

4.4 Aplicaciones

• En el espacio anular entre T.P. y agujero (se tomará en esta forma para hacer un cálculo más práctico). Pa =

4.

24 0.18 × 1.45 0.82 × 4801.82 × 3000 700.3 (12 − 5) (12 + 5) 3

1.82

= 13.11 ≈ 13 lb / pg 2

Total de la caída de presión en el sistema de circulación: 964 lb/pg2

H.P. Hidráulico:

Impacto hidráulico:

35% - 964 lb/pg2 65% - Pb 964 × 65 Pb = = 1790 lb / pg 2 35 Presión de bombeo = 2754 lb/pg2

51% - 964 lb/pg2 49% - Pb 964 × 49 Pb = = 926 lb / pg 2 51 Presión de bombeo = 1890 lb/pg2

En este caso seleccionamos una caída de presión para la barrena de 926 lb/pg2. Para el H.P. hidráulico se tiene una presión de bombeo muy cercana a la presión máxima de la bomba. 5.

Diámetro de las toberas At = 0.0277 x Q x

Dl Pb

Donde: At = Área de las toberas o de flujo, en pg2 Q = Gasto de bomba, en gal/min. Dl= Densidad del fluido de perforación, en gr/cm3 Pb = Caída de presión en la barrena, en lb/pg2 Operaciones: At = 0.0277 x 480 x

1.45 = 0.5261 pg 2 926

70

4. Hidráulica

4.4 Aplicaciones

Aplicando la tabla 4.1, para este caso se busca en la columna de tres, el valor más próximo al área calculada, siendo: 3T –15/32”. Si se desea usar toberas de diferentes diámetros, se seleccionan las tres con la condición que la suma de sus áreas debe ser aproximadamente a la calculada. Cuando se tienen más de tres toberas, se divide el área calculada entre el número de toberas para encontrar el área de cada una o de una forma de ensayo y error selecciónelas con la tabla para diferentes diámetros, no olvidando la condición antes mencionada. Nota.- Continuar con los siguientes cálculos aplicando las fórmulas que se estudiaron en el manual del Perforador y terminar con la información solicitada en el formato •

Con la información anterior realizar un programa hidráulico para perforar hasta 3650.0 m, con un fluido de perforación de 1.68 gr/cm3 viscosidad plástica de 36 cps y punto de cedencia 12 lb/100 pie2

•

Con la información del programa de perforación de pozo del área en donde labora, realice un programa hidráulico y compárelo con el diseño del programa del pozo. (FORMATO) Programa Hidráulico Pozo: Escuela

Equipo: PM-000

Bomba de lodo 1 Bomba de lodo 2 Fluido de perforación. Camisa: 6 ½” Tipo: Base-agua ______ Carrera: 12” ______ Densidad: 1.45 gr/cm 3 2 Máx. presión: 3232 lb/pg Viscosidad: 24 cps ______ Máx. emb./min.:120 ______ Punto de cedencia: 10 Ef. vol.: 90% ______ Lb/100 pie2 Marca – Modelo: IDECO T-1300 ______ Programa hidráulico de: 2100 m hasta: 3000 m Gasto:480 gal/min Caída de presión en el sistema de Barrena circulación: Longitud Presión Presión disponible:926 lb/pg2 2 Eq. Sup.: 45 m 28 lb/pg Toberas : 3T – 15/32” 662 lb/pg2 T.P. : 2800 m Velocidad de chorro: ______ H.W. :110 m ________ Índice de limpieza: ________ D.C. : 90 m 261 lb/pg2 Área de toberas: 0.5261 pg2 Esp. anular: 3000 m 13 lb/pg2 Total: 964 lb/pg2

71

Sarta de perforación Diámetros de: _____________ Tubería de perf.: 5” T.P. extrapesada: 5” x 3”_____ Lastrabarrenas: 8” x 3”______ Barrena : 12”, tricónica______ Presión de bomba:1890 lb/pg2 Velocidad anular: ________ Densidad equivalente de Circulación:_____________

4. Hidráulica

4.4 Aplicaciones

Tabla 4.1 Área de Toberas (pulg.) 2 DIÁMETRO EN 32 AVOS DE PULG. 7 8 (1/4”) 9 10 11 12 (3/8”) 13 14 15 16 (1/2”) 17 18 19 20 (5/8”) 21 22 23 24 (3/4”) 25 26 27 28 (7/8”) 29 30 31 32 (1”)

UNA 0.0376 0.0491 0.0621 0.0767 0.0928 0.1104 0.1296 0.1503 0.1726 0.1963 0.2216 0.2485 0.2769 0.3068 0.3382 0.3712 0.4057 0.4418 0.4794 0.5185 0.5591 0.6013 0.6450 0.6903 0.7370 0.7854

DOS 0.0752 0.0982 0.1242 0.1534 0.1856 0.2209 0.2592 0.3007 0.3451 0.3927 0.4433 0.4970 0.5538 0.6136 0.6765 0.7424 0.8115 0.8836 0.9587 1.0370 1.1182 1.2026 1.2900 1.3806 1.4741 1.5708

72

TRES 0.1127 0.1473 0.1864 0.2301 0.2784 0.3313 0.3889 0.4510 0.5117 0.5890 0.6649 0.7455 0.8307 0.9204 1.0147 1.1137 1.2172 1.3254 1.4381 1.5555 1.6774 1.8040 1.9351 2.0709 2.2111 2.3562

5. ANÁLISIS DE FUERZAS EN HERRAMIENTAS Y TUBERÍAS

73

5. Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías.

5.1.

5.1 Cálculo de la fuerza resultante

CÁLCULO DE LA FUERZA RESULTANTE

Generalmente nuestros cálculos en el pozo se relacionan directamente con las presiones y no con las fuerzas que pueden originar las presiones que actúan sobre su área determinada. Si consideramos más de una presión que influye en diferente sentidos y en diferentes áreas, entonces por lógica tendremos una fuerza resultante de todas ellas, que en este caso es la que tomaremos en cuenta en las operaciones del pozo, basándonos en un análisis de fuerza que nos proporcionará su cuantificación y el sentido, ya sea hacia arriba o hacia abajo. Para realizar un análisis de fuerzas en las condiciones de un pozo, se procede de la siguiente forma: 1.

Identificar las presiones y las diferentes áreas donde actúan cada una de ellas.

2.

Calcular las presiones y áreas identificadas.

3.

Encontrar la fuerza en cada una de éstas partes o secciones con la fórmula: Fuerza = Presión x Área. Considerando las fuerzas positivas en sentido hacia arriba y negativas hacia abajo.

4.

Realizar una suma algebraica para encontrar la fuerza resultante, y de acuerdo al signo del resultado será su sentido.

Con los ejemplos que expondremos en el siguiente tema, podrá verificar con mayor claridad el procedimiento del análisis y sobre todo la importancia que tiene éste tipo de cálculos.

75

5. Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías

5.2

5.2 Análisis de fuerzas en empacador y en sellos (PBR/sellos Molyglass)

ANÁLISIS DE FUERZAS EN EMPACADOR Y EN SELLOS (PBR/SELLOS MOLYGLASS)

Análisis de fuerzas en un empacador Datos: • • • • •

T.R.- 6 5/8”, N-80, 28 lb/pie, D.I.- 5.791”. T.P. - 2 3/8”, J-55, 4.7 lb/pie, D.I.-1.995”. Profundidad media de los disparos – 2500 m. Nivel de fluido – 1240.0 m. Se pretende anclar el empacador a 2490.0 m con 6,500 kg. • Gradiente de presión de formación.- 0.090 kg/cm2/m

Operaciones.

1 240.0 m

1ro. Presiones en el pozo y área en donde actúan, y fuerzas: a) Presión hidrostática en el área transversal entre T.R. y T.P. b) Presión de formación en el área transversal del empacador y T.P. c) Peso para anclar (6,500 kg). 1250.0 × 1.0 = 125.0 kg/cm2 10 At = 0.7854 (5.7912 – 2.3752) At = 21.91 pg2 = 141.35 cm2 F = 125.0 kg/cm2 x 141.35 cm2 = 17,669 kg ↓

Agua

2do. Ph =

2 490.0 m

Presión de formación esperada (Pf): Pf = 0.090 kg/cm2/m x 2,500 m = 225 kg/cm2 At = 0.7854 x (5.7912 – 1.9952) At = 23.212 pg2 = 149.754 cm2 F = 225 kg/cm2 x 149.754 cm2 = 33,695 kg ↑ Resultante = 33,695 kg – 17,669 kg – 6500 kg = 9,256. ↑ 76

2500 m 2 700.0 m



Observaciones: La fuerza resultante hacia arriba de 9256 kg originada por el yacimiento tratará de desempacar la herramienta. Para este caso se puede aplicar una de las siguientes opciones: a) Utilizar un empacador permanente o semipermanente cuando no se pueda represionar el espacio anular. b) Utilizar un empacador de compresión ancla doble, para auxiliar al empacador en su mecanismo hidráulico, producido por la diferencial de presiones. Análisis de fuerzas en sellos (PBR/ sellos Mollyglass) En las operaciones de cementación de una tubería de revestimiento corta (Liner), sabemos que en el aparejo o la sarta para colgar la T.R. corta, uno de sus componentes es un mandril con elementos de sellos de teflón inerte, convenientemente resistente para altas presiones y temperaturas en el fondo del pozo, y de ácido sulfhídrico. Dichos sellos son alojados en un receptáculo pulido interior (PBR), ésta herramienta se puede colocar inmediatamente arriba o abajo del colgador, la cual proporciona un sello positivo durante las operaciones de cementación. Para prevenir que dichos sellos sean expulsados de su alojamiento, durante el bombeo de la lechada de cemento (Efecto del pistón), es necesario calcular éste efecto para contrarrestarlo con peso sobre el colgador. A continuación realizaremos un cálculo, como ejemplo, del efecto del pistón (Fig. 5.1) Datos: T.R.- 9 5/8”, P-110, 47 lb/pie a 3750.0 m Liner programado – 7”, P-110, 35 lb/pie de 3600-5300 m- D.I.- 6.004” Lechada de cemento – 1.89 gr/cm3 Fluido de perforación – 1.60 gr/cm3 Tubería de perforación – 4 ½” – 16.6 lb/pie Diámetro de sellos Mollyglass, exterior – 6”, .D.I.- 2.812” (mandril) Presión máxima a alcanzar – 2000 lb/pg2

77



Operaciones: Área transversal con diámetros interiores del PBR y el mandril. At = 0.7854 x (6.002 – 2.8122) At = 22.064 pg2 F = 2000 lb/pg2 x 22.064 pg2 F = 44,128.0 lb = 20,034 Kg ↑ Resultado: La fuerza del pistón es hacia arriba de 20 tons.

Figura 5.1

78

5.3 Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías

5.3

5.3 Fuerza resultante con presión de formación en el pozo

FUERZA RESULTANTE CON PRESIÓN DE FORMACIÓN EN EL POZO

Cuando se presenta una presión en el pozo (Brote), ésta presión influye en la parte inferior de la sarta con que se esté realizando la operación, en un área determinada, ocasionando una fuerza ascendente en la tubería, en donde dicha fuerza puede ser mayor que el peso de la sarta de perforación en el pozo, pudiendo llegar a expulsar la sarta fuera del pozo. Generalmente sucede este tipo de problema cuando estamos a poca profundidad o en los viajes, en donde podemos tener poco peso, sin embargo, se puede presentar el caso en donde la presión de formación sea demasiada alta y ocasionar una fuerza ascendente alta. A continuación expondremos un cálculo de la fuerza ascendente para que tenga una mayor comprensión de dicha fuerza y tomar las medidas de seguridad cuando se presente dicho problema. Dos conocimientos básicos pueden obtener de estos conceptos técnicos. •

Cerrar el preventor de arietes de tal forma que tengamos cerca una junta de la parte inferior del rams y poder utilizarla como un tope en caso que la fuerza ascendente sea demasiado alta.

•

En caso de que el peso de la sarta sea mayor que la fuerza ascendente y se tenga que meter tubería a pozo cerrado, con el preventor anular esférico, nos aprovechamos del peso de la sarta para efectuar un Stripping.

79

5.3 Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías

5.3 Fuerza resultante con presión de formación en el pozo

Figura 5.2

80


5.4 •

5.4 Aplicaciones

APLICACIONES Con la siguiente información del pozo, encontrar la fuerza ascendente y compararla con el peso de la sarta de perforación. Suponiendo que al estar perforando se detectó un brote y se realizo el procedimiento de cierre del pozo.

T. P. – 5” – 29.05 Kg/m, T. R. – 13 3/8” – 2020.0 m. H. W. – 5” – 110.0 m, 74.50 Kg/m. Lastrabarrenas – 8” x 3” – 219.03 Kg/m, 96.0 m. Barrena – 12”. Fluido de perforación – 1.48 gr/cm3. Profundidad del brote – 2850.0 m. Presión en T. P. - 20 Kg /cm2. Presión en T.R.- 35 Kg/cm2 Presión de formación – 442.0 Kg/cm2. Peso de la sarta de perforación – 86 tons. Operaciones: Para considerar un cálculo en forma rápida y práctica, suponemos que la fuerza más importante es la ejercida por la presión del yacimiento, contra el área de la tubería donde está cerrado el preventor. Área = 0.7854 x 52 = 19.635 pg2 = 126.68 cm2. Fuerza ascendente = 20 Kg/cm2 x 126.68 cm2 =2,534.0 kg. Aproximadamente 2.5 ton hacia arriba y con un peso hacia abajo de 86 tons. •

Encontrar la carga en el gancho para desconectar o liberar la T. P. de 2 7/8” del empacador (Fig. 5.3).

Datos: Profundidad del empacador – 2899.0 m. T. P: - 2 7/8”, 9.685 Kg/m; D. I. – 2441”. Orificio del empacador – 2.69”. Aceite en el espacio anular de 0.825 gr/cm3. Agua salada en la tubería de 1.15 gr/cm3. Nota: Hacer comentarios en el aula del porqué el uso de la presión de la T.P. para el cálculo.

81


5.4 Aplicaciones

Operaciones: a)

Presión y área transversal en el espacio anular. Ph =

0.825 x 2899 = 239.0 kg / cm 2 10

At = 0.7854 x (2.8752 – 2.692).

Presión y área transversal en T. P. Ph =

Aceite

b)

1.15 x 2899 = 333.0 kg / cm 2 10

Aceite

↑

F = 239.0 Kg/cm2 x 5.21 cm2 = 1,245.0 Kg .

Agua salada

At = 0.808 pg2 = 5.21cm2.

At = 0.7854 x (2.692 – 2.4412). At = 1.004 pg2 = 6.477 cm2. F = 333.0 Kg/ cm2 x 6.477 cm2 = 2,157.0 Kg. c)

↑

peso de la sarta de T. P. Peso = 9.685 Kg/m x 2899 m = 28,077.0 Kg

↓

Resultante: +/ 245.0 Kg + 2,157.0Kg – 28,077.0 Kg = - 24,675 Kg

↓

Carga en el gancho para alcanzar un punto neutral en el empacador 24, 675 Kg ≈ 24.7 tons. Figura 5.3

Nota: Identifique con una flecha el área de los cálculos del inciso a y b, anotando en sus observaciones, el porqué del sentido de estas fuerzas hacia arriba.

82

6. DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN

83

6. Diseño de sarta de perforación

6.1

6.1 Propiedades de los materiales

PROPIEDADES DE LOS MATERIALES

Sabemos bien que los materiales u objetos supuestamente son rígidos y totalmente sólidos. Sin embargo, hemos comprobado que los cables y tuberías pueden alargarse o romperse, que los elastómeros se comprimen y algunos pernos se rompen, etc. Por lo tanto, es necesario estudiar las propiedades mecánicas de la materia, para tener una comprensión más completa de éstos efectos, por lo que a continuación expondremos y analizaremos algunos conceptos básicos de dichas propiedades. Límite elástico y punto de cedencia Se define como cuerpo elástico, a aquel que recobra su tamaño y su forma original después de actuar sobre él una fuerza deformante. Es conveniente establecer relaciones de causa y efecto entre la deformación y las fuerzas deformantes para todos los cuerpos elásticos. Robert Hooke fue el primero en establecer esta relación por medio de la invención de un volante de resorte para reloj. En términos generales, Hooke descubrió que cuando una fuerza (F) actúa sobre un resorte produce en él un alargamiento (s) que es directamente proporcional a la magnitud de la fuerza, este concepto lo representamos con la siguiente figura:

L

1 cm 2 cm 3 cm 2 kg 4 kg 6 kg

Figura 6.1

85



La ley de Hooke se representa en forma matemática como: F=ks Donde: F = Fuerza aplicada s = alargamiento K = Constante de proporcionalidad (varía de acuerdo con el tipo de material) En el experimento anterior (figura 6.1), podemos calcular la constante de proporcionalidad, que en éste caso se le denomina constante del resorte: K=

F 2 Kg 4 kg 6 kg = = = = 2 kg / cm s 1 cm 2 cm 3 cm

Lo anterior nos indica que por cada 2 kg de fuerza, el resorte sufre un alargamiento de 1 cm. La ley de Hooke no se limita al caso de los resortes en espiral; de hecho, se aplica a la deformación de todos los cuerpos elásticos. Para que la ley se pueda aplicar de un modo más general, es conveniente definir los términos esfuerzo y deformación. El esfuerzo se refiere a la causa de una deformación elástica, mientras que la deformación, se refiere a su efecto, en otras palabras, a la deformación en sí misma. En la figura 6.2 se muestran tres tipos comunes de esfuerzos y sus correspondientes deformaciones, a saber: •

Esfuerzo de tensión.- Se presenta cuando las fuerzas iguales y opuestas se apartan entre sí.

•

Esfuerzo de compresión.- Las fuerzas son iguales y opuestas y se acercan entre sí.

•

Esfuerzo cortante.- Ocurre cuando las fuerzas iguales y opuestas no tienen la misma línea de acción.

La eficacia de cualquier fuerza que produce un esfuerzo depende en gran medida del área sobre la que se distribuye la fuerza. Por tal razón se proporciona una definición más completa de esfuerzo y de formación: •

Esfuerzo.- Es la razón de una fuerza aplicada entre el área sobre la que actúa (kg/cm2, lb/pg2, Nw/m2, etc.)

86


•


Deformación.- Es el cambio relativo en las dimensiones o en la forma de un cuerpo, como resultado de la aplicación de un esfuerzo. W F F

F

F F F

W W=Peso o carga F

F

F F

Figura 6.2

En el caso de un esfuerzo de tensión o de compresión, la deformación puede considerarse como un cambio en la longitud por unidad de longitud. Un esfuerzo cortante, por otra parte, puede alterar únicamente la forma de un cuerpo sin cambiar sus dimensiones. Generalmente el esfuerzo cortante se mide en términos de un desplazamiento angular. Teniendo como base los conceptos anteriores, podemos definir el límite elástico como el esfuerzo máximo que puede sufrir un cuerpo sin que la deformación sea permanente. Por ejemplo si a un cable de acero se le proporciona un esfuerzo mayor que su límite elástico, esto no significa que el cable se romperá en ese punto, sino únicamente que el cable de acero no recuperará su tamaño original. Asimismo, podemos decir que el punto de cedencia o fluencia es el valor que se alcanza de un esfuerzo, mayor del límite elástico, al cual el material continúa deformándose sin que haya incremento de la carga.

87



El mayor esfuerzo al que se puede someter un cable de acero sin que se rompa, se le denomina límite de rotura. De acuerdo al experimento de R. Hooke y los conceptos estudiados de esfuerzo, deformación y límite elástica. La ley de Hooke establece:

Siempre que no se exceda el límite elástico, una deformación elástica es directamente proporcional a la magnitud de la fuerza aplicada por unidad de área (esfuerzo).

Ductilidad y módulo de elasticidad Los metales, que es nuestro estudio, tienen otras propiedades importantes, además de las anteriormente descritas, como: •

Dureza.-

•

Ductilidad.- Capacidad del metal para deformarse plásticamente sin fracturarse, medida por elongación o reducción de área en una prueba tensil.

•

Maleabilidad.- Característica de los metales que permite una deformación plástica en compresión sin rotura.

Resistencia del metal a la penetración o la deformación.

Es preciso conocer todas estas propiedades antes de elegir metales para aplicaciones específicas. El módulo de elasticidad (longitudinal), se puede definir como la medida de rigidez de un metal, o en otras palabras, como la razón del esfuerzo, dentro del límite proporcional, a una deformación correspondiente. También se le puede denominar como módulo de Young y se expresa con la siguiente ecuación: Módulo de Young = Esfuerzo =

esfuerzo longitudinal deformación longitudinal

F A

Deformación longitudinal =

88

elongación ∆l = l longitud original



Ecuación resultante: Módulo de Young = Y =

Y=

F/A F ×l = ∆L / l A × ∆L

F ×l A × ∆L

Las unidades del módulo de Young son las mismas que las unidades de esfuerzo: kg/cm2, lb/pg2, etc. Teniendo presente que la deformación longitudinal es una cantidad que no tiene unidades (adimensional). Adquirido el conocimiento de los conceptos básicos de las propiedades mecánicas de la materia y de la ley de Hooke, a continuación se representan en la gráfica de esfuerzo-deformación para el acero, para una mayor compresión de los mismos.

Etapa elástica

Etapa de plasticidad

Resistencia límite (Resistencia a la ruptura) Límite de fluencia o cedencia

Esfuerzo

Límite de proporcionalidad *

0

X

Deforrnación unitaria

OX = Deformación permanente especificada *

A partir de éste punto ocurre la primera deformación permanente. Para la mayoría de los materiales estructurales, el límite elástico tiene casi el mismo valor numérico que el límite de proporcionalidad.

Gráfica 6.1 Esfuerzo-deformación para el acero

89



Pruebas de dureza Las propiedades mecánicas de los materiales se determinan por medio de pruebas en el laboratorio, el material estructural, como en el caso del acero, se somete a una serie de exámenes en los que se obtiene su resistencia. La prueba de dureza puede medirse por varias pruebas como Brinell, Rockwell o microdureza. Una forma práctica para probar la dureza del material puede ser con una lima de dureza estandarizada, suponiendo que un material que no puede ser cortado por la lima es tan duro como la lima o más que ella, en donde se utilizan limas que abarcan gran variedad de durezas. En la siguiente tabla se muestran valores estimados de la dureza de algunas tuberías: Tabla 6.1 Grado E X-95 G (X-105) N-80 P-110 N-80 P-110 V-150

Resistencia a la cedencia (lb/pg2) Brinell Tubería de Perforación 75,000 220-260 95,000 240-290 105,000 250-310 Tubería de Producción 80,000 110,000 Tubería de revestimiento 80,000 110,000 150,000

Dureza Rockwell-C 19-27 22-30 24-32 20-31 24-34 18-31 24-34 36-43

Pruebas no destructivas Una prueba no destructiva es el examen de un objeto efectuado en cualquier forma que no impida su utilidad futura. Aunque en la mayoría de los casos, las pruebas no destructivas no dan una medición directa de las propiedades mecánicas, son muy valiosas para localizar defectos en los materiales que podrían afectar el funcionamiento de una pieza en una máquina cuando entra en servicio o que se tenga una falla en su resistencia si forma parte de una estructura, etc. Una inspección no destructiva, es la aplicación de métodos que no destruyen la pieza para determinar su conveniencia de uso. Dichos métodos pueden ser por partículas magnéticas, por penetración de un trazador (líquidos penetrantes) etc. La inspección más económica y práctica en el campo en las operaciones de perforación y mantenimiento de pozos es la inspección por

90



penetración de un trazador, método que consiste en determinar la existencia y extensión de discontinuidades (fracturas) que están abiertas a la superficie en la pieza que se inspecciona, las indicaciones, se hacen visibles a través del empleo de un tinte o agente químico fluorescente en el líquido utilizado como medio de inspección. El trazador es un líquido con baja tensión superficial que fluye dentro de las aberturas superficiales de la pieza que se inspecciona con tinte o agente químico, para hacerlo visible más fácilmente en condiciones normales de iluminación.

91

6. Diseño de Sarta de Perforación

6.2

6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales

ELIPSE DE ESFUERZOS BIAXIALES

Un modelo simplificado a partir de la teoría de la distorsión máxima de deformación y trabajando en dos dimensiones fue desarrollado por Nadia y aceptada por el API para representar la resistencia al colapso y el estallamiento de las tuberías sujetas a un esfuerzo axial variable (diferente de 0). El modelo considera la acción de los esfuerzos axiales y tangenciales mayores a los radiales. Su forma matemática es la siguiente: σ Ae = [1- 0.75 ( σ A / σ y )2 -0.5 σ A σ Y ] / σ y Donde:

σ Ae = Esfuerzo axial equivalente (psi) σ Y = Cedencia (psi) σ A = Esfuerzo axial (psi) Su aplicación ha sido orientada más a la representación del colapso bajo la carga axial variable. Y se utiliza asignando en las ecuaciones de colapso una cedencia equivalente calculada a partir de la ecuación anterior. La gráfica biaxial presentada en la gráfica 6.2 muestra el comportamiento de disminución de la resistencia al colapso para tuberías sujetas a un esfuerzo axial mayor a cero (tensión en cuarto cuadrante), situación que cambia en esfuerzos axiales menores a cero (compresión tercer cuadrante). El resultado de esta predicción de pérdida o ganancia de resistencia ha estado sujeta a controversia, en virtud de no contar con pruebas exhaustivas que corroboren lo anterior. Se considera que un solo +10% en resistencia se puede obtener bajo compresión. Y por tensión puede considerarse una pérdida total en resistencia.

92

6. Diseño de Sarta de Perforación

6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales

Gráfica 6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales

93


6.3 Análisis de esfuerzos a que se someten las tuberías por tensión, colapso y torsión

6.3 ANÁLISIS DE ESFUERZOS A QUE SOMETEN LAS TUBERÍAS POR TENSIÓN, COLAPSO Y TORSIÓN. El Instituto Americano del Petróleo (API) tiene establecido que para el diseño de sartas de trabajo sean considerados los tres esfuerzos principales a que son sometidas: a. Por Tensión b. Por Colapso c. Por Torsión Es importante señalar que para el diseño se aplicará el método gráfico, el cual está basado en ecuaciones matemáticas que serán expuestas en el tema 6.4. A continuación se detallan cada uno de los esfuerzos, exponiéndose inicialmente algunos conceptos generales. a.

Tensión

Una sarta de trabajo al estar suspendida verticalmente, sufrirá un esfuerzo axial llamado tensión, producto de su propio peso. Cada junta debe soportar el peso de la sarta suspendida en ella. El valor de este esfuerzo varía de cero en el punto neutro hasta un máximo en el punto de apoyo, es decir en la superficie. Si la tubería estuviera suspendida en el aire soportaría todo su peso muerto. Si está sumergida en el fluido, disminuye su peso por efecto del empuje del empuje en función de la densidad del fluido; cambiando los esfuerzos de tensión a compresión a partir del punto neutro, como se aprecia en la figura 6.3

94



Figura 6.3 esfuerzos a la tensión

b.

Colapso

Este esfuerzo se debe principalmente al afecto de la presión exterior que ejerce la columna hidrostática de los fluidos de perforación o de control en los pozos. La magnitud de la presión depende de la densidad del fluido. El colapso o aplastamiento también puede ocurrir al aplicar una presión externa que sumada con la presión hidrostática, incrementa la presión externa. El valor de la presión exterior aumenta en función de la profundidad y su valor máximo estará en el extremo inferior de la sarta de tubería, como se aprecia en la figura 6.4.

95



Figura 6.4 Esfuerzos al colapso

Cuando un tubo está sometido a una presión exterior uniforme, el metal está sujeto a esfuerzos de compresión, al aumentar la presión en condiciones de equilibrio, se contraerá uniformemente como cualquier cuerpo elástico, hasta una presión crítica donde el tubo es inestable y ocurre la falla plástica o colapso. El diseño de colapso por tensión consiste en determinar la reducción en la capacidad de la tubería para resistir presión externa como resultado de la tensión aplicada. Esto debe efectuarse en los extremos de cada sección de tubería diseñada previamente por tensión, de acuerdo a las siguientes deducciones: •

Al tensionar una tubería se incrementa la capacidad a la presión interna.

•

Al tensionar una tubería, disminuye la capacidad de resistencia al colapso.

96



•

Al comprimir una tubería, disminuye la capacidad de resistencia a la presión interna.

•

Al comprimir una tubería, aumenta la capacidad de resistencia al colapso.

Con estos conceptos fue elaborada la gráfica de Elipse de esfuerzos biaxiales. (Gráfica 6.1) El procedimiento para calcular el colapso por tensión es el siguiente: 1. Contando con el peso en los extremos de cada una de las secciones diseñadas, se procede a calcular la constante adimensional (r) en los extremos de cada sección, definida con la siguiente expresión. r=

tensión aplicada × K b + M op 0.454 x At x PCP

Donde: r = Constante adimensional Tensión aplicada = Tensión originada por el peso de la tubería en el aire. En Kg. Mop = Margen para tensionar, en Kg. At = Área transversal del tubo, en pg2 Kb = Factor de flotación ___ PCP = Punto de cedencia promedio, en lb/pg2 (Tabla 6.2) El punto de cedencia promedio (PCP ) , es la media aritmética de la mínima y máxima resistencia cedente, para cada calidad de acero, como se aprecia en la siguiente tabla: Tabla 6.2

RESISTENCIA A LA CEDENCIA GRADO E X G S-135

PCP 2 lb./pg 85000 11000 120000 145000

PC min. lb./pg2 75000 95000 105000 135000

97

PC máx. lb./pg2 95000 125000 135000 155000



2. Con el valor de r se entra a la Elipse de Esfuerzos sobre el eje de tensión encontrando un punto. Se baja una vertical hasta intersectar la curva, obteniendo el por ciento de resistencias al colapso (Z) que tiene la tubería cuando se tiene sometida a una cierta tensión. Este valor encontrado se multiplica por al valor del colapso dado en tablas y se obtiene el valor al colapso en el punto deseado (Rcbt) 3. Este valor se compara con la presión que ejerce el fluido en ese punto. Si es menor, la tubería de trabajo no es recomendable por presión externa. Por lo tanto, se tendrá que acudir al siguiente grado de tubería y volver a hacer el diseño por colapso. Hasta que los valores de presión sean cercanos o iguales, nuestra sarta estará en condiciones favorables por colapso.

c.

Torsión

La cantidad de esfuerzo por torsión que resiste una tubería bajo tensión debe calcularse en cada cambio de grado, diámetro y peso de tubería. El valor mínimo que resulte en cualquiera de los puntos analizados será la condición de frontera en operaciones reales de campo. En el caso de herramientas que se operan con torsión como es el de algunas herramientas de percusión, el valor de torsión obtenido por diseño deberá ser superior a la torsión necesaria, de lo contrario deberá cambiarse el diseño de la sarta. Se debe de tomar en cuenta, al trabajar con las tuberías, que a medida que aumente la tensión el esfuerzo de torsión disminuye.

98


6.4

6.4 Diseño de una sarta de perforación por tensión y por esfuerzo biaxial

DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN POR TENSIÓN Y POR ESFUERZO BIAXIAL

El término “diseño” significa definir o establecer las especificaciones particulares para realizar una obra o producto, es decir, definir las dimensiones específicas de los insumos que se ocupan en la creación o construcción para lograr el objetivo. Por otro lado, el término “sartas de tuberías”, se hace extensivo para las tuberías de perforación, de revestimiento y producción. Por lo tanto, el término “diseño de sartas de tuberías” debe entenderse como un proceso para determinar las especificaciones que deben tener los materiales utilizados como sartas de tuberías (tubos y conexiones), con la premisa de seleccionar la (s) que más convenga (n) a partir de especificaciones preestablecidas, para una aplicación en particular en un pozo. En el ámbito de la Ingeniería de Perforación, el término “diseño de tuberías” generalmente es aplicado, como sinónimo de “diseño de sartas de tuberías”. Con base en éstos conceptos y de acuerdo a sus componentes, el diseño de una sarta de perforación” se puede dividir en las siguientes partes: •

Diseño de tuberías.

•

Diseño de aparejo de fondo y longitud de lastrabarrenas.

•

Selección de la barrena para perforar.

En el manual para Perforador, se han estudiado los diferentes aparejos o juegos de fondo y el concepto del punto neutro. En el caso de la selección de la barrena para perforar, se tratará en el tema 10.1; por lo tanto, nos enfocaremos únicamente al diseño de tuberías y al cálculo de la longitud de lastrabarrenas, para éste último concepto aplicaremos el método de flotación de Lubinski, que establece, que el peso mínimo de lastrabarrenas en el lodo, debe ser mayor que el peso aplicado sobre la barrena. De ésta manera se asegura que la tendencia al pandeo permanezca en los lastrabarrenas. Lubinski define el punto neutro en una sarta de perforación “cuando el peso flotado de la porción de una sarta de perforación debajo del punto neutro es igual al peso sobre la barrena”. Este punto neutro, no es el mismo que el punto en el cual no existen ni tensión ni compresión. En el diseño de tubería se determina la resistencia de las diferentes tuberías que forman nuestra sarta. La resistencia de un tubo se puede definir como una reacción natural que opone el material ante la imposición de una carga, a fin de evitar o alcanzar los niveles de una falla.

99


6.4 Diseño de una sarta de perforación por tensión y por esfuerzo biaxial

El término “falla” se entiende como sinónimo de “fractura”, sin embargo, en el estudio de la mecánica de materiales éste no es el significado usual del término. Se dice que ocurre una falla cuando una cosa u objeto deja de realizar satisfactoriamente la función para la cual estaba destinada. En el caso de las tuberías en un pozo, si éstas alcanzan cualquier nivel de deformación se debe entender la situación como una condición de falla. Por lo tanto, la capacidad de resistencia de una tubería se define como aquella aptitud o condición que ofrece una tubería para reaccionar y evitar cualquier tipo de falla o deformación, ante la acción combinada de cargas (de presión, axiales, ambientales y mecánicas). Las principales fallas de las tuberías son básicamente: colapso, tensión, estallamiento y corrosión. El tratamiento de cada una de las fallas simplifica el estudio y análisis del comportamiento de la resistencia en los materiales. Los métodos a estudiar para el diseño de la tubería de perforación los haremos con base en las siguientes cargas o esfuerzos: •

Tensión.- Es una condición mecánica (tensionada) de una tubería que puede ocasionar la falla o fractura de la misma. Se origina por la acción de cargas axiales que actúan perpendicularmente sobre el área de la sección transversal del cuerpo del tubo.

•

Esfuerzo biaxial

Tensión / presión interna (estallamiento). Tensión/presión al colapso.

100


6.5

6.5 Recomendaciones para el cuidado e inspección de la tubería de perforación

RECOMENDACIONES PARA EL CUIDADO E INSPECCIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN

Para aumentar la vida útil de la tubería de perforación se recomienda lo siguiente: •

Llevar el control de las revisiones hechas por inspección tubular de las tuberías de perforación y lastrabarrenas, con la finalidad de tener conocimientos de las condiciones de la sarta de perforación.

•

El daño que frecuentemente ocurre en las roscas de los tubos de perforación se debe a juntas con fugas, maltrato, desgaste de las roscas y cajas hinchadas por efecto del desgaste del diámetro exterior. Por lo que es necesario inspeccionar la tubería en cuanto se tengan señales de conexiones flojas y otros defectos.

•

Consultar las tablas para el apriete de la tubería, para aplicar la debida torsión de enrosque (Fig. 6.5). Al realizar el apriete, el tirón de la llave debe ser parejo y no a sacudidas.

La falta de apriete quiere decir que hay muy poca compresión en el hombro de la junta. Al girar la tubería, el hombro se abre en la parte donde se sufre la tensión permitiendo que entre el fluido de perforación, observándose al desconectar que el piñón está seco y un área alrededor del sello tiene un color gris opaco. Figura 6.5

101



•

Los instrumentos de medida de apriete, se deben revisar y calibrar periódicamente.

•

Para verificar que un piñón sufrió un estiramiento o que las roscas tienen desgaste, aplicar un calibrador de perfil (Fig. 6.6).

Figura 6.6 El despeje entre los filos y el medidor (calibrador) de roscas indica que esta espiga ha sufrido estiramiento

•

Cuando se tenga tubería de poco espesor evitar un rompimiento de tubería al tener un esfuerzo coaxial resultado de una combinación de tensión y torsión.

•

Verificar las condiciones de la tubería de perforación nueva y usada de acuerdo a la codificación API (Fig. 6.7 y 6.8).

102



Figura 6.7 Colores API para tubería de perforación nueva

103



Figura 6.8 Colores API para tubería de perforación usada

104


•


Verificar las condiciones de las cuñas y buje maestro. Se recomienda una prueba de las cuñas cada tres meses o de acuerdo a las condiciones observadas de las mismas, y cada vez que se ponga en servicio un buje maestro nuevo o cuñas rotatorias nuevas. A continuación describimos el procedimiento para la prueba de cuñas. (Cia Varco)

1. Para obtener una prueba efectiva del agarre de las cuñas, asegúrese que la carga del gancho sea de 45 toneladas o más. 2. Limpie una sección de tubería donde no existan marcas de insertos previos. 3. Envuelva papel impermeable y durable alrededor de la tubería. 4. Coloque cuidadosamente las cuñas rotatorias usadas, alrededor de la sección de tubería envuelta en el papel, como lo indica la figura 6.9

Figura 6.9

105



5. aje las cuñas al buje maestro, con velocidad normal. 6. Teniendo las cuñas juntas por las asas, levante la tubería y remueva cuidadosamente las cuñas. 7. Remueva el papel y evalué las marcas, como lo indica la figura 6.10.

Figura 6.10

a.

Si se indica contacto de inserto de 16-1/2 pulgadas completa, el buje maestro y las cuñas están en buenas condiciones (no hay necesidad de más análisis). Si no, continué con la operación del inciso b.

b.

Realice nuevamente la prueba de cuñas con cuñas nuevas solamente. 1)

Si resulta contacto de 16-1/2 pulgadas completa, descarte que las cuñas están gastadas, aplastadas o deformadas.

2)

Si el resultado indica contacto de inserto en la sección de arriba solamente, reemplace el buje maestro.

Nota: cuando se ha determinado que las cuñas o el buje maestro presentan desgaste, reemplácelo lo más pronto posible para evitar daños graves a la tubería.

106


6.6

6.6 Aplicaciones

APLICACIONES •

Una vez estudiadas las propiedades de los materiales, expuestas en el tema 6.1, es de comprenderse que cuando se aplica una tensión a la tubería, ésta la deforma, aumentando su longitud, por lo que se deberá tener cuidado de no rebasar los limites elásticos, para que las deformaciones en la tubería no sean permanentes. La elongación que sufre la tubería, se puede calcular con la siguiente fórmula: ∆L =

F xl A xY

(Dentro de los limites elásticos)

Donde: ∆ L = Incremento de longitud ó elongación, en m. F = Fuerza o tensión en kg. l = Longitud original de la tubería, en m. A = Área transversal del tubo, en cm2. Y = Modulo de Young, en kg/cm2 (2.11 x 106 kg/cm2 para el acero).

Problema: ¿Cuál es la elongación que sufre una tubería si se tiene una sarta de perforación con una longitud de 3000.0 m, al aplicarle una tensión de 20 tons. sobre su peso? T.P. – 5” – 29.05 kg/m, D.I. – 4.276” Operaciones: A = 0.7854 x (52 – 4.2762) = 5.2746 pg2 = 34.030 cm2 ∆l =

20,000 x 3000 = 0.8356 m = 83.56 cm 34.030 x 2.11 x 10 6

En caso que se requiera calcular la longitud, conociendo la tensión y elongación de la tubería, puede aplicar la formula: L=

A x ∆l x Y F

107


6.6 Aplicaciones

Una de las aplicaciones de la formula anterior, es la de calcular el punto libre, sin embargo, se tiene la deducción a partir de ésta en otra fórmula práctica que se aplica en el campo, obteniendo los mismos resultados. •

Con la siguiente información del pozo, realizar un diseño de sarta para una operación de molienda, por tensión y colapso.

Datos: Diseño para 5800.0 m. T.R. – 7 5/8” – 4,150.0 m. T.R corta (Liner) – 5”, Longitud – 1700.0 m. Boca del Liner – 4,100.0 m. T.P.: 3 ½”, grados X-95 y G, 23.0950kg/m, Premium. T.P.: 2 7/8” – Hydril, PH-6, P-105, 15.5 kg/m, Premium. Lastrabarrenas: 3 ½” x 1 ½” – 40 kg/m. Molino: 4 1/8”, máximo peso esperado 3 tons. Fluido de control – 1.20 gr/cm3. Factor de seguridad para lastrabarrenas – 20%. Como seguridad dejar 100.0 m de T.P. -2 7/8”, arriba de la boca del Liner. Margen para jalar – 30 tons. Operaciones: Diseño por tensión.- Dicho método está expuesto en el manual del perforador al igual que su formulario. •

Longitud de lastrabarrenas.

Ff = 1 –

L=

1.20 = 0.847 7.85

3000 × 1.20 = 106.25 m ≈ 106.0 m (3,591 kg) 0.847 × 40

• Longitud de la primera sección de T.P. 2 7/8” Checar la longitud de T.P de menor diámetro requerida.

108


6.6 Aplicaciones

5800.0 m - 4100.0 - 106.0 = 1594.0 m 1594.0 m + 100.0 m = 1694.0 m de T.P. - 2 7/8” Necesaria L1 =

95,379 − (3,591 + 30000) = 4467.0 m 0.847 × 16.33

Se requieren solamente - 1,694.0 m (23,431.0 kg). • Longitud de la segunda sección. T.P. - 3 ½” - º X – 95 L2 =

129,867 − (3,591 + 23,431 + 30,000 ) 0.847 × 24.86

L2 = 3459.5 m ≈ 3460.0 m 106 + 1694 + 3460 = 5260 m. Es necesario complementar el diseño con T.P. 3 1/3” - º G • L3 =

Longitud de la tercera sección. 143,537 − 129,867 = 641.7 ≈ 642.0 m 0.847 × 25.15

T.P. – 3 ½” - º G – requerida: 5800 – 5260 = 540.0 m (11.503 kg). Nota: El cálculo de la segunda sección no se realizo por diferencia de resistencia, por no utilizar la longitud total de T.P. de L1. Diseño por colapso. Calculadas las secciones de tuberías por tensión, se procede a calcular el valor adimensional de “r”, que es la relación de tensión aplicada entre la resistencia a la tensión real de la tubería, utilizando la siguiente ecuación: r=

(Tensión aplicada ) Kb + Mp 0.454 x At x PCP

Los valores de “r” que se calcularan, es para los extremos donde se hace el enlace de las diferentes secciones de la tubería (Fig. 6.11).

109


6.6 Aplicaciones

Figura

6.11 Estado mecánico del pozo y localizaciones de "r"

+ Mpj 3,591 + 30,000 DC = = 0.2157 (21.57%) 0.454 x A x PCP 0.454 x 2.8579 x 120,000 1 1 P.

r1 =

P.

r2 =

+P + Mpj 3,591 + 23, 431 + 30,000 D.C . T . P.1 = = 0.3662 (36.62%) 0.454 x A x PCP 0.454 x 2.8579 x 120,000 1 1

+P + Mpj 3,591 + 23, 431 + 30,000 D.C . T .P.1 = = 0.2652 (26.52%) 0.454 x A x PCP 0.454 x 4.304 x 110,000 2 2

P.

r3 =

P

r4 = D.C.

+P +P + Mpj 3,591 + 23, 431 + 72,855 + 30,000 T .P.1. T .P.2 = = 0.6042 (60.42%) 0.454 x A x PCP 0.454 x 4.304 x 110,000 2 2

110


6.6 Aplicaciones

P

+P +P + Mpj 3,591 + 23,431 + 72,855 + 30,000 T .P.1 T . P.2 = = 0.5539 (55.39%) 0.454 x A x PCP 0.454 x 4.304 x 120,000 3 3

P

+P +P +P + Mpj 3,591+ 23,431+ 72,855+ 11,503+ 30,000 T .P.1 T.P.2 T.P.3. = 0.6029 (60.29%) = 0.454 x A x PCP 0.454 x 4.304 x 120,000 3 3

r5 = D.C .

r6 = D.C.

Teniendo los valores de “r” de un diseño por tensión, en la elipse de esfuerzos biaxiales y en el cuadrante de tensión – colapso, en el eje horizontal se localiza el valor de “r” de cada sección(Gráfica 6.1), se traza una línea vertical hasta cortar la elipse en la parte inferior, posteriormente a partir del punto de intersección se traza una línea horizontal hacia la derecha, donde determinamos el porcentaje de la resistencia al colapso “z” para cada valor de “r”. 1 r (%)

2 z (%)

3* Colapso nominal (Kg/cm2)

r1 = 21.57 r2 = 36.62 r3 = 26.52 r4 = 60.42 r5 = 55.39 r6 = 60.29

86 74 84 56 60 56

1,138 1,138 1,046 1,046 1,156 1,156

4 Colapso bajo tensión (Kg/cm2) (2)x(3) 979 842 879 586 694 647

*Presión al colapso al 70%

111

5 Profundidad (m)

6 Presión hidrostática (Kg/ cm2)

7 Margen para represionar (4)-(6)

5694 4102 4102 540 540 0

683 492 492 65 65 0

296 350 387 521 629 647


6.6 Aplicaciones

1

21.57%

Z=86° c Ap ro ximadamente

Gráfica 6.3

De los valores calculados y anotados en la tabla, se verifica que el punto donde se puede ejercer menor presión por el espacio anular es a 5,694.0m, que le corresponde a la T.P. de 2 7/8” - °P - 105. Observaciones: Se ha realizado el diseño por colapso, tomando como base los conceptos de la elipse biaxial, la propiedad de la tubería que se reduce por tensión es la presión al colapso, siendo entonces el punto débil a comparación de la presión interna.

112

7. CEMENTACIONES

113

7. Cementaciones

7.1

7.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento

PROPIEDADES API DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

Las propiedades más importantes de la T.R son los valores promedios de tensión y presiones interior y de colapso. La fuerza de tensión es resultado del peso propio del conjunto de tubos suspendidos por debajo del punto de interés. La resistencia a la cedencia del cuerpo del tubo es la fuerza de tensión que origina que el tubo exceda el límite elástico o mínimo esfuerzo a la deformación ( σ P ). Para la unión correspondiente a cada tubo se considera la que se conoce como junta o cople. El promedio de presión interior se calcula como la mínima presión interior necesaria para ocasionar la ruptura del tubo en ausencia de presión exterior y carga axial de tensión. El promedio de presión de colapso es la mínima presión requerida para aplastar el tubo, en ausencia de presión interior y carga axial. Las normas API aportan fórmulas con las que se calcula el comportamiento de las tuberías de revestimiento. A través de este tema se explicará cómo calcular la tensión, la presión interior y la presión de colapso. Tensión La resistencia a la tensión del tubo se puede calcular empleando un diagrama simplificado de cuerpos libres como el que se muestra a continuación:

Ften

AS F2

F2

Figura 7.1 Diagrama de cuerpo libre

115

7. Cementaciones


La fuerza Ften, tiende a jalar el tubo prescindiendo de la fuerza contraria F2 que aporta la conformación de las paredes del tubo; F2 esta dada por la ecuación (1): F2 = σ p x AS

(1)

Donde: AS =Área de la sección transversal del tubo. La resistencia de tensión esta dada por la ecuación (2): Ften =0.7854 x σ p x (d 2n - d2)

(2)

El cálculo de la fuerza de tensión por la ecuación es la mínima fuerza para producir una deformación dentro del mismo esfuerzo a la deformación ( σ p ) del tubo, empleando para este cálculo hasta el mínimo de espesor de pared, que en valor representa un 87.5 % del espesor nominal. Las fórmulas siguientes consideran la fuerza requerida para provocar una fractura en la junta con un mínimo de tensión (jalón); se recomienda emplear el valor más bajo. La ecuación (3), se emplea para el cálculo del área de la rosca y considera el último hilo roscado perfecto. Ajp=0.7854 x [(dn- 0.1425)2 –d2]

(3)

Donde: dn = Diámetro nominal del tubo. d = Diámetro interior del tubo. Para el cálculo de la fuerza de tensión que induce a la fractura se emplea la ecuación (4): Ften= 0.95 x Ajp x σ ult

(4)

Donde: σ ult = Esfuerzo de deformación antes de alcanzar la ruptura.

116

7. Cementaciones


El cálculo de la fuerza de tensión en la junta se conoce con la ecuación (5):   0.74d −0.59σ σp n ult Ften =0.95 A jp Lt  +  0.5Lt + 0.14d n Lt + 0.14d n   Donde:

     

(5)

Lt =Longitud de la sección roscada de la junta.

Las ecuaciones anteriores son para rosca de 8 hilos redonda. Para rosca buttress normal se consideran las ecuaciones (6) y (7). El área de la sección transversal del cuerpo del tubo se calcula con la ecuación (6):

AP = 0.7854 x  d n2 − d 2   

(

ASC = 0.7854 x d c 2 − d c1 2

2

(6)

)

(7)

Donde:

AP =Área de acero del cuerpo del tubo. ASC Área de la sección transversal del cople. d c 2 =Diámetro exterior del cople. d c1 =Diámetro interior del cople en la raíz de la última cuerda perfecta. La fuerza de tensión para falla de la rosca del tubo se calcula con la ecuación (8). σp   f ten =0.95 A pσ ult 1.008 − 0.0396(1 − ) σ ult  

(8)

117

7. Cementaciones


La fuerza de tensión para falla de la rosca en el cople se calcula con la ecuación (9): Ften = 0.95 x Asc x σ ult

(9)

Para conexiones extreme-line (extremos planos o lisos) se consideran las ecuaciones siguientes: La fuerza de tensión para falla del tubo se calcula con la ecuación (10): f ten = 0.7854 σ ult  d n2 − d 2   

(10)

La fuerza de tensión para falla de la conexión, se conoce a través de la ecuación (11): f ten =0.7854 σ ult (d 2j 2 − d b2 )

(11)

Donde: d j 2 =Diámetro interior nominal de la conexión.

d b = Diámetro exterior de la conexión (caja). Estos diámetros se registran en la base de las últimas cuerdas perfectas. La ecuación (12) se emplea para calcular la fuerza de tensión por falla del piñón. 2 − d 2j1 ) f ten = 0.7854 σ ult (d pin

(12)

Donde: d pin =Diámetro exterior de la sección critica de la conexión (piñón) d j1 =Diámetro interior nominal de la conexión (piñón).

IMPORTANTE Del conjunto de fórmulas por utilizar en el diseño de tuberías de revestimiento se recomienda emplear los mínimos valores específicos.

118

7. Cementaciones


Presión Interior En el diagrama simplificado de cuerpo libre (figura 7.2) la tendencia de la fuerza F1 para reventar el tubo es vencida por la resistencia de las paredes del tubo, misma que se representa por una fuerza F2. F1 es el resultado de la presión ( pbr ) que actúa en el interior dentro del área proyectada ( Lds ) y está dada por la ecuación (13).

Por

Figura 7.2 Diagrama de cuerpo libre para presión interior Ld

F1=

pbr .dθ 2

(13)

F2 es resultado de la resistencia del acero, σ S actúa en el área ( tl ) y está dada por la ecuación (14) y para condiciones estáticas por la ecuación (15). F2=

σ S tLdθ 2

(14)

F1 - (2 F2 ) = 0

(15)

Sustituyendo apropiadamente las ecuaciones para F1 y F2 y resolviendo para la presión interior promedio Pbr , se obtiene la ecuación (16).

119

7. Cementaciones

pbr = 2σ s


t d

(16)

Esta ecuación sólo es válida para tubería de espesor de pared delgado con relación de valores dn/t, mayores de los que comúnmente se usan en las tuberías de revestimiento. La ecuación (17) de BARLOW se emplea en tubos de mayor espesor; es similar a la ecuación (16), sólo que el diámetro exterior se identificará por dn, usado en lugar del diámetro interior (d). La ecuación de BARLOW no aporta una rigurosa solución pero es conservadora en su resultado. El API se basa en la ecuación de BARLOW afectando a la presión interior de un factor de 87.5% del mínimo esfuerzo a la deformación ( σ p ) lo que definirá en estas condiciones un mínimo de espesor de pared ( t ) disponible para cálculos. Pbr = 0.8752 σ p

t dn

(17)

El API recomienda usar espesores de pared redondeados: a 0.001 pg. y el resultado a valores de 10 lb/pg2. Presión de colapso El colapso en las tuberías se origina por la presión externa y es un fenómeno más complejo que el originado por la presión interior. El diagrama simplificado que se muestra en la figura 7.3 no aporta un análisis a detalle como el de la presión interior; sin embargo, la teoría elástica en dos dimensiones establece la relación de los esfuerzos radiales ( σ r ) y tangenciales ( σ t ), que actúan en las paredes de la tubería, siendo función de estos efectos, la presión exterior p e , la presión interior pi , el radio ( r ),entre los dos radios: interior ri y exterior ro . Las ecuaciones (18 y 19) solucionan el efecto de los esfuerzos mencionados.

120

7. Cementaciones


Figura 7.3 Esfuerzo bidimensional en la pared del tubo

(

) (

( )

pi ri ro2 − r 2 + p e ro2 r 2 − ri 2 σr = r 2 ro2 − ri 2 σt =

(

)

(

)

pi r 2 i ro2 + r 2 − p e ro2 ri 2 − r 2 r 2 ro2 − ri 2

(

)

(18)

)

(19)

Analizando los efectos de presiones interior y exterior en el esquema, el esfuerzo será máximo en la dirección tangencial. Si se supone que la tubería se sujeta sólo a la presión exterior p e ; entonces, para r = ri la ecuación de los esfuerzos tangenciales será:

σt =

2 p e ro t (ro + ri )

(20)

El uso de la resistencia a la cedencia efectiva σ S para la compresión ( − σ s ), se conforma en los términos de la ecuación (20), resultando la fórmula de la presión de colapso promedio, ecuación (21).

 (d / t ) − 1 p cr = 2σ se  n 2   (d n / t ) 

(21)

121

7. Cementaciones


El colapso que acontece de acuerdo a la ecuación (21) se conoce con el nombre de resistencia de cedencia al colapso ( σ se ) y se ha demostrado que sólo ocurre para aquellos valores dentro de rangos en la relación d n / t , aplicables para tuberías de revestimiento. El limite superior de resistencia de cedencia al colapso ( σ se ) se calcula con la ecuación (22) en función de d n / t .   F3  2  (F1 − 2 ) + 8 F2 + σ Se   dn     =  F   t  2 F2 + 3  σ Se  

0.5

+ ( F1 − 2)

(22)

Los valores de F1, F2 y F3 de esta ecuación están dados en la tabla 7.1. Tabla 7.1 Coeficientes empíricos usados para la determinación de presión de colapso

Grado

F1

F2

F3

F4

F5

H-40 -50 J-K55&D -60 70 C-75&E L-80 & N-80 C-90 C-95 -100 P-105 P-110 -120 -125 -130 -135 -140 -150 -155 -160 -170 -180

2.950 2.976 2.991 3.005 3.037 3.054 3.071 3.106 3.124 3.143 3.162 3.181 3.219 3.239 3.258 3.278 3.297 3.336 3.356 3.375 3.412 3.449

0.0465 0.0515 0.0541 0.0566 0.0617 0.0642 0.0667 0.0718 0.0743 0.0768 0.0794 0.0819 0.0870 0.0895 0.0920 0.0946 0.0971 0.1021 0.1047 0.1072 0.1123 0.1173

754 1,056 1,206 1,356 1,656 1,806 1,955 2,254 2,404 2,553 2,702 2,852 3,151 3,301 3,451 3,601 3,751 4,053 4,204 4,356 4,660 4,966

2.063 2.003 1.989 1.983 1.984 1.990 1.998 2.017 2.029 2.040 2.053 2.066 2.092 2.106 2.119 2.133 2.146 2.174 2.188 2.202 2.231 2.261

0.0325 0.0347 0.0360 0.0373 0.0403 0.0418 0.0434 0.0466 0.0482 0.0499 0.0515 0.0532 0.0565 0.0582 0.0599 0.0615 0.0632 0.0666 0.0683 0.0700 0.0734 0.0769

* Los grados designados sin letras no son grados API pero son grados iniciales considerados.

Los valores obtenidos con la ecuación (21) para cero esfuerzos axiales se muestran en la tabla 7.2.

122

7. Cementaciones


Tabla 7.2 Relación de dn/t para varias regiones de presión de colapso cuando el esfuerzo axial es cero

Grado

Resistencia a la cedencia Colapso

H-40 -50 J-K55&D -60 70 C-75& E L-80& N-80 C-90 C-95 -100 P-105 P-110 -120 -125 -130 -135 -140 -150 -155 -160 -170 -180

Plástico Colapso 16.40 15.24 14.81 14.44 13.85 13.60 13.38 13.01 12.85 12.70 12 .57 12 .44 12.21 12.11 12.02 11.92 11.84 11.67 11.59 11.52 11.37 11.23

Transición Colapso 27.01 25.63 25.01 24.42 23.38 22.91 22.47 21.69 21.33 21.00 20.70 20.41 19.88 19.63 19.40 19.18 18.97 18.57 18.37 18.19 17.82 17.47

Elástico Colapso 42.64 38.83 37.21 35.73 33.17 32.05 31.02 29.18 28.36 27.60 26.89 26.22 25.01 24.46 23.94 23.44 22.98 22.11 21.70 21.32 20.60 19.93

La resistencia a la cedencia efectiva es igual al mínimo esfuerzo a la deformación cuando el esfuerzo axial es cero. A altos valores de la relación dn/t el colapso ocurrirá con presiones menores a las calculadas por la ecuación (21) debido a la inestabilidad de la geometría del tubo. Aplicando la teoría de la estabilidad elástica se obtiene la fórmula de colapso siguiente:

p cr =

2E

(1 − µ ) d n  d n − 1   t  t 

(23)

2

Posterior al ajuste efectuado por variaciones estadísticas en las propiedades de manufactura de la tubería se aplica la ecuación (24):

123

7. Cementaciones

p cr =


46.95 x 10 6  d n  d n − 1      t  t 

(24)

2

El valor de colapso que aproximadamente se obtiene con la ecuación (24) se llama colapso elástico y el rango aplicable de valores recomendados por el API para la relación de d n / t en dicho colapso se obtiene de la tabla 7.2, donde el límite inferior del rango se calcula con la ecuación (25):

F  2 +  2  dn  F1  = 3F2 t F1

(25)

La tabla 7.1 aporta los valores de F1 y F2, la etapa de transición entre la resistencia de cedencia al colapso y el colapso elástico no está definida con exactitud, pero cubre un rango significativo de valores de d n / t . De la solución de resultados experimentales en el API se tienen dos ecuaciones adicionales de presión de colapso para cubrir la región de transición, con base en un promedio de colapso plástico para valores de d n / t justo arriba de la resistencia de cedencia al colapso que se determina con la ecuación (26):

dn σ e (F1 − F4 ) = t F3 + σ e (F2 − F5 )

(26)

Los valores de F1, a F5 se proporcionan en la tabla 7.1. La región de colapso de transición situada entre el colapso plástico y el colapso elástico se define con el empleo de la ecuación (27):

   F  p cr = σ e  4 − F5  d n     t 

(27)

124

7. Cementaciones

7.2

7.2 Selección y esfuerzo que se consideran en el diseño de tubería de revestimiento

SELECCIÓN Y ESFUERZOS QUE SE CONSIDERAN EN EL DISEÑO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

Selección de tubulares Reconociendo la capacidad de resistencia de los tubulares y estableciendo las diferentes condiciones de carga que pueden actuar sobre los mismos, es indispensable seleccionar los materiales más propicios que cumplan con un objetivo o premisa. En este apartado, se describirán algunos temas de interés que sirven de apoyo para cumplir con la finalidad de proceder a la selección de los materiales: Premisa de selección El primer compromiso de los elementos tubulares utilizados en un pozo es el de mantener la suficiente capacidad de respuesta en resistencia ante la imposición de cualquier tipo de carga. Sin embargo, en los tiempos actuales, debemos cumplir con una preocupación por demás importante: el costo de los materiales seleccionados. Por lo tanto, el aspecto técnico-económico queda en las siguientes premisas que debemos observar para la selección apropiada de tubulares dentro del marco del proceso de diseño a utilizar: “Garantizar el desempeño mecánico de las tuberías para garantizar la seguridad e integridad del pozo, observando el costo mas bajo”. “La junta ideal es aquella que es 100% transparente al cuerpo del tubo”. “La junta es gobernada por las propiedades del material y las leyes mecánicas”. Factores de trabajo Haremos referencia a la definición de los factores adimensionales que se utilizan para establecer un margen de seguridad en la capacidad de resistencia de los elementos tubulares. Además, se presenta la definición de los factores que permiten efectuar con precisión los análisis del desempeño mecánico de una tubería ante la imposición de las cargas actuantes en el pozo. Generalmente estamos acostumbrados a tratar con el concepto de factor de diseño. Sin embargo, este factor debe ser precedido por la definición formal del concepto de seguridad.

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7. Cementaciones


Factor de Seguridad Relación de la Resistencia a la Carga impuesta a una tubería en un punto determinado de profundidad. Es el parámetro que permite reconocer la condición o estado en el que trabaja la tubería. Es decir, en condiciones de seguridad (valor> 1) o de inseguridad (valor <1). Esto es: FS = Resistencia/Carga Factor de trabajo Es la representación gráfica del perfil de factores de seguridad vs profundidad. FT = FS (h ) Factor de diseño Es el valor mínimo aceptable que debe cumplir el factor de seguridad para considerar como aceptable el diseño propuesto de una tubería. FD = FS (min ) Factor de trabajo normalizado Es el comportamiento gráfico del factor de trabajo dividido por el factor de diseño. De esta forma se simplifica la representación gráfica de los perfiles de factores de trabajo, debido a que la falla de una tubería se puede interpretar con un solo criterio. Los factores de trabajo normalizados se pueden analizar a partir del criterio de una línea unitaria (F = 1). Los factores con valores menores a la unidad, significan que la tubería no cumple con el factor de diseño.

FTN =

FT FD

Es necesario recalcar, que los factores de trabajo se presentan para cada una de las medidas de resistencia de la tubería. Es decir, cuando se trabaja en la resistencia al colapso, llamamos factor de trabajo al colapso. Mientras que la resistencia a la tensión, se denominará factor de trabajo a la tensión, por mencionar algunos. Por lo tanto, se aplica la definición para: colapso, estallamiento, tensión y triaxial. Es importante mencionar que se requiere manejar factores de trabajo tanto para la junta como para el cuerpo del tubo, sobre todo en el aspecto de tensión y compresión.

126

7. Cementaciones


A continuación se presenta la definición del factor de seguridad para cada una de las condiciones de falla presentes en los tubulares: Los factores de diseño que regularmente se utilizan actualmente en Petróleos Mexicanos son los siguientes: Factor de diseño al colapso: 1.15 Factor de diseño al entallamiento: 1.1 Factor de diseño a la tensión: 1.6 Factor de diseño triaxial: 1.25 La línea marcada como criterio de falla en la gráfica 7.1 representa el límite de resistencia de los tubulares. Por lo que, toda línea o punto que quede representada a la izquierda de la línea unitaria, significará que la tubería esta sujeta a cargas excesivas, interpretándose entonces como una condición de falla. Mientras que las líneas de los factores de trabajo normalizado que queden representados a la derecha de la línea unitaria, significará que la tubería o tuberías están por encima de la carga impuesta. Este tipo de gráficas son las de mayor valor interpretativo en el proceso de diseño, puesto que refleja el estado de desempeño de las tuberías en toda la extensión de uso de las mismas.

Gráfica 7.1 Comportamiento de factores de trabajo

127

7. Cementaciones


Métodos de selección El objetivo principal del proceso de diseño de tuberías es seleccionar los elementos tubulares que permitan garantizar la seguridad e integridad del pozo. Por lo tanto, es necesario acudir a un método que, permita elegir aquellas tuberías y juntas que cumplan con el objetivo. Podemos clasificar en dos métodos los procedimientos de selección: los analíticos y los gráficos. Métodos analíticos.- Los métodos analíticos han sobrevivido y están presentes en un sin número de formas y alternativas de propuestas de selección. Los hay desde esquemas simples de selección basados en aspectos geométricos, hasta como en métodos de programación no-lineal de gran altura. Este tipo de métodos han estado presentes y evolucionados como un intento por automatizar la selección de los materiales. Sin embargo, debido a la situación práctica de operación de las tuberías, se han relegado desde un punto de vista de ingeniería, sin ver las bondades que traen consigo. Como por ejemplo, el caso de un método de selección basado en programación no-lineal, que trae implícita la minimización de los costos asociados al proceso de selección de materiales. O también, es el caso de un método para la selección de tuberías combinado con el costo mínimo y basado en la teoría de combinaciones. Actualmente, existen métodos con programación no-lineal, combinando la selección mediante la revisión del criterio de falla del modelo triaxial y API, en el cual, se delimitan las condiciones de falla de una tubería. Es decir, se dictamina inicialmente cuál es el criterio de falla a seguir, para aplicar la técnica no-lineal de optimización. Y como estos existen muchos casos más. Métodos gráficos.- Los métodos de aplicación práctica nacen de la representación gráfica de los dos factores de peso: resistencia y carga. Desde la aplicación del método de Youngstone se ha combinado la selección de las tuberías con métodos y procedimientos gráficos. El método gráfico por excelencia es el denominado “Carga Máxima”, que como ya se dijo, se usa para evaluar las cargas actuantes en una tubería. Es sin embargo, un método que propuso el seguimiento a la representación gráfica de la relación carga-resistencia como el único medio para seleccionar los materiales. Actualmente, el método de selección más práctico y en uso es precisamente un método gráfico, cuyas bases son la selección de las tuberías en base a la representación simultánea de las cargas Inician por presión y eligen las tuberías en forma intuitiva para revisar las cargas axiales. Una vez realizado lo anterior, se procede a mejorar la calidad del diseño, modificando la profundidad de colocación o seleccionando o modificando otro tubular. Lo anterior obedece a un procedimiento interactivo que hace necesario el uso de un programa de computadora. Las gráficas 7.2 y 7.3 muestran un ensayo del diseño de tuberías de revestimiento de un pozo. Diferentes variantes en modo y forma de seleccionar los tubulares están presentes en los diferentes programas de cómputo que existen comercialmente. Sin embargo, las bases son observar en todo momento la

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7. Cementaciones


relación resistencia-carga. Por un lado, existen programas que cuentan con una basta base de datos en la que mantienen la mayor parte de las especificaciones tubulares, sobre todo para tuberías API. Esto sirve para el Ingeniero de Perforación al evitar la aplicación de las formulaciones API para determinar la capacidad de resistencia tubular. Mientras que otros, permiten la actualización de las especificaciones tubulares para dar libertad de utilizar las especificaciones de tuberías propietarias.

Gráfica 7.2 Diseño por estallamiento

129

7. Cementaciones


+

0

+

2000

++ 4000 MD (ft)

+ 6000

+ 8000 10000

+ Carga Resistencia

12000 0

750000

1500000 2250000

Carga Axial (lbf) Gráfica 7.3 Diseño axial

Selección de juntas. Los métodos de selección mencionados, se fundamentan en la selección de tuberías. Relegan a un segundo plano de revisión la selección de las juntas. Dada la naturaleza más heterogénea de las juntas y prácticamente por la imposibilidad actual de contar con una basta información de las especificaciones de las mismas, el proceso de selección de juntas se traduce básicamente en dos aspectos: revisión por carga axial, y revisión por costo. Es decir, se establece el grado de carga axial actuante en las tuberías, y después se selecciona la junta cuya magnitud de resistencia a la carga axial resulte la más económica Esta práctica es común hoy en día. Sin embargo, partiendo de la selección de juntas, debemos establecer un análisis mecánico para evaluar el desempeño de una junta para definir su selección en un diseño tubular. Este tipo de análisis se realiza mediante métodos denominados FEA (Finit element analisys) que son complicados de aplicar para fines prácticos, pero que en la actualidad son el único medio para medir el desempeño mecánico de una junta cuando esta sujeta a diferentes situaciones de carga. Una alternativa por demás incipiente para iniciar el proceso de selección de juntas se muestra en la figura 7.4 en la cual se presenta un diagrama de flujo para elegir, de acuerdo a la nueva nomenclatura en uso de juntas, el tipo de junta más recomendable.

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7. Cementaciones


Figura 7.4 Procedimiento de la selección de juntas

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7. Cementaciones


Revisión por corrosión. Ante la problemática de las tuberías por el efecto corrosivo de contaminantes como el H2S y el C02 es requerible que las tuberías seleccionadas dentro del proceso de diseño se revisen por la acción de dichos contaminantes. El criterio de selección que debemos aplicar y que está vigente es el recomendado por la NACE. Bajo este criterio se determina qué grado de tubería es más recomendable ante la acción o carga corrosiva del H2S, a las diferentes condiciones de presión y temperatura. La figura 7.5 representa un diagrama de flujo de la recomendación emitida por la norma NACE MR-0175-99. Es una forma más clara de entender y aplicar la norma. Esta consideración debería aplicarse dentro del mismo proceso de selección de tuberías puesto que se revisa la carga por presión y la acción de temperatura sobre los tubulares. Ante el ataque simultáneo de gases de H2S y C02 se recomiendan aceros denominados “especiales”, dada la naturaleza anticorrosiva para lo cual fueron diseñados. La fabricación de las tuberías especiales cuenta con aleaciones que evitan la propagación de la corrosión en la superficie metálica. Generalmente se les conoce como CRA (Corrosión Resistant Alloys). Estas tuberías tienen un costo por demás elevado y su manejo debe ser cuidadosamente revisado Las tuberías denominadas cromadas (13% cromo y níquel) son de este tipo especial de acero, y existen en el mercado Internacional (compañías japonesas como NKK y Sumitomo), y en el nacional (Compañías PRINVER y HIDRYL). Un procedimiento de selección de este tipo de tuberías de acuerdo a las condiciones de presión y temperatura y C02 presentes en un pozo puede ser aplicado siguiendo el diagrama de flujo mostrado en la figura 7.6. A pesar de lo costoso de este tipo de tubería (aproximadamente de 3 a 8 veces el costo de una tubería convencional), su aplicabilidad es cada vez más propicia por efecto de las grandes cantidades de sulfhídrico y CO2 que se produce en algunos campos del territorio nacional.

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7. Cementaciones


Figura 7.5 Diagrama de flujo de la recomendación emitida por la norma NACE MR-0175-99

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7. Cementaciones


Figura 7.6 Aplicación de la Norma NACE con la influencia de CO2 en tuberías especiales

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7. Cementaciones

7.3

7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimiento durante la introducción, cementación y posterior a la cementación

ESFUERZOS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DURANTE LA INTRODUCCIÓN, CEMENTACIÓN Y POSTERIOR A LA CEMENTACIÓN

Esfuerzo de la tubería de revestimiento durante la introducción, cementación y posterior a la cementación Durante las operaciones de perforación, las tuberías empleadas se someten a esfuerzos como son el pandeo, cambios en la presión interna, efectos térmicos, etcétera; los cuales pueden incidir negativamente, ocasionando que los costos y tiempos de operación se incrementen más de lo planeado. Por lo anterior, se describen brevemente algunos de ellos. Efecto del choque Durante la introducción de una sarta pueden desarrollarse cargas significativas de choque, si la introducción se suspende súbitamente. El esfuerzo axial resultante de cambios de velocidad repentina es similar al golpe causado por el agua en un tubo cuando la válvula se cierra repentinamente, ocasionando lo que comúnmente se llama golpe de ariete. Normalmente, las cargas de choque no son severas en cambios moderados de velocidad en la introducción del tubo. Efecto de cambio en la presión interna Los cambios de presión interna pueden causar cargas importantes adicionales. Estos pueden ocurrir durante y después que la sarta se ha cementado y asentado en el cabezal del pozo. Durante las operaciones de cementación, la sarta está expuesta a cambios de presión interna debido a la presión hidrostática de la lechada del cemento y la presión de desplazamiento. Esto no crea únicamente esfuerzo tangencial en la pared del tubo, el cual tiende al estallamiento, sino también incrementa el esfuerzo axial. Mientras la tendencia al estallamiento es reconocida y mantenida dentro de los límites, algunas veces no se toma en cuenta la carga axial. Esto puede tener consecuencias graves, especialmente si el cemento ha comenzado a fraguar al terminar el desplazamiento.

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7. Cementaciones


Efecto de cambio en la presión externa Las condiciones de carga por presión externa se basan en la densidad del lodo en el exterior de la tubería de revestimiento durante las operaciones de cementación; algunas veces cuando la presión externa es mayor que la causada por el lodo, se encuentran otras condiciones. Comúnmente, esto no ocurre cuando la tubería se coloca frente a secciones de formaciones plásticas (domos salinos), eventualmente la sal transmitirá a la sarta la carga vertical de sobrecarga. También puede resultar un esfuerzo axial del cambio de presión externa después de la terminación del pozo. Un ejemplo común del cambio en presión externa se origina por la degradación del lodo en el exterior de la tubería de revestimiento. Un incremento en la presión externa causa un decremento en el esfuerzo tangencial tensional (es decir, un incremento compresivo tangencial). Esto significa que el diámetro de la tubería de revestimiento disminuye, la longitud se incrementa y un incremento en la presión interna, puede causar que la tubería se colapse. Efectos térmicos Anteriormente, en el diseño de las tuberías de revestimiento no se consideraba el esfuerzo axial por cambios de temperatura después de que la tubería es cementada y colgada en el cabezal. Los cambios de temperatura encontrados durante la vida del pozo generalmente deben desecharse. Cuando la variación de temperatura no es mínima, debe considerarse el esfuerzo axial resultante en el diseño de la tubería y en el procedimiento de colgado. Algunos ejemplos de pozos en los cuales se encontrarán grandes variaciones de temperatura son: • • • • •

Pozos de inyección de vapor. Pozos geotérmicos Pozos en lugares fríos. Pozos costafuera. Áreas con gradientes geométricos anormales.

Efecto de flexión En el diseño de la tubería de revestimiento debe considerarse el efecto de la curvatura del pozo y el ángulo de desviación vertical sobre el esfuerzo axial en la tubería y cople. Cuando la tubería es forzada a doblarse, la tensión en el lado convexo de la curva puede incrementarse.

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7. Cementaciones


Por otro lado, en secciones de agujero relativamente rectas con un ángulo de desviación vertical significativo, el esfuerzo axial provocado por el peso del tubo se reduce. El incremento de fricción entre el tubo y la pared del pozo también afecta significativamente al esfuerzo axial. En la práctica del diseño común se considera el efecto perjudicial por la flexión del tubo y el efecto favorable por la desviación del ángulo vertical no se considera. La fricción de la pared del pozo, es favorable para el movimiento de la tubería hacia abajo y desfavorable para el movimiento hacia arriba, generalmente se compensa por adición de un mínimo de fuerza de jalón en la tensión axial. Estabilidad de la tubería Si la presión sólo actúa en las paredes interiores y no en el extremo inferior de un tubo, tiende a ladearlo o pandearlo; si la presión actúa únicamente sobre la pared exterior y no en el extremo inferior tiende a prevenir la flexión. Cuando el tubo se cementa, la presión puede causar flexión, lo cual puede prevenirse ajustando la carga axial en el tubo, así, será igual o excederá la carga de estabilidad. Cuando una sarta de tubería es suspendida verticalmente, pero no cementada, la carga axial en el punto más bajo es exactamente igual a la carga de estabilidad y la sarta es estable en este punto. Los puntos de arriba serán más estables, ya que la carga axial es mayor debido al peso de la sarta y excederá a la carga de estabilidad en esos puntos. Aunque la sarta es estable al tiempo de instalación, puede convertirse en inestable debido a los cambios de presión y temperatura resultantes de operaciones posteriores. Los cambios en las cargas de estabilidad y axial ocurren a causa de dichos cambios y es posible que una carga axial llegue a ser menor que la carga de estabilidad, con lo cual la estabilidad se pierde. Pandeo de las tuberías Las condiciones críticas de pozos como son: profundidad, alta presión y alta temperatura, requieren de un análisis y diseño seguro de las sartas de tuberías, tanto de revestimiento como de producción, ya que tales pozos son frecuentemente diseñadas al llamado factor de diseño límite. El pandeo helicoidal es un parámetro importante en un análisis de diseño. Este fenómeno inicialmente fue investigado por Lubinski, primero por la derivación del conocimiento de la relación hélice/fuerza del pozo. Posteriormente se usó extensivamente por otros investigadores.

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7. Cementaciones


La suposición fundamental para la ecuación de Lubinski es correcta para un tubo de diámetro interior uniforme sin peso (ligero), tubo concéntrico redondo; aunque todos los tubos tienen peso, pero éste es mínimo comparado con la fuerza externa aplicada; sin embargo, la longitud total de la sarta en un pozo puede ser muy grande, por lo que este peso no puede descartarse sobre todo en pozos donde se requieren tubos de gran espesor. Factores para mejorar el desplazamiento Los requerimientos necesarios para desplazar el lodo durante la cementación primaria son: •

Utilizar centradores.

•

Acondicionar el lodo antes de la cementación.

•

Mover la tubería durante el acondicionamiento del lodo y la cementación; evitándolo cuando el desplazamiento es en flujo tapón.

•

Controlar la velocidad de desplazamiento y reología de la lechada.

•

Utilizar altas velocidades cuando pueda mantenerse el flujo turbulento en el intervalo de mayor diámetro del área anular, a través de la zona de interés.

•

Con flujo turbulento mantener el tiempo de contacto necesario para un eficiente desplazamiento del lodo.

•

Cuando no pueda desarrollarse o mantenerse la turbulencia, considerar velocidades inferiores para lograr el flujo tapón.

•

Si no pueden lograrse estos flujos, ajustar las propiedades reológicas del cemento.

En la actualidad existen muchas maneras de hacer eficiente una cementación, utilizando algunos accesorios y productos químicos que mencionaremos más adelante.

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7. Cementaciones


Centradores Este tipo de accesorios crea un área anular de flujo uniforme y minimiza la variación de la resistencia de las fuerzas de arrastre, a través de esa área de flujo. Los centradores no proporcionan una concentricidad perfecta entre agujero y tubería, pero incrementan sustancialmente las condiciones de separación, mientras que una tubería sin centradores se apoyará contra la pared del agujero. Aunque estos accesorios aparentan ser obstrucciones innecesarias, son efectivos y deben usarse donde sean aplicables. El tipo flexible (Fig. 7.7) posee una habilidad mucho mayor para proporcionar la separación en el lugar en que el pozo se ha ampliado. El tipo rígido (Fig. 7.8) provee una separación más positiva donde el diámetro del pozo está más cerrado.

Figura 7.7 Centradores flexibles

Figura 7.8 Centradores rígidos

Las consideraciones de mayor importancia son: la posición, método de instalación y distancia. Los centradores deberán ser los adecuados y en número suficiente para que, de acuerdo a su colocación en los intervalos que presenten un interés especial, se obtenga la cementación requerida. En tuberías superficiales, intermedias y de explotación se recomienda colocar dos centradores en los tres primeros tramos y después alternados en cada tercer tramo. En la tubería de explotación se requiere ubicarlos frente a las zonas productoras y extenderlos 30 m por encima y hacia abajo de ésta.

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7. Cementaciones


La correcta ubicación requiere consultar el registro de calibración del agujero, ya que permite colocar los centradores donde el calibre del agujero presente las mejores condiciones para su buen funcionamiento, y que no queden en donde existan derrumbes o cavernas mayores a su diámetro. En las cementaciones primarias, el éxito de una buena operación esta en función de la centralización de la TR para obtener un desplazamiento uniforme de los fluidos. En algunos casos, los centradores pueden incrementar las posibilidades de bajar la tubería hasta el fondo; por ejemplo, donde existe el problema de pegadura por presión diferencial. El espaciamiento entre centradores viene determinado por el ángulo de desviación y el grado de excentricidad tolerable. El espaciamiento máximo permisible esta dado por la siguiente ecuación:

 (D 4 − d 4 ) Y   L =  −6 3 . 056 E W SEN α  

1/ 4

Donde: L = Distancia entre centradores, pies D = Diámetro exterior de la tubería, pg d = Diámetro interior de la tubería, pg W = Peso unitario de la tubería, lbs/pie α = Ángulo de desviación del agujero, grados Y = Deflección de descentralización, pg Y = radio del agujero – radio de la tubería – Wn Wn = (1- % excentricidad) x (radio del agujero – radio de la tubería) Espaciamiento mínimo Se debe utilizar como mínimo un centrador: • • • •

En la zapata. Dos tramos arriba de la zapata. Cada tramo, y 30 metros arriba y debajo de la zona de interés. Cada tramo en cualquier parte donde la adherencia es crítica.

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7. Cementaciones


Una pobre eficiencia de desplazamiento, deja normalmente un volumen substancial de lodo en la interfase formación-cemento-tubería, como puede observarse en la figura 7.9 lo que puede conducir a problemas durante la terminación y vida de producción del pozo. ESPACIADOR LODO Fd1 Fd2

Fd1, Fd2, Fd3 = FUERZAS DE ARRASTRE Fb = FUERZA DE FLOTACIÓN Fc = FUERZA DE INERCIA

Fb

Fd3

FC

Figura 7.9 Ejemplo de una baja eficiencia de desplazamiento de cemento

La tendencia del cemento a canalizarse a través del lodo es una función de: • • • • •

Las propiedades del flujo o reología del lodo y cemento. La geometría del espacio anular. La densidad del lodo y cemento. El gasto del flujo. Los movimientos de la tubería de revestimiento.

Fuerzas de arrastre del lodo, resistencia del gel y erosión del lodo Las fuerzas de resistencia al arrastre del lodo tienen un efecto en la eficiencia, que es proporcional a la resistencia del gel. Por ejemplo: a más alta resistencia de gel se incrementa la resistencia diferencial para fluir a través del área no concéntrica.

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7. Cementaciones


El efecto de la fuerza requerida para iniciar el flujo en el lado estrecho del espacio anular, es mayor cuando se tienen fluidos plástico de Bingham en flujo turbulento. Las fuerzas que resisten al arrastre entre el lodo y la tubería pueden ser alteradas con una fuerza de desplazamiento positiva al rotar la tubería mientras se desplaza el cemento, esto ayuda a la remoción del lodo canalizado en el lado angosto del espacio anular, como se muestra en la figura 7.10. TUBERÍA SIN ROTAR

Cemento Fluyendo

INICIO DE ROTACIÓN

LODO CASI REMOVIDO

Lodo Estático

Figura 7.10 Efecto de rotar la tubería de revestimiento durante la cementación

Moviendo recíprocamente la tubería hacia arriba y abajo, se ejerce una fuerza de arrastre de desplazamiento, menos positiva que con la rotación. Sin embargo, la reciprocidad también afecta la velocidad del cemento y el lodo y beneficia cuando se tiene flujo turbulento o laminar. Las fuerzas de arrastre en la interfase lodo-cemento pueden causar la erosión del lodo canalizado, si éstas son suficientemente altas, y si el tiempo de contacto lograra una remoción completa del lodo. En tales condiciones, es probable que exista remoción de la mayor parte del lodo canalizado cuando el cemento está en flujo turbulento. El tiempo de contacto es definido como el periodo durante el cual (en alguna posición en el espacio anular) se mantiene el lodo en contacto con la lechada de cemento que está en el flujo turbulento. Para remover el lodo, el tiempo de contacto no debe exceder de 10 minutos. Mover la tubería durante el acondicionamiento del lodo y la cementación Como ya se mencionó, el tipo de movimiento de la tubería también altera los efectos entre el lodo y la tubería en una fuerza de resistencia positiva de desplazamiento. Algunos estudios, indican que la rotación es más efectiva que el movimiento reciproco para remover el lodo canalizado donde la tubería esta descentralizada. En resumen, en las fuerzas de arrastre lodo-cemento hay fuerzas

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7. Cementaciones


entre la tubería-cemento que también ayudan al desplazamiento. Durante la rotación, las fuerzas de arrastre tubería-cemento son más efectivas que durante los movimientos recíprocos, ya que el cemento tiende a empujar la columna de lodo canalizado en lugar de pasar de largo. Rotando la tubería de 15 a 25 rpm se proporciona un movimiento más relativo del tubo y los fluidos del espacio anular que moviéndola recíprocamente ½ metro en ciclos de 1 minuto. En resumen, las fuerzas de arrastre son más efectivas en la dirección de rotación de la tubería que las fuerzas de arrastre al moverla recíprocamente durante el desplazamiento. Los movimientos recíprocos causan movimientos laterales o cambios de excentricidad. Los centradores se mueven a través de las irregularidades de la pared del pozo. Estos movimientos laterales alteran el área de flujo y estimulan el desplazamiento del lodo canalizado. Los movimientos recíprocos crean una presión substancial y oleadas de velocidad en la pared del agujero, que favorecen el efecto de erosión del cemento sobre el lodo canalizado por un aumento de fuerzas de arrastre y de desplazamiento. Sin embargo, es importante conocer la magnitud de los cambios de presión para evitar fracturar la formación y originar pérdidas de circulación. Al remover el enjarre de lodo, teóricamente se mejora la adherencia del cemento con la formación. Ahora bien, esto beneficiaría las cementaciones siempre y cuando se logre la remoción total del enjarre, pero se podrían generar pérdidas de circulación y otros problemas relacionados con la deshidratación de cemento (pérdida de filtrado). Acondicionar el lodo antes de la cementación Reduciendo la resistencia del gel y la viscosidad plástica de lodo, se mejora notablemente la eficiencia del desplazamiento y se reducen las presiones requeridas en la interfase lodo-cemento. También se reducen las fuerzas de arrastre de desplazamiento requeridas para remover el lodo canalizado y disminuir los efectos de las fuerzas resistivas tubería-lodo-pared del agujero. Bajo ciertos y bien definidos límites de presión, puede bajarse la densidad del lodo empezando con la resistencia del gel y la viscosidad plástica, casi al límite de presión de formación del pozo. Si esto se logra, la tubería debe ser rotada sólo para ayudar en la acción de limpieza y puede llevar a reducir la presión por debajo de la presión de formación.

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7. Cementaciones


Evitar reacciones adversas lodo-cemento Por los efectos de contaminación, puede existir la posibilidad de mezclar el cemento y el lodo durante el bombeo y el desplazamiento, lo que da como resultado: • • •

Que el fraguado se acelere o retarde. La reducción de la fuerza de compresión del cemento. El aumento de pérdida de filtrado (más alta en el lodo que el cemento), y si es lodo base aceite puede llegar a formarse una mezcla imbombeable y que el cemento no fragüe o no alcance consistencia.

Un estudio API, mostró que químicos inorgánicos tienen un efecto adverso sobre los cementos (generalmente tienden a acelerar el fraguado) y el efecto depende de la concentración, mientras que los químicos orgánicos generalmente lo retardan y en algunos casos pueden inhibirlo completamente. Antes de efectuar trabajos con algunas relaciones lodo-lechada de cemento, se deben realizar pruebas de laboratorio para identificar problemas potenciales. Para prevenir problemas de contaminación de las lechadas con el lodo, es mejor disminuir o evitar su contacto. El tapón limpiador previene la contaminación dentro de la tubería y el fluido espaciador reduce el contacto en el aspecto anular. Controlar los gastos de desplazamiento y la reología de las lechadas Generalmente, altos gastos de desplazamiento mejoran la eficiencia si el cemento puede alcanzar flujo turbulento hasta el espacio anular. Las condiciones que pueden evitar alcanzar esto, incluyen: • • •

Capacidad de gasto de desplazamiento limitada (equipo de bombeo). Una presión limitada de desplazamiento y Condiciones de flujo inapropiadas (reología) de lodo y/o lechada.

Las propiedades de la lechada de cemento también se pueden alterar; por ejemplo, se pueden agregar dispersantes para bajar resistencias de gel y punto de cedencia y alcanzar el flujo turbulento a bajo gasto de desplazamiento. Lo anterior es recomendable cuando se requieren altos gastos de bombeo. Cuando las condiciones de la pared del pozo son tales que la turbulencia no deba alcanzarse, hay que desplazar el cemento en régimen de flujo tapón para mantener un perfil de velocidades favorable en el espacio anular. Mientras que las

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fuerzas de arrastre con flujo tapón no son tan efectivas como cuando se tiene flujo turbulento, puede ser beneficioso incrementar la resistencia del gel del cemento tan alto como sea posible, particularmente en la primera parte de la lechada. Los gastos de bombeo no deben producir un aumento de velocidad en el espacio anular mayor a 90 pies/minuto. Bajo ciertas condiciones, lo anterior no puede efectuarse controlando el flujo (gasto de bombeo). Por ejemplo, con efecto de tubo U por la alta densidad de cemento y la presencia de pérdida de circulación. Finalmente, podemos mencionar como se colocan generalmente los accesorios en las tuberías, y se realizan de la siguiente manera: ð Zapata guía en el primer tramo, puede ser flotadora y esto dependerá de las condiciones de diseño. ð Cople flotador o diferencial, generalmente se coloca entre el segundo y el tercer tramo, y también dependerá de las condiciones de diseño. ð Dos centradores en cada uno de los dos primeros tramos y luego alternados uno cada tercer tramo o como se determinen de acuerdo al registro de calibración. Los centradores pueden ser rígidos o flexibles. ð La zapata y el cople necesitan enroscarse utilizando algún tipo de pegamento adecuado para el acero, esto evita el desenroscamiento o desprendimiento de los mismos, así como de los tramos de tubería conectados a ellos. Existen los accesorios insertables que se adhieren al interior de la tubería por medio de presión y desarrollan las mismas funciones que la zapata y cople. ð En la cementación de las tuberías conductoras y superficiales, generalmente se cementa hasta la superficie. ð Si durante la cementación de las tuberías superficiales no sale cemento a la superficie, se introduce una tubería de diámetro adecuado por el espacio anular entre la tubería de revestimiento y agujero o conductor según sea el caso, a fin de bombear el cemento necesario, que sirve para fijar los tramos superficiales. Nuevas tecnologías en cementación primaria Tecnología de lechadas de baja densidad con alta resistencia compresiva Existe una formulación de mezclas de cementación en la que se emplea cemento Portland y aditivos especialmente seleccionados, de tres tamaños de partícula y diferente gravedad específica, que simulan a las utilizadas en la industria de la construcción. Se pueden diseñar lechadas en un amplio rango de densidades que van de 1.25 a 2.89 gr/cm3.

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7. Cementaciones


La principal diferencia entre estas mezclas y las tradicionales es el desarrollo de alta resistencia compresiva temprana que proporciona en cualquiera de sus densidades. A las 12 horas se logra obtener con baja densidad un valor aproximado de 2,000 psi, a temperaturas de fondo del orden de 70°C en adelante. Estas formulaciones se han aplicado con gran éxito en cementación de tuberías de revestimiento, en campos depresionados con bajo gradiente de fractura y en la colocación de tapones de desvío con fluidos de baja densidad. Hay otra formulación de mezclas de cementación en las que se emplea cemento Portland y aditivos especialmente seleccionados para proporcionar lechadas de baja densidad y que desarrollan resistencias compresivas aceptables, del orden de 500 a 2,500 psi en 24 horas, a temperaturas de 27 a 110°C, en un rango de densidades de 1.20 a 1.66 g/cm3. Se han aplicado estas lechadas en cementación primaria, en campos de bajo gradiente de fractura y baja presión de poro. Cementos espumados Son lechadas de cemento de extremada baja densidad que se aplican a pozos con bajo gradiente de fractura y yacimientos depresionados y que, además, ya hayan producido. Estas lechadas tienen una alta eficiencia de desplazamiento del lodo del espacio anular con baja densidad variable y relativamente alta consistencia. Así se obtiene buena adherencia y aislamiento hidráulico, que evita el daño que causa la carga hidrostática. Además de establecer las adherencias más apropiadas y el aislamiento entre zonas, el proceso de aislamiento le permite al operador ajustar la densidad de la lechada durante el trabajo a la densidad necesaria y a lograr una operación de alta efectividad. Desde luego se debe hacer un monitoreo de los parámetros de cementación en tiempo real, con lo que se evitan costosos trabajos de reparación. Los requerimientos principales para la cementación de pozos son: • • •

Adherencia y soporte de la tubería de revestimiento. Aislamiento entre las diferencias capas de la formación. Sello entre las zonas de pérdida de circulación

El éxito de esta técnica de cementación consiste, básicamente, en producir una espuma estable de alta calidad. Esto se logra cuando se cuenta con el equipo y la tecnología apropiada.

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7. Cementaciones


El cemento espumado es la mezcla de la lechada de cemento, con un agente tensoactivo espumante, un estabilizador de la espuma y un gas (normalmente es nitrógeno). Si estos compuestos se mezclan apropiadamente se obtiene una espuma de calidad y estable, cuya apariencia es como la espuma para afeitar y de color gris. Microsílica Llamada también humos condensados de sílice, es un subproducto de la producción de silicio, ferrosilico y otras aleaciones de silicio. Las partículas individuales son microesferas, amorfas, vidriosas y cristalinas. El tamaño principal de partícula está, usualmente, entre 0.1 y 0.2 mm de 50 a 100 veces más fino que las partículas del cemento Portland o que las Puzolanas, consecuentemente, el área superficial es extremadamente alta (15,000 a 25,000 m2/Kg). La Microsílica es altamente reactiva y, debido a su tamaño fino de grano y su grado de pureza, es el material puzolánico más efectivo disponible actualmente. El alto grado de actividad puzolánica ha permitido la introducción de sistemas de cemento de baja densidad con mayor velocidad de desarrollo de resistencia compresiva. La alta área superficial de la Microsílica incrementa el requerimiento de agua para prepararse una lechada bombeable; de tal forma que las lechadas con densidades del orden de 1.32 gr/cm3 pueden prepararse sin que reporten agua libre. La concentración normal de este material es de aproximadamente 15% por peso de cemento; sin embargo, se puede aplicar hasta un 28% por peso de cemento. Lo fino del grano de la Microsílica también promueve el control mejorado del valor de filtrado, posiblemente por reducir la permeabilidad del enjarre inicial del cemento. Por esta razón, también se usa para evitar la migración de fluidos en el anular, además, está siendo introducida como fuente de sílice en los sistemas de cementos térmicos.

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7. Cementaciones

7.4

7.4 Cálculo del volumen de la lechada y rendimiento

CÁLCULO DEL VOLUMEN DE LA LECHADA Y RENDIMIENTO

Uno de los aspectos importantes de las operaciones de cementación, es tener la cantidad de agua disponible para formar la lechada de cemento. Para dicho cálculo, se requiere conocer la densidad y el volumen de la lechada de cemento y el rendimiento. Posteriormente se aplican las siguientes fórmulas:

Va =

P − Vs × D D − Da

Vl = Va + Vs

Ns =

V Vl

Donde: Va = Volumen de agua para la cementación, en Lt. /saco. P

= Peso de un saco de cemento, en Kg.

D

= Densidad de la lechada de cemento, en gr/cm3.

Vl

= Volumen de la mezcla de cemento y agua (lechada), en Lt/saco (Rendimiento).

Vs = Volumen de un saco de cemento, en lt/saco. Ns = Nro. de sacos de cemento. V

= Volumen total de la lechada, en Lt.

Da = Densidad del agua, en gr/cm3.

Aplicación de las fórmulas: Densidad de lechada – 1.89 gr/cm3. Volumen de lechada total – 19,600 Lt * Sacos de cemento de 50 kg.

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7. Cementaciones

7.4 Cálculo del volumen de la lechada y rendimiento

Operaciones: Vs =

50 kg / saco Peso 50 kg / saco =15.873 lt / saco = = 3 Densidad 3.15 kg / lt 3.15 gr / cm

Va =

50 − 15.873 × 1.89 = 22.472 lts (agua) / saco 1.89 − 1.0

Vl = 22.472 + 15.873 = 38.345 lt/saco (Rendimiento) Ns =

19,600 Lt 511.0 sacos de cemento 38.345 Lt / saco

Cantidad de agua necesaria = 22.472 lt/saco x 511 saco = 11,483 Lt. ≈ 11.5 m3 * El cálculo del volumen de la lechada de cemento se realiza con base a las capacidades anulares, en donde se requiere la cementación de la T.R., fórmulas que se han aplicado en el manual del perforador.

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7. Cementaciones

7.5

7.5 Diseño de una lechada de cemento

DISEÑO DE UNA LECHADA DE CEMENTO

Para el diseño de la lechada de cemento se requiere la densidad, el rendimiento, el requerimiento de agua, la temperatura, los aditivos necesarios para el tiempo bombeable requerido, etc. Un ejemplo es la lechada con las siguientes especificaciones: Densidad lechada = 1.89 gr/cm3. Rendimiento = 38 lts/saco. Requerimiento de agua = 22 lts/saco. Retardador = 1.5% en peso del cemento. Reductor de filtrado = 0.5 % en peso de cemento Se requieren 19600 lts (123 bls) de lechada. Existe software o programas técnicos en donde se introducen los datos que va solicitando cada pantalla y automáticamente proporcionan el volumen de desplazamiento, la cantidad de sacos de cemento, volumen de agua, etc., así mismo proporcionan gráficas y tablas de como va a quedar la cementación de la tubería de revestimiento y los materiales requeridos, es muy importante mencionar que él mismo software nos indica si se fractura la formación con los datos de gradiente de fractura que le proporcionaron y la densidad de la lechada de cemento, de la densidad del bache espaciador, limpiador y también la densidad del lodo de perforación que se tiene en el momento de la cementación de la tubería de revestimiento.

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7. Cementaciones

7.6

7.6 Aplicaciones

APLICACIONES

En esta parte de aplicaciones, consideramos que usted conoce la tecnología de cementación y que puede comprender fácilmente las siguientes operaciones para aplicarlas en el campo. Se recomienda realizar una lista de verificación para una operación de cementación (con base en esta guía), incluyendo las medidas de seguridad y protección al medio ambiente. Operaciones Previas a la Cementación a. Análisis del Agua disponible. Es de gran importancia conocer con tiempo las características químicas del agua que se utilizará y efectuar pruebas del cemento con estas. Si se considera necesario se transportará cuidando que su salinidad sea menor de 1000 ppm de Cloruros. b. Pruebas de Cemento de cada lote recibido. El control de calidad del cemento es de gran importancia e invariablemente deberán efectuarse pruebas de los lotes recibidos, básicamente en cédula No. 5 sin aditivos, así como el cálculo de la densidad máxima permisible para evitar pérdidas de circulación por fracturamiento de las formaciones y de acuerdo a la temperatura de fondo del pozo para el diseño de la lechada de cemento. c.

Programas de accesorios El programa de accesorios estará sujeto básicamente a los objetivos que se persigan, fijando normas y condiciones que optimicen los resultados y evitando al máximo un incremento en los costos, así mismo se deben verificar los accesorios en su diámetro, estado, tipo de rosca, diámetros interiores, grados y librajes, así como el funcionamiento de las partes de los accesorios antes de la operación, para que cualquier anomalía que se detecte se corrija a tiempo y no a la hora de iniciar la introducción de la tubería.

d. Diseño de la lechada de cemento y los baches lavadores y espaciadores El diseño de la lechada de cemento es un aspecto muy importante ya que en la misma se deben considerar aditivos para la presencia de gas,

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7. Cementaciones

7.6 Aplicaciones

retardadores y/o aceleradores y en caso necesario, etc., así mismo debe contemplarse la compatibilidad con el lodo de perforación en uso y los diferentes baches a utilizar como son los limpiadores y espaciadores. Con el objeto de tener mejores resultados en las cementaciones primarias, el volumen de fluido limpiador que se programe y el gasto, debe estar diseñado para un tiempo de contacto de 8 a 12 min. Utilizando un flujo turbulento, lo cual es un mínimo recomendable para remover el enjarre de los lodos de perforación y para su diseño se deben tomar en cuenta el diámetro de las tuberías de revestimiento, así como los diámetros de los agujeros, para que sea el volumen adecuado y se obtengan óptimos resultados, así mismo tomar en cuenta el tipo de formación, se bombeará después de haber soltado el tapón de diafragma. Cuando se seleccione un fluido espaciador, para efectuar un eficiente desplazamiento del lodo, deberán tomarse en cuenta la reología del fluido espaciador, gasto de bombeo, compatibilidad del fluido espaciador con el lodo y el cemento y tiempo de contacto; con lodos base agua, un pequeño volumen de agua como espaciador entre el lodo y el cemento han registrado resultados satisfactorios. El criterio más importante en la selección de un fluido espaciador es que el fluido seleccionado pueda desplazarse en turbulencia a gastos de bombeo razonables para la geometría que presenta el pozo. Operaciones durante la Cementación a. Colocación de Accesorios y revisión de Tramos Es muy importante verificar la correcta colocación de accesorios, de acuerdo al programa elaborado previamente, así como también es importante verificar las condiciones del fluido de control, ya que es un factor de gran importancia para el éxito de una cementación primaria. Así mismo la numeración de los tramos, siguiendo un orden de acuerdo al diseño del ademe que se utilizará en el pozo en grados, peso y tipos de roscas, las cuales deben satisfacer las condiciones de medida del probador del manual y con el objeto de seguir el orden de introducción programado. El total de tramos debe coincidir en todas sus partes con el número de tramos, apartando los que están en malas condiciones, principalmente en las roscas y los que se hayan golpeado y dañado durante su transporte y/o introducción, así como los tramos sobrantes del total programado.

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7.6 Aplicaciones

El ajuste aproximado de la totalidad de los tramos a utilizar, nos indicará las profundidades de circulación, el cambio de grados y pesos de las diferentes tuberías programadas, hasta llegar a la profundidad total, es muy importante verificar el calibrador o “conejo” que se esta utilizando, ya que la pérdida del mismo puede ocasionar un problema serio a la hora de la cementación y no se pueda establecer circulación porque el calibrador se quedó dentro del ademe que ya se introdujo al pozo por lo que se debe proceder a su pesca de inmediato. b. Introducción de la Tubería de Revestimiento Durante la introducción de la tubería de revestimiento uno de los problemas que puede determinar el éxito o el fracaso de la operación de cementación, sería: el que se origine la presión de surgencia que puede ocasionar pérdidas de circulación que básicamente se pueden originar durante la introducción incorrecta de la tubería. La velocidad de introducción deberá calcularse antes de iniciar la operación de introducción, velocidad que estará sujeta por la densidad del lodo de perforación, longitud de la columna, espacio entre tubería y agujero y accesorios de la tubería. Por la experiencia y la práctica se ha observado que no es conveniente rebasar una velocidad de introducción de 20-34 seg por tramo de 12 metros. c. Llenado de Tuberías y Circulación. El llenado de la tubería dependerá de los accesorios programados y del funcionamiento de los mismos, así como de las condiciones del fluido de control, de la velocidad de circulación y recuperación del corte. Los beneficios de la circulación en el pozo, durante la perforación, así como en la cementación de tuberías de revestimiento son de gran importancia, tomando en cuenta que la mayoría de los lodos de perforación son de bajo esfuerzo de corte y forman geles con sólidos en suspensión cuando permanecen en reposo. La circulación y el movimiento de la tubería en los casos que sea posible, romperá este gel reduciendo la viscosidad del lodo. Los tiempos suficientes de circulación, dependerán de la profundidad, pozo, espacio anular entre tuberías y agujero, tipo de formaciones que se atraviesen y del buen funcionamiento del equipo de flotación que se programe.

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7. Cementaciones

7.6 Aplicaciones

d. Instalación de la cabeza de cementación y de los tapones. La supervisión del estado físico de la cabeza de cementación es de gran importancia, e implica: roscas, tapas, pasadores, machos y válvulas, así como el diámetro correcto. Asimismo es de gran importancia la supervisión en la colocación y limpieza de los tapones de desplazamiento y en la posición de las válvulas o machos de la cabeza de cementación durante la operación. e. Verificación del sistema Hidráulico de bombeo superficial. Es muy importante verificar el buen funcionamiento de las bombas de los equipos de perforación, así como la limpieza de las mismas, con el objeto de evitar contratiempos en los desplazamientos de las lechadas de cemento, se debe checar su eficiencia y volúmenes por embolada que estará sujeto a los diámetros del pistón y carrera del mismo. f. Operación de Cementación. En el proceso de operación es importante verificar la instalación correcta de equipos programados y auxiliares, checar circulación, preparar el colchón limpiador de acuerdo al programa en tipo y volumen y bombear al pozo, preparar el colchón separador, soltar el tapón de diafragma o limpiador, bombear el colchón separador, bombear la lechada de cemento de acuerdo a diseño elaborado en cuanto a densidad, soltar el tapón de desplazamiento o sólido, bombear un colchón de agua natural y desplazar la lechada con el volumen calculado; durante la operación es importante verificar la circulación, niveles de presas y presión de desplazamiento. La verificación de la llegada del tapón de desplazamiento al cople de retención o presión final es de gran importancia, ya que será una manera de checar el volumen calculado de desplazamiento, además de comprobar que la maniobra efectuada en la cabeza de cementación fue correcta. La presión final se descargará a cero y se checará el funcionamiento del equipo de flotación y en caso de falla del mismo se represionará con una presión diferencial adecuada, para evitar el efecto de microanillo y se cerrará el pozo hasta el fraguado inicial de la lechada.

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7. Cementaciones

7.6 Aplicaciones

Por último se elaborará el reporte final de la operación, que incluirá el ajuste final de la tubería de revestimiento indicando grado, peso y rosca, número de centradores utilizados, presiones de operación, si se presentó alguna falla mencionarla, indicar si durante la operación la circulación fue normal o se presentaron pérdidas y si funcionó o no funcionó el equipo de flotación, además se indicará el tiempo de fraguado y el programa de terminación. Operaciones posteriores a la Cementación La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su peso, se cortará, biselará y se colocarán empaques secundarios, carrete adaptador y se probará con presión, posteriormente se bajará a reconocer la cima de cemento, se probará la tubería, se escariará y se evaluará la cementación tomando un Registro Sonico de Cementación CBL-VDL. Ejemplo: Se va a realizar la cementación de la tubería de explotación de 6 5/8”, N-80, combinada 24-28 lb/pie a 2500 m. •

T.R. Explotación 6 5/8”, 24 lb/pie de 0 a 1800 m 6 5/8”, 28 lb/pie de 1800-2500 m

•

Diámetro Agujero = 8 5/8”

•

T.R. anterior 9 5/8”, N-80, 40 lb/pie a 1500 m.

•

Intérvalo de interés 2350-2400 m.

•

Cima de cemento a 1800 m.

•

Cople flotador 6 5/8” a 2470 m.

Cálculos: Primero se requiere conocer los diámetros interiores de la T.R. de explotación y su capacidad, así mismo se deben calcular las capacidades de los diferentes espacios anulares entre el agujero y el diámetro exterior de la TR de explotación, en este caso se consideró un agujero uniforme, pero en la realidad esto varia sustancialmente ya que con la toma de un registro calibrador se conoce el diámetro real del agujero.

155

7. Cementaciones

7.6 Aplicaciones

Cap. TR 6 5/8”, 24 lb/pie (D. Int = 5.921”) = 17.76 lts/m Cap. TR 6 5/8”, 28 lb/pie (D. Int = 5.791”) = 16.99 lts/m Cap. EA (Agujero-TR Explotación) = 15.45 lt/m Posteriormente se calculan los volúmenes requeridos, únicamente multiplicando la capacidad por la profundidad, es importante mencionar que existen libros y/o manuales de las diferentes compañías de servicio en donde vienen especificadas las características de todas las TR y en ellos vienen los datos de las capacidades de TR´s y diferentes espacios anulares por bl/m o gal/pie. Vol. Desplaz. 24” = 2470 - 17.76 x 1800 m. = 31968lts = 201 bls 2470 – 1800 = 670 m. Vol. Desplaz. 28” = 16.99 x 670 m. = 11383 lts = 71.6 bls 31,968 + 11,383 = 43,351 lt. Vol. Total Desplaz. al cople flotador = 43321 lts = 272.6 bls Vol. Lechada EA = 15.45 lts/m (2500-1800 m) = 10,815 lts = 68 bls Vol. Lechada TR 6 5/8” = 30 m x 16.99 lts/m = 509.7 lts = 3.2 bls. Vol. total lechada cemento = 11,325 lts = 71 bls Vol. Bache limpiador = 15.45 lts/m x 100 m = 1545 lts = 10 bls Vol. Bache separador = 15.45 lts/m x 30 m = 463.5 lts = 3 bls Los volúmenes de bache separador y limpiador generalmente son de 3 a 5 m3 y 5 a 10 m3 respectivamente o realmente depende del EA que se va a cubrir.

156

8 CABLE DE PERFORACIÓN

157

8. Cable de Perforación

8.1

8.1 Programa de deslizamiento y corte de cable

PROGRAMA DE DESLIZAMIENTO Y CORTE DE CABLE

En el manual para Perforador y Cabo, se proporcionó el concepto y recomendaciones de la operación del deslizamiento y corte del cable de perforación, en esta parte complementaremos los conocimientos con la selección de la meta de servicio y el cálculo del trabajo realizado del cable de perforación. De acuerdo con estos valores se realizará el programa y control de deslizamiento y corte del cable. Para seleccionar la meta de servicio (Ton x Km.) de un cable de perforación se hace uso de la gráfica 8.1 y 8.2, con base en los siguientes datos: ° ° °

Diámetro del cable. Altura del mástil. Factor de seguridad.

Gráfica 8.1

159



Gráfica 8.2

Posteriormente se localiza en la tabla 9.2 la longitud del cable de perforación por cortar (Capítulo 9 “Cables de Perforación” Manual del perforador), para que anexada a la información anterior se realice el programa de deslizamiento y corte del cable, sin olvidar la recomendación de hacer el número mínimo de deslizamientos. Para llevar el control del trabajo realizado por el cable y aplicar nuestro programa, se calcula el trabajo realizado del cable en cada operación, acumulándose en un formato especial para compararlo con el programa y tomar la decisión de deslizar ó deslizar y cortar el cable. Para el cálculo del trabajo del cable se aplican las siguientes formulas:

160


Tvr =

W1 x P ( Lp + P) + 2 x P (2 A + C ) 1,000,000

Tp = 3 (T2 − T1 ) Tc =


Tm = 2 (T4 − T3 )

P ( Lc + P) Wc + 4 x P x A 2,000,000

*T = 2 x Pt * Como sugerencia para un trabajo de pesca muy fuerte se recomienda dicha formula. Formulas complementarias: D=

Pr 8

Cm =

N x Rr F .S

H.P.G. =

Ps x d t x 75

Nomenclatura D

= Diámetro del tambor, en pulg.

Pr

= Perímetro del tambor, en cm.

Cm

= Carga máxima permisible en las líneas, en tons.

N

= Numero de líneas guarnidas

Rr

= Resistencia a la ruptura del cable, en tons.

F.S.

= Factor de seguridad, sin unidades (2.5, 3.0, 3.5 ó 4.0)

H.P.G. = Potencia al gancho, en H.P. Ps

= Peso de la sarta de perforación flotada, en Kg.

161



d

= Distancia recorrida, en m.

t

= Tiempo para sacar una lingada, en Seg.

Tvr

= Trabajo realizado en un viaje redondo, en Ton-Km.

W1

= Peso de la T.P flotada, en Kg/m.

P

= Profundidad del pozo, en m.

Lp

= Longitud de una parada, en m.

A

= Peso de aparejo, en kg.

C

= Peso de los D.C. flotada (Kg/m) menos el peso de la T.P.(Kg/m) flotada, multiplicado por la longitud de las D.C., en Kg

Tp

= Trabajo realizado cuando se perfora, en Ton-Km.

T2

= Trabajo realizado para un viaje donde se termina de perforar, en Ton x Km.

T1

= Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se comenzó perforar, en Ton x Km.

Tm

= Trabajo realizado cuando se muestrea, en Ton x Km.

T4

= Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se terminó de muestrear, Ton x Km.

T3

= Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se comenzó a muestrear, en Ton x Km.

Tc

= Trabajo realizado cuando se baja un casing (T.R.), en Ton x Km.

Wc

= Peso de la T.R. en el lodo, en Kg/m.

Lc

= Largo de una T.R., en m.

T

= Trabajo realizado para una operación de pesca, en Ton x Km

Pt

= Trabajo realizado de un viaje redondo a la profundidad total del pozo, en Ton x Km.

162



Formula simplificada para calcular el trabajo (TON x KM) del cable en un viaje redondo (T). T=

P x (0.5 x PT.P x Pl +C + A) 5000.00

Donde: P = Profundidad del pozo, en m. Pl= Profundidad más longitud de una parada, en m. (Prof. + 28) PT.P. = Peso de la T.P. flotada, en Kg /m. PD.C. = Peso de los D.C. flotado, en Kg / m. A = El doble del peso del aparejo, en kg (20.00 kg para 10.000 kg, 24.000 kg para 12.000 kg etc.).  P  C = P f 1 − T . P.  ; en Kg. PD.C .  

P f = Peso total entre D.C. y H.W. flotado, en kg.

163


8.2

8.2 Inspección y evaluación de problemas en el cable de perforación.

INSPECCIÓN Y EVALUACIÓN DE PROBLEMAS EN EL CABLE DE PERFORACIÓN

Alargamiento de un cable de acero El alargamiento de un cable de acero en uso podría ser producto de varios factores, algunos de los cuales producen elongaciones que son muy pequeñas y generalmente pueden ser ignoradas. La lista siguiente cubre las causas principales de alargamiento de un cable. Las dos primeras son las más importantes y la tercera tiene una cierta influencia en determinadas circunstancias. 1. Alargamiento debido al acomodamiento de los alambres en los torones y los torones en el cable cuando esta puesto en servicio, lo que usualmente se conoce como “Alargamiento Permanente por Construcción”. 2. Alargamiento elástico debido a la aplicación de una carga axial. Esta se comporta según la “ley de Hooke” dentro de ciertos limites. 3. Expansión o contracción térmica debido a variaciones en la temperatura. 4. Alargamiento causado por la rotación de un extremo libre del cable. 5. Alargamiento debido al desgaste por fricción interna de los alambres en el cable, lo que reduce el área de la sección de acero originando un alargamiento permanente extra por construcción. 6. El alargamiento permanente del cable cuando esta sujeto a carga axiales superiores al “punto de fluencia del acero” (limite elástico). Criterio para el reemplazo de un cable de acero Esto se basa en la cantidad de alambres quebrados o rotos en el cable o en el torón. En este contexto hay que considerar “el patrón“que es un paso del cable.

Figura 8.1

164



Como definición se puede decir que “el paso de un cable” es la distancia medida por el eje del cable en donde un torón hace revolución completa alrededor del alma. Una inspección visual de la superficie permite la ubicación del sector de mayor deterioro con respecto a la cantidad y distribución de alambres quebrados. En la tabla 8.1 se mencionan dos tipos de criterios con respecto a la cantidad máxima de alambres quebrados en un cable, sugeridos para mantener un adecuado nivel de seguridad. Si existen más alambres rotos que los indicados, entonces se recomienda el reemplazo del cable. La primera columna se refiere a la cantidad de alambres rotos con una distribución pareja, y la segunda, se refiere a los alambres rotos en un solo torón en la misma longitud axial (un paso del cable). Tabla 8.1

Equipos

Grúas puente, Pórtico Grúas torre, Portal. Grúas Móviles Grúas Derrick Tambores de izaje o arrastre simples. Grúas flotantes Polipastos Equipos de izaje personal (1) Equipos de izaje materiales (1)

Máxima cantidad permitida de alambre quebrado En un paso del En un solo torón cable 12 4 6 3 6 3 6 3 3 6 6 3 12 4 6 3 6 3

NOTA: Si existe un sector donde se observa un alambre quebrado dentro del valle entre dos torones, entonces se recomienda que se reemplace el cable de inmediato, porque es probable que el alma haya perdido su consistencia y falte apoyo a los torones exteriores.

165



Medición del diámetro de un cable El diámetro correcto del cable es el del círculo circunscrito tangente a todos los torones exteriores. Para medir el diámetro en la forma correcta se recomienda el uso de un calibrador en la manera indicada y a su vez tomar en cuenta que el diámetro real de un cable nuevo es ligeramente superior a su diámetro nominal.

Verdadero diámetro

CORRECTO

INCORRECTO

Figura 8.2

Tambores Los tambores se ranuran cuando los cables trabajan con fuertes cargas o cuando estos se enrollan en varías capas, con el fin de evitar su aplastamiento. Estas ranuras presentan un perfil formado por un arco de circunferencia de 130o y paso igual a 1.15 d., tal como se indica en la figura 8.3.

166



Figura 8.3

Por último, las tolerancias permisibles en el diámetro de la ranura de una polea o tambor con relación al diámetro del cable aparecen en el siguiente cuadro: Diámetro de cable (pg) 6.4 – 8 mm (1/4 – 5/16) 9.5 – 19 mm (3/8 – ¾) 20. – 29 mm (13/16 – 1- 1/8) 30. – 38 mm (1-3/16 – 1- ½) 40. -52 mm (1- 19/32 – 2)

Diámetro ranura (pg) + 0.4-0.8 mm + (1/64 – 1/32 ) + 0.8 – 1.6 mm + (1/32 – 1/16) + 1.2 – 2.4 mm + (3/34 – 3/32) + 1.6 – 3.2 mm + (1/16 – 1/8) + 2.4 – 4.8 mm + (3/32 – 3/16)

Ángulo de ataque en poleas y tambores No siempre puede evitarse la formación de un ángulo de desvío en el cable. Esto sucede en instalaciones integradas por un tambor y una polea fija, tal como lo indica la figura 8.4 en las que este ángulo se forma necesariamente; si en ellas el cable toma una oblicuidad excesiva éste tendera a salirse de la polea, produciéndose un enrollamiento irregular, traslapamientos y rápido desgaste del cable por fricción de si mismo contra sus propias vueltas en el tambor. La experiencia ha demostrado que el mejor servicio obtenido es cuando el ángulo de ataque no excede de 2° en tambores ranurados.

167



Figura 8.4 Línea central del tambor y de la polea

168



Ejemplo: A = 0.38 m hacia el lado derecho del tambor de enrollado. B = 23 m

W = ang. tg

A 0.38 = ang. tg = 0.946 ° ≈ 1° B 23

Ángulo poco menor de 1° para el lado derecho de la cuerda (se encuentra dentro del rango recomendado)

Suponiendo A = 0.76 m hacia el lado izquierdo del tambor de enrollado: el ángulo de la cuerda para el lado izquierdo del tambor de enrollado: w = ang tg

0.76 = 1.89 ° 23

El ángulo de la cuerda para el lado izquierdo es aproximadamente 2°. Debe moverse la polea a la izquierda.

169


8.3

8.3 Aplicaciones

APLICACIONES •

Con la siguiente información realizar un programa de deslizamiento y corte del cable de perforación. Diámetro del cable: 1 1/2” Altura del mástil: 43.28 m (142 pies) Factor de seguridad: 5 Malacate: National 1625-DE Diámetro del tambor: 36”

Operaciones: Meta de servicio (gráfica 8.1): 40 x 100 = 4000 Ton x Km Meta de servicio con factor de seguridad de 5 (gráfica 8.2): 4000 Ton x Km x 1.0 = 4000 Ton x Km

Corte del cable: 27.0 m Programa: Operación 1

Operación 2

Acumular 2000 Ton x km Deslizar 13.5 m de cable

•

Acumular 2000 ton x km para las 4000 ton x km Deslizar 13.5 m y cortar 27.0 m de cable.

Encontrar el trabajo realizado del cable de perforación en las siguientes operaciones: Viaje redondo: 2500.0 m Viaje redondo: 3020.0 m Perforando: de 2500.0 m a 3020.0 m

Datos: T.P.: 5” – 29.05 kg/m T.P. extrapesada (H.W.): 5” x 3” – 74.50 kgs/m – 110.0 m Lastrabarrenas: 8” x 3” – 219.0 kg/m – 80.0 m (herramienta) Barrena P.D.C.: 12” Lodo: 1.48 gr/cm3 Peso del aparejo: 8 tons.

170


8.3 Aplicaciones

Operaciones: Trabajo de viaje redondo a 2500.0 m

Ff = 1 -

1.48 = 0.8115 7.85

Aplicaremos la fórmula simplificada, quedando como ejercicio aplicar la fórmula original como comprobación. P = 2500.0 m P l = 2500.0 + 28 = 2528.0 m PT.P. = 29.05 kg/m x 0.8115 = 23.574 kg/m PD.C. = 219.0 kg/m x 0.8115 = 177.72 kg/m PH.W. = 74.5 kg/m x 0.8115 = 60.457 kg/m A = 2 x 8000 kg = 16,000 kg. Pf = 80.0 m x 177.72 kg/m + 110.0 m x 60.457 kg/m = 20,868.0 kg.  23.574  C = 20,868 x 1 −  = 18,100.0 kg.  177.72  2500.0 x (0.5 x 23.574 x 2528 + 18,100 + 16,000) T= 500,000 T = 319.48 Ton x km ≈ 320 Ton x Km. Trabajo de viaje redondo a 3020.0 m,

3020.0 × (0.5 × 23.574 × 3048 + 18,100 + 16,000 ) 500,000 T = 422.96 Ton x km ≈ 423.0 Ton x km.

T=

Trabajo perforando: Tp = 3 (T2 – T1) = 3 (423 – 320) = 309 Ton x km * Esta operación se puede realizar en forma directa, iniciando en el producto 0.5, terminando con la multiplicación de la profundidad y dividiendo entre 500,000.

171

9. CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL

173

9. Conexiones superficiales de control

9.1

9.1 Análisis de preventores (API)

ARREGLOS DE PREVENTORES (API)

En el manual para Perforador-Cabo, se han definido los diferentes tipos de arreglos de preventores de reventones con base en la clasificación del API para las clases 2M, 3M, 5M, 10M, y 15M, no olvidando que su adecuación es en el cumplimiento de los requerimientos del pozo, para así obtener de ellos la seguridad y eficiencia requerida. El criterio para seleccionar el arreglo de preventor debe considerar la magnitud del riesgo expuesto y el grado de protección requerida, tales como: • Presiones de formación anormales. • Yacimiento de alta productividad o presión. • Áreas densamente pobladas. • Grandes concentraciones de personal y equipo, como el caso de barcos y plataformas marinas (se necesitan arreglos más completos y como consecuencia aumenta su costo). • Áreas sensibles a impactos ambientales. • Presiones de formación normales. Los componentes principales de arreglo de preventores de reventones y sus códigos son los siguientes: A = Preventor de reventón, tipo anular R = Preventor de reventones de ariete sencillo (con un juego de arietes ciego o para tubería según la preferencia del operador.) Rd =

Preventor de reventones, con dos juegos de arietes, colocados según la preferencia del operador.

Rt =

Preventor de reventones, con tres juegos de arietes, colocados según la preferencia del operador.

S=

Carrete de perforación con conexiones de salida lateral, para las líneas de estrangulación y de matar.

175


A=

cabeza rotatoria.

*M =

presión de trabajo = 100 lb/pg2.

*K =

1000

9.1 Análisis de preventores (API)

No olvidar que al usar la codificación API se enlistan de abajo hacia arriba. Como se ha especificado en los arreglos API, no se menciona la posición del ariete ciego, por que esta sujeto a la experiencia del área y condiciones del pozo, para tomar la decisión de donde ubicarlo. También se debe de considerar que entre los arreglos con una misma presión de trabajo, la clave que existe en los cambios de uno a otro, es la posición del carrete de perforación ó de control y la instalación de un preventor doble de arietes es opcional.

176


9.2

9.2 Análisis de un arreglo de preventores

ANÁLISIS DE UN ARREGLO DE PREVENTORES

Es condición necesaria que todo arreglo de preventores que se encuentre en el pozo sea analizado en todo su conjunto para tener un conocimiento efectivo del mismo y tomar la decisión adecuada cuando se presenten operaciones imprevistas en un descontrol del pozo y de esta forma evitar o disminuir los riesgos. A continuación se proporciona un ejemplo del análisis de un arreglo de preventores, tomando en cuenta la posición del ariete ciego. Es de considerar que se pueden tener otras observaciones de acuerdo a la experiencia del área y de las operaciones de cada uno de los arreglos. Análisis del arreglo 13 5/8”- 5M-R S R A (Fig.9.1)

Figura 9.1

177



Ventajas • Está demostrado estadísticamente que la mayor parte de los brotes ocurren con la tubería dentro del pozo, es entonces que el preventor inferior hace la función de válvula maestra por estar conectada directamente a la boca del pozo. •

Se puede cambiar los arietes ciegos por arietes para la tubería de perforación.

•

La tubería de perforación puede suspenderse del preventor inferior y cerrar totalmente el pozo.

•

Cuando el pozo esta cerrado con el preventor inferior permite efectuar reparaciones y corregir fugas del conjunto de preventores; además del cambio de unidades completas.

•

Cuando el preventor ciego está cerrado, se puede operar a través del carrete de control.

•

Si se considera conveniente se puede introducir tubería de perforación a presión dentro del pozo, utilizando el preventor inferior y alguno de los superiores. Previo cambio de los ciegos por arietes para tubería de perforación.

•

Lo anterior tiene la gran desventaja de deteriorar los arietes inferiores, los cuales no es posible cambiar, por lo que debe procurarse operarlos sólo en caso necesario, ya que como se indicó, deben considerarse como válvula maestra.

•

178

•

•

Desventajas Cuando el preventor ciego esté cerrado, no se tendrá ningún control si ocurre alguna fuga en el preventor inferior en el carrete de control. Lo que se manejó como ventaja de que los arietes ciegos se pueden cambiar por arietes para tubería de perforación, funciona ahora como desventaja, ya que en el caso extremo de querer soltar la tubería no se dispondría de una válvula maestra que cerrará totalmente el pozo.



Recomendaciones en el requerimiento de preventores. •

Cuando se esté perforando la etapa de yacimiento, se deberán utilizar arietes de corte en sustitución de los ciegos.

•

Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubería de diámetro mayor se instalarán en el preventor inferior, y los de diámetro menor en el superior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipo de variable.

•

Debe observarse que si ocurre un brote cuando se esté sacando del pozo la tubería de perforación de diámetro menor, sólo se dispondrá del preventor anular y uno de arietes. Es entonces que no será posible intercambiar arietes de ese mismo diámetro de tubería de perforación en algún otro preventor, por lo que será conveniente ubicar los arietes ciegos en la parte superior del preventor doble, aun cuando las desventajas señaladas anteriormente serían mayores por tener doble brida adicional. Una opción practica, sin cambiar la posición establecida, recomienda bajar una parada de tubería del diámetro mayor para cerrar el preventor inferior y cambiar arietes al superior.

179


9.3

9.3 Pruebas operativas de los preventores con la unidad de cierre (API)

PRUEBAS OPERATIVAS DE LOS PREVENTORES CON LA UNIDAD DE CIERRE (API)

Para una aceptación de campo, esta prueba debe llevarse a cabo cada vez que se ponga en servicio un preventor de reventones, nuevo o rehabilitado, o un preventor de reventones de condición desconocida. Inspección para determinar si hay fugas en el sello de la cámara de cierre. •

Desconecte la línea de abrir.

•

Aplique la presión de cierre (presión recomendada por el fabricante para el sistema hidráulico del preventor.)

•

Observe el puerto de la línea de abertura para ver si hay fugas de fluido, no hacerlo en forma directa.

•

Libere la presión de cierre.

•

Conecte la línea de abertura y quite la línea de cierre para la siguiente operación.

Inspección para determinar si hay fugas en el sello de la cámara de abrir. •

Aplique la presión de abrir.

•

Observe el puerto de la línea de cierre para ver si hay fugas de fluido.

•

Libere la presión de abrir.

•

Conecte la línea de cerrar.

Nota. Recuerde cerrar los preventores de arietes para tubería con T.P en el pozo y en el caso de los arietes ciegos, operarlos para su cierre inicialmente con presión baja y posteriormente incrementar su presión de cierre normal, con la finalidad de no dañar los elastómeros.

180


9.3 Pruebas operativas de los preventores con la unidad de cierre (API)

Estas operaciones de pruebas realizadas en el preventor son complemento de las pruebas hidráulicas programadas en el arreglo de preventores. Con base en las pruebas descritas, se adquieren conocimientos y experiencia, para cuando se requiera verificar la comunicación de las cámaras de presión de cierre y de abrir. Cuando un preventor se encuentra cerrado para control del pozo, se pueden verificar si hay fugas, observando el depósito de fluido hidráulico en donde se encuentran instaladas las válvulas de cuatro vías, verificando si hay salida de fluido hidráulico en algunas de ellas. Esta misma prueba se realiza cuando las válvulas de cuatro vías se mantienen en posición abierta.

181


9.4

9.4 Ley de los gases

LEY DE LOS GASES

En el comportamiento térmico de la materia, es de nuestro interés cuatro cantidades medibles: la presión, el volumen, la temperatura y la masa de una muestra. En este tema sólo nos enfocaremos a la presión y volumen con respecto a un gas, donde sus moléculas individuales están tan distantes entre si que la fuerza de cohesión que existe entre ellas es generalmente pequeña. Un gas ideal se considera como aquel en donde su comportamiento no se ve afectado en lo absoluto por fuerzas de cohesión o volúmenes moleculares. Aunque no existen gases reales considerados como ideales, en condiciones normales de temperatura y presión, el comportamiento de cualquier gas es muy parecido al comportamiento de un gas ideal. Las observaciones experimentales de los gases reales han conducido a deducciones de leyes físicas generales que rigen su comportamiento térmico. Una de las primeras mediciones térmica de los gases fue realizada por Roberto Boyle, demostrando, en 1660, que el volumen de un gas es inversamente proporcional a su presión, considerando la temperatura y masa constante.

Ley de Boyle: Siempre que la masa y la temperatura de una muestra de gas sea constante, el volumen del gas es inversamente proporcionalmente a su presión absoluta.

182


9.4 Ley de los gases

Figura 9.2

183


9.5

9.5 Cálculo del volumen de fluido hidráulico en la unidad de cierre

CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO HIDRÁULICO EN LA UNIDAD DE CIERRE

El cálculo del volumen de fluido hidráulico en la unidad de cierre nos proporciona el número de acumuladores necesarios que debe tener el sistema, para que permita almacenar fluidos con la energía suficiente para cerrar todos los preventores y abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y se registre una presión final de los acumuladores (presión de la unidad de cierre) de por lo menos 200 lb/pg2 mayor que la presión de precarga, (RP-53-API)*. Para calcular el volumen de fluido hidráulico se aplican los criterios de: presiones normales, alta presión y el canadiense, así como la siguiente formula de la ley de Boyle (Fig. 9.3). V3 =

VT P3 P3 − P2 P1

*Las fuentes de energía (eléctrica y neumática) se aíslan para realizar la prueba.

Figura 9.3 Volumen de fluido disponible por botella, manteniendo 200 lb/pg2 arriba de la presión de precargo.

184


9.6

9.6 Desviador de flujo (Diverter)

DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTER)

El sistema desviador de flujo se emplea como medio de control del pozo, antes de cementar la tubería de revestimiento superficial e instalar el conjunto inicial de preventores, con el fin de poder manejar los posibles flujos de formaciones muy someras, derivándolas a sitios alejados del equipo y del personal. Los desviadores no han sido diseñados para cerrar el pozo ni detener el flujo sino más bien para permitir la desviación del flujo hacia una distancia segura y controlada. Uno de los mejores diseños del sistema de desviador de flujo, es que en el momento de cerrar el desviador de flujo automáticamente debe de abrirse la válvula (s) en su parte inferior. Se recomienda que las salidas laterales del desviador sean de un diámetro interior mínimo de 10” en equipo terrestre, y de 12” en equipo marinos. Una válvula de 10” tiene un área de flujo de 78.54 pg2, que es el equivalente a dos válvulas de diámetro interior aproximadamente de 7”, las cuales se pueden ocupar en caso de no tener una de 10”. Cuando se instale un sistema de desviador de flujo, se recomienda lo siguiente: •

Adiestrar al personal para su operación.

•

Para garantizar el funcionamiento correcto del sistema, se debe de activar cuando se instale y si es necesario a intervalos apropiados durante las operaciones, en este último caso se puede aprovechar para realizar simulacros.

•

Debe bombearse fluido a través de cada línea desviadora, para verificar que no se encuentren tapadas.

185


9.7

9.7 Inspección en la instalación de las conexiones superficiales de control

INSPECCIÓN EN LA INSTALACIÓN DE LAS CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL

Una de las actividades críticas y de mayor importancia en materia de seguridad del personal y del pozo, es la de realizar las inspecciones durante la instalación de las conexiones superficiales de control, así como verificar que las pruebas hidráulicas se realicen de acuerdo a los procedimientos de campo establecidos, ya que es la única forma de asegurarnos que nuestro equipo se encuentra en condiciones operativas adecuadas para cuando se requiera su uso. Para tener una información completa sobre la inspección que se debe realizar en la instalación de las conexiones superficiales de control, se recomienda consultar en el manual del perforador (Capítulo 10) las normas y recomendaciones aplicadas a dicho sistema de control. Actividad Con base en la consulta de las normas y recomendaciones para las conexiones superficiales de control, realizar una lista de verificación de la instalación del sistema de control.

186


9.8

9.8 Aplicaciones

APLICACIONES •

Disponga de un arreglo de preventores de la última etapa de perforación del área en que se encuentre laborando y analice el conjunto del sistema.

Arreglo de preventores: Posición del ariete ciego: Ventajas

•

Desventajas

Calcular la cantidad de fluido hidráulico y el número de acumuladores con base en los tres criterios.

Datos: Arreglo: 13 5/8 - 5M – RSRA Unidad de cierre: 3000 psi (Koomey) Precarga: 1000 psi Capacidad total del acumulador: 10 gal. Válvula hidráulica en la línea de estrangulación. Preventor de ariete tipo “U”, Cameron. Preventores anular (esféricos) tipo “D”, Cameron.

187


9.8 Aplicaciones

Operaciones: Volumen para abrir y cerrar los preventores y válvula hidráulica. Abrir 10.34 gal 5.2 gal 5.2 gal 0.5 gal 21.24 gal

Preventor anular Preventor de ariete Preventor de ariete Válvula hidráulica Total

cerrar 12.12 gal 5. 5 gal 5.5 gal 0.5 gal 23.62 gal

Criterios Presiones normales

Alta presión

Canadiense

Factor de seguridad 50%, con una presión remanente de 1200 psi:

Factor de seguridad 100%, con Cerrar + abrir + cerrar, con una una presión remanente de presión remanente de 1200 1200 psi: psi:

Vol. Para cerrar – 23.62 gal. Factor de seg. - 11.81 gal. Total (Vt) 35.43 gal

Vol. Para cerrar – 23.62 gal. Factor de seg. - 23.64 gal. Total (Vt) 47.24 gal

Ley de Boyle:

Ley de Boyle:

Vol. para cerrar – 23.62 gal. Vol. para abrir – 21.24 gal. Vol. Cerrar 23.62 gal. Total (Vt) 68.48 gal. Ley de Boyle:

V3=

35.43 35.43 = 1000 1000 0.5 − 1200 3000

V3=

47.24 47.24 = 1000 1000 0.5 − 1200 3000

V3 =70.86 gal. de fluido hidráulico

V3 = 94. 48 gal. de fluido hidráulico

70.86 = 14.17 5

94.48. = 18.896 5

V3=

68.48 68.48 = 1000 1000 0.5 − 1200 3000

V3 =136.96 gal. de fluido hidráulico

136.96 = 27.39 5

Se requieren 14 acumuladores. Se requieren 19 acumuladores. Se requieren 27 acumuladores. Método práctico: Vol. Para cerrar x 3 23.62 gal x 3 = 70.86 gal.

Método práctico: Vol. Para cerrar x 4 23.62 gal x 4= 94.88 gal.

188

Método práctico: Vol. Para cerrar/abrir x 2 68.48 gal x 2 =136 .96 gal.


•

9.8 Aplicaciones

¿Qué volumen de gas hidrógeno a presión atmosférica se requiere para llenar un tanque de 5000 cm3 bajo una presión manométrica de 5.5 kg/cm2? Presión atmosférica – 1.033 kg/cm2

Operaciones: V1 =? P1 = 1.033 Kg/cm2

V2= 5000 cm3 P2= 5.5 + 1.033 = 6.533 kg/cm2

P1 x V1 = P2 x V2 V1 =

P2 xV1 6.533 kg / cm 2 × 5000 cm 3 = P1 1.033 kg / cm 3

V1= 31,621.0 cm3 •

Con base en la recomendación del API (tema 9.5) realizar el siguiente cálculo: Si un acumulador (botella) de la unidad de 3000 lb/pg2, se le suministra inicialmente una presión de precarga igual a 1000 lb/pg2 ¿Cuál es el volumen de fluido hidráulico aprovechable si se deja una presión remanente de 1200 lb/pg2

Operaciones: Capacidad del acumulador -10 gal.

189

10. BARRENAS

191

10. Barrenas

10.1

10.1 Selección de una barrena tricónica o de cortadores fijos (PDC) para perforar

SELECCIÓN DE UNA BARRENA TRICÓNICA O DE CORTADORES FIJOS (PDC) PARA PERFORAR.

Criterios de selección de barrenas Objetivos de perforación Para el proceso de selección es fundamental conocer los objetivos de perforación, que incluyen todo tipo de requisitos especiales del personal para perforar el pozo. Esta información ayudará a determinar las mejores características de la barrena que requiere la aplicación y a concentrar sus esfuerzos en satisfacer las necesidades de Pemex y sus requisitos de perforación. Rendimiento. Uno de los principales objetivos del personal técnico es perforar el pozo en el menor tiempo posible. Esto significa orientar la selección de barrenas hacia la búsqueda del tipo que más duración tenga; se busca principalmente la máxima cantidad de metros en un tiempo de rotación aceptable, eliminando así el costoso tiempo del viaje. Direccional. El tipo de pozo direccional es un criterio importante cuando se deben de seleccionar las características de las barrenas ya sea tricónicas o de diamante. Una ventaja específica de las barrenas de diamante es su gran alcance y sus posibilidades para perforar en sentido horizontal. Estos tipos de pozos, por lo general, tienen secciones homogéneas muy prolongadas que son óptimas para las aplicaciones con barrenas de diamante. La densidad de los cortadores, la cantidad de aletas, el control de la vibración y el calibre de la barrena son, todos ellos, parámetros de selección fundamentales cuando se estudian las aplicaciones direccionales. Economía. El medio ambiente económico es un factor fundamental para la aceptación de los diseños con diamante, siempre y cuando los análisis de costos así lo determinen; en caso contrario se debe seleccionar barrenas tricónicas. Análisis históricos Un análisis objetivo de los pozos de correlación (pozos offset) ofrece la oportunidad de comprender las condiciones en el fondo del pozo, las limitaciones de su perforación y en algunos casos la adecuada selección de barrenas. Los análisis históricos comienzan con una colección de registros o récords de barrenas e información relacionada con el pozo. Se debe tener la precaución de que los registros de barrenas sean representativos de lo que será perforado en el pozo objetivo. La información también debe ser actualizada y reflejar los tipos de barrenas recientes, es decir, de menos de dos años de antigüedad. Por supuesto, 193

10. Barrenas


esto no es posible en el caso de pozos de exploración o en los pozos de campos más antiguos que no han sido perforados recientemente. En estos casos, se dependerá principalmente de la información geológica y debería considerar el primer pozo como una referencia para las recomendaciones de las aplicaciones futuras. El análisis de los registros de las barrenas puede ofrecer datos de gran valor si éstos se registran en forma precisa y completa. Coeficiente de penetración típico. El coeficiente de penetración es una indicación de la dureza de la roca; no obstante una selección inadecuada de la barrena puede ocultar las características de dureza de la roca. Esto es particularmente válido cuando se elige una barrena demasiado dura para una aplicación. La barrena más dura, debido a la densidad de sus cortadores o la proyección de sus dientes, tiene un límite superior de coeficiente de penetración determinado por su diseño. Por lo general, a medida que se perfora más profundo, se espera utilizar barrenas cada vez más duras. El análisis de la resistencia de las rocas, ha revelado que este paradigma no siempre es válido y, en muchos casos, las barrenas más blandas pueden utilizarse con éxito en las partes más profundas del pozo. Fluidos de perforación. El tipo y la calidad del fluido de perforación que se utiliza en el pozo tienen un efecto muy importante en el rendimiento de la barrena. Los fluidos de perforación con base aceite mejoran el rendimiento de las estructuras de corte de PDC; el rendimiento del diamante natural y del TSP varía según la litología. El fluido de perforación base agua presenta más problemas de limpieza debido, en gran parte, a la reactividad de las formaciones a la fase acuosa del fluido de perforación. Los récords pueden determinar la variación y el nivel de efectividad de los fluidos de perforación que se usan en el campo. Energía hidráulica. La energía hidráulica, de la cual el régimen de surgencia es un componente integral, proporciona la limpieza y enfriamiento a la barrena. Se refiere en términos de caballos de fuerza hidráulica por pulgada cuadrada (“hydraulic horse power per square inch”, HSI) de superficie en todas las secciones del fondo del pozo. Los análisis históricos mostrarán los parámetros comunes utilizados en el campo y qué oportunidades existen para una mejor utilización de la energía hidráulica por medio de la selección de las barrenas o de los parámetros de operación. Las barrenas de diamante deben funcionar de acuerdo con escalas hidráulicas específicas para asegurar su eficiente limpieza y enfriamiento. Los regímenes de surgencia insuficientes y el índice de potencia hidráulica (HSI) afectan el enfriamiento y pueden provocar daños térmicos en la estructura de los cortadores. La falta de la limpieza sólo hará que la barrena se embole, lo que provocará un rendimiento deficiente o nulo. Existen diseños de barrenas que aliviarán parcialmente algunas de estas condiciones, pero para

194

10. Barrenas


alcanzar un rendimiento óptimo se deben utilizar los mejores parámetros de hidráulica en las aplicaciones de barrenas de diamante. Énfasis en los costos. Indica la sensibilidad del personal con respecto al costo. La mayoría de las veces esto se traduce en barrenas de menor precio. Los Ingenieros de diseño y operación deben tomar en cuenta el número de oportunidades que afectan los costos de un pozo y que dependen del tiempo. Se debe recordar siempre que esto mejoraría si se selecciona una barrena de perforación de alta calidad. La barrena debe tener las cualidades que satisfagan las necesidades de aplicación de la compañía perforadora sin aumentar indebidamente su costo. Una barrena de diamante que pueda volver a utilizarse da lugar a costos más bajos de perforación. Así la compañía perforadora tendrá la oportunidad de utilizar un producto de alta tecnología que, en otro caso, sería una situación económica marginal. Restricciones de perforación Los parámetros operativos deben corresponder a una escala aceptable para que una barrena de diamante ofrezca los mayores beneficios. Por lo general, los parámetros que no se corresponden con escalas reducirán la eficiencia del costo del producto. Cuando se encuentran estas situaciones se debe considerar una barrena de roles. Por el contrario, algunas restricciones brindan oportunidades para seleccionar una barrena de diamante. Limitaciones de peso sobre barrena. Cuando se encuentran situaciones de PSB limitado, una estructura de corte eficiente como un PDC tiene posibilidades de ofrecer un mayor Ritmo de Penetración (ROP) que una barrena de roles. Escalas de revoluciones por minuto (RPM). La velocidad que el personal técnico espera utilizar en la barrena, indica los parámetros de vibración y resistencia al desgaste que se necesitarán para mantener un desgaste parejo de la barrena y prolongar su duración. Las barrenas de diamante se pueden utilizar mejor que las barrenas de roles a altas velocidades de rotación. Formaciones nodulares. Las formaciones de ftanita, pirita y conglomerados se denominan comúnmente formaciones nodulares. Por lo general, en este tipo de formaciones no se puede utilizar la mayoría de las barrenas de diamante debido al daño por impacto en la estructura de sus cortadores. Sin embargo, existen estructuras de corte que pueden perforar eficazmente en estas aplicaciones. Ampliación. Si se planifican más de dos horas de operaciones de ampliación, se debe considerar seriamente la corrida de una barrena de roles. El ensanche excesivo puede dañar la superficie del calibre de una barrena de diamante porque las cargas de la barrena se concentran en una superficie muy pequeña. La

195

10. Barrenas


vibración lateral también se debe considerar. La estructura de corte está sólo parcialmente engranada y, por tanto, hay escasas oportunidades, o ninguna, para que las características del diseño de la barrena puedan funcionar. Pozos profundos. Estos pozos pueden resultar en una cantidad desproporcionada de tiempos de viaje con respecto al tiempo de perforación. Como resultado, la eficiencia de perforación es extremadamente reducida. Se debe considerar una barrena de diamante para ofrecer mayor duración de la barrena (menos viajes) y una mejor eficiencia general de la perforación. Pozos de diámetro reducido. Si el pozo tiene menos de 6 ½ pulgadas, se necesita una reducción física del tamaño de los cojinetes en todas las barrenas de roles. Estas limitaciones requieren una reducción de PSB, que resultará en un mayor coeficiente de penetración. Se debe considerar una barrena de diamante para aumentar el coeficiente de penetración y para permanecer en el pozo durante periodos prolongados. Aplicaciones con motores. Algunos motores dentro del pozo funcionan a altas velocidades (a más de 250 R.P.M.). Las excesivas R.P.M aumentan la carga térmica en los cojinetes y aceleran las fallas de la barrena. Se debe considerar una barrena de diamante, que no tiene partes móviles, para optimizar las R.P.M y los objetivos de perforación. Atributos del medio ambiente Para lograr una selección total de barrenas para el pozo que se va a perforar es necesario analizarlo por secciones que se puedan manejar. El más evidente es, por supuesto, el diámetro del pozo. Luego se podrá subdividir cada sección del pozo en intervalos con atributos comunes respecto a su medio ambiente. El rendimiento económico es una función del costo operativo, el costo de las barrenas, el coeficiente de penetración y el intervalo perforado. Los atributos del medio ambiente pueden dividirse según categorías de parámetros en cuanto al tipo de roca, medio ambiente y operativos. Un análisis detallado de cada una de estas categorías indicará los parámetros individuales de selección de barrenas tricónicas o de diamante. En formaciones en donde pueden perforar las barrenas de diamante con ritmos de penetración mucho mayores que las barrenas tricónicas es indiscutible su utilización. Debido a lo anterior en los últimos años cuando se selecciona una barrena, antes que nada se hacen estudios para seleccionar las de diamante.

196

10. Barrenas


Tipo de roca Si se cuenta con datos precisos sobre las formaciones que deberán perforarse en el intervalo objetivo, se podrá seleccionar con más facilidad la estructura óptima de corte y la densidad que requiere la aplicación, ya sea barrena tricónica o de diamante. Litología. Por lo general, la información litológica es la primera que se necesita para determinar la mejor selección. Definidos los tipos de rocas se asocian más con la mecánica de corte de las barrenas de diamante. Sin embargo, para las aplicaciones de diamante quizás sean aún más importantes los tipos litológicos desfavorables, que seguramente provocarán fallas graves. El tipo de roca ayuda a determinar el tipo de corte necesario para vencer su resistencia: corte, surcado o molido. Características litológicas. Definen aún más los parámetros de selección para la barrena una vez que se eligió. Para las barrenas de diamante indican la densidad requerida para los cortadores, la configuración hidráulica y permiten estimar la duración de la barrena y su coeficiente de penetración. De transición. Indica cambios en la dureza de la formación del intervalo objetivo. Provocará cargas disparejas en el perfil de la barrena a través de la transición. Las vibraciones axiales, de torsión y laterales son, posiblemente, factores en este medio ambiente. La calidad y la densidad específicas de los cortadores constituirán el criterio de selección. Homogeneidad. Indica la consistencia de la formación. Existe más flexibilidad de selección con respecto a características agresivas de la barrena, como menor densidad de los cortadores. Para las barrenas tricónicas sólo basta escogerlas de acuerdo con la dureza de la roca. Interestratificación. Esta característica se relaciona con las formaciones de transición e indica cambios en la litología del intervalo en estudio. Se deberá considerar la selección de tipos específicos de cortadores o dientes, así como su calidad y densidad. Fracturados o nodulares. A este indicador se le debe prestar mucha atención. Es una situación de alto impacto para la cual, por lo general, no se recomiendan las barrenas de diamante. Sin embargo, determinadas estructuras de corte, como las barrenas de diamante natural con fijaciones dorsales y las barrenas impregnadas, pueden perforar eficazmente en estas aplicaciones.

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10. Barrenas


Tendencias de desviación. Normalmente esto se relaciona con formaciones de buzamiento y perforación de transición. El tipo de calibre es el criterio de selección fundamental para estas aplicaciones. Vibración. La vibración en el proceso de perforación ha demostrado tener una función fundamental en el rendimiento y la duración de las barrenas de perforación. En realidad, el control de las vibraciones forma, en la actualidad, parte integral de la tecnología y el diseño de las barrenas. Existen parámetros de selección de barrenas que se refieren especialmente al control de la vibración. La selección de calibre también desempeña una función importante para determinar el nivel de control de la vibración de acuerdo con el diseño de barrena ya sea tricónica o de diamante. Selección por medio de registros geofísicos Los registros geofísicos de los pozos son una importante fuente de información sobre las características de las formaciones que se perforan en un pozo. Existe una gran variedad de registros, cada uno diseñado para medir diferentes propiedades de las rocas. Algunos de estos registros son utilizados cuando se evalúa principalmente una aplicación de barrena de diamante. Los registros necesarios son: neutrones, rayos gamma, sónico y densidad. A continuación se describe cada uno de ellos. Registro de neutrones Mide la capacidad de las formaciones para atenuar los flujos de neutrones. Puesto que la masa atómica esta muy cercana al hidrógeno, los neutrones no pueden fluir fácilmente a través de formaciones que tengan alto contenido de hidrógeno, lo cual permite medir el hidrógeno de la formación. Esta medida se puede usar para computar la porosidad de la formación. (Gráfica 10.1) Registro de rayos gamma Detecta el grado de radiación gamma natural que emiten las formaciones. Esto permite identificar los intervalos de lutita que emiten altos niveles de radiación. El registro diferencia las lutitas de las areniscas y de los carbonatos y es lo bastante preciso para detectar lechos delgados de lutitas y arcillas. (Gráfica 10.1)

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10. Barrenas


Gráfica 10.1

199

10. Barrenas


Registro sónico Depende de la propagación de las ondas acústicas a través de la formación. Las ondas las genera un transmisor situado en la herramienta. Receptores, también puestos en la herramienta, vigilan las ondas de retorno y calculan el tiempo de desplazamiento. Mientras más corto sea el intervalo entre la emisión y la recepción de las ondas, más densa es la formación. (Gráfica. 10.2)

Gráfica 10.2

200

10. Barrenas


Registro de densidad Mide la densidad en masa de la formación. La herramienta de registro tiene una fuente de rayos gamma y algunos detectores. Formaciones de baja porosidad dispersan los rayos gamma y así pocas logran ser detectadas por la instrumentación de la herramienta. Las formaciones de alta porosidad tendrán menor efecto de dispersión que los rayos, y así logran que mayor cantidad llegue a ser detectada. (Ver gráfica 10.1) Análisis de resistencia a la compresión Es un método cualitativo, relativamente nuevo para calcular la dureza de la roca, muy útil para determinar cuándo se debe usar barrenas PDC. Antiguamente, el análisis de la dureza de las rocas se basaba en el uso de registros de la velocidad de las ondas sonoras, obtenidos de registros sónicos, como medio para reemplazar la medición directa o el cálculo de la dureza. Recientemente se han desarrollado programas para obtener el valor correspondiente a la resistencia a la compresión de rocas no confinadas (a presión atmosférica), usando la información de la velocidad sónica para computar un valor correspondiente a la naturaleza de la roca no confinada. Aunque este enfoque es mejor que el de usar directamente las velocidades sónicas, el cálculo de la dureza de rocas no confinadas así obtenido es frecuentemente más bajo que el de las rocas comprimidas (confinadas) que se perforan. La resistencia de la roca es su dureza a presión atmosférica. Algunas compañías de barrenas han desarrollado un programa de cómputo que ayuda a seleccionar barrenas PDC. Los datos de los registros se introducen en dichos programas en código ASCII. Esta información es la base para calcular la resistencia a la compresión de la roca a condiciones de fondo. Estos programas definen con mayor precisión la dureza de la roca en lo referente a su dureza confinada, valor que se aproxima a la dureza de las formaciones en el fondo del pozo. Los programas utilizan los registros sónico y de rayos gamma, así como gran número de datos de ingreso de registros del lodo. Dentro de la escala de litologías, para la cual son válidos los programas, la dureza de las rocas se puede determinar con más precisión. El programa genera gráficos, en formato de registros, que muestran trazas de los datos originales de los registros del lodo, la litología interpretada por las computadora, los valores calculados de la resistencia de la roca confinada y otros datos opcionales sobre las características mecánicas de la roca.(Gráfica 10.3)

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10. Barrenas


Gráfica 10.3

202

10. Barrenas


Con el fin de tener un panorama de cómo funcionan los programas de cómputo para obtener la resistencia de las rocas a partir de los registros antes mencionados, presentamos el siguiente diagrama de flujo.

GAMMA SÓNICO REGISTROS DEL LODO

FRACCIÓN DE ARCILLA

SÓNICO

POROSIDAD

MÓDULO YOUNG (ELASTICIDAD)

DENSIDAD

RESISTENCIA DE LA ROCA CONFINADA (LBS/PG2)

203

10. Barrenas


Selección en función de la formación que se va a perforar La primera y más importante tarea para seleccionar y utilizar una barrena en una aplicación específica es realizar la completa descripción de las formaciones que se han de perforar. El conocimiento de sus propiedades físicas puede demostrar algunos indicativos sobre el tipo de barrena que se debe seleccionar en intervalos determinados. Si la formación es muy elástica, tiende a deformarse cuando se comprime en lugar de fracturarse. Aunque la roca tenga resistencia a la compresión relativamente baja, es posible que la barrena no genere recortes fácilmente. En estas situaciones cuando se perfora con barrenas PDC se recomienda cortadores grandes. Las barrenas PDC se desarrollaron primordialmente para perforar formaciones sedimentarias blandas a medianas que antes se perforaban con barrenas de dientes fresados y con barrenas con insertos de carburo de tungsteno. En estas formaciones blandas, las barrenas PDC han logrado ritmos de penetración hasta tres veces más altos que con barrenas de rodillos. El incremento de los ritmos de penetración se debe al mecanismo de corte por cizallamiento de las barrenas PDC, a su más larga duración efectiva, a la resistencia de los diamantes a la abrasión y al hecho de que las barrenas PDC carecen de piezas móviles que puedan fallar. La siguiente lista resume los principales tipos de formaciones, en orden descendente de dificultad para perforarlas. Las formaciones que se consideran aptas para perforarse con barrenas PDC son las de tipo 1 a 7, si bien en ciertas aplicaciones se puede usar para perforar areniscas blandas (tipo 8) y algunas evaporitas (tipo 9, 10 y 11). Las formaciones de tipo 12 ó de números más altos aún no se pueden perforar con barrenas PDC. •

Arcilla

•

Barro compacto (mudstone)

•

Marla

•

Evaporita

•

Yeso

•

Lutita

204

10. Barrenas

•

Limo

•

Arenisca

•

Anhidrita

•

Caliza

•

Dolomita

•

Conglomerado

•

Horsteno

•

Rocas volcánicas


Debe recordarse que dentro de cada grupo de formaciones hay “subgrupos”, algunos de los cuales no se pueden perforar con barrenas PDC, al menos hasta ahora con la tecnología existente. La resistencia de la roca puede estar relacionada con la litología. Se debe tener cuidado de no equiparar el nombre de la formación con el tipo de roca, especialmente cuando se trata de lutitas. Algunas formaciones denominadas ”lutitas” no coinciden con la definición. Ejemplos de estas anomalías son las lutitas Laffan de Dubai y las lutitas Wolfcamp de Texas, las cuales son rocas de carbonato. En las tablas 10.1, 10.2 y 10.3 se proporciona una guía para seleccionar una barrena tricónica o PDC para perforar.

205

10. Barrenas


Tabla 10.1Características de diseño, construcción y funcionamiento de las barrenas de dientes de acero maquinado.

206

10. Barrenas


Tabla 10.2Características de diseño, construcción y funcionamiento de las barrenas de dientes de insertos de carburo de tungsteno. Clasificación de la Barrena

Formación Medio Suave

Formación Media

Tipo de Barrena

511, 514, 516 521, 524, 526

531, 534, 536, 611, 614, 616

Formación Media

621, 624, 626, 711, 714, 716

Dura

Formaciones Extremadamente Duras

721, 724, 726, 811, 814, 816

Descripción de la Formación ó Roca

Estructura Cortadora

Excentricidad y Ángulo de Cono

Suaves no consolidadas baja resistencia a la compresión y alta perforabilidad tales como arcillas, lutitas, sal, etc. De intervalos considerables.

Insertos blandos: insertos en forma de dientes de extensión máxima.

Insertos blandos proveen acción rascadora y raspadora.

Intercalaciones más blandas de formaciones duras (caliza, dolomitas y lutitas arenosas duras).

Intercalaciones medias en formaciones duras (pedernal, granito, basalto, formaciones cuarcíticas).

Las más duras de las formaciones duras y abrasivas (cuarcitas y arenas cuarcíticas duras).

Tamaño de los Baleros y Espesor de la Concha Los insertos blandos proveen conchas de cono más delgadas y baleros más pequeños.

Acción Cortadora

Principalmente rascado-raspado con un mínimo requerimiento de astillado triturado.

Fundamentalmente astillado y rascado con algo de acción trituradora.

Insertos medios: insertos en forma de cuña de extensión media.

Insertos medios: acción trituradora con ligero raspado.

Insertos duros: insertos en forma cónica de mínima extensión con máxima resistencia.

Insertos duros: acción trituradora.

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Insertos tipo medio, previsto de una sección de concha más gruesa para mayor resistencia.

Inserto tipo duro, provisto de baleros grandes con una sección de concha gruesa.

Principalmente trituradora con algo de acción rascadora.

Solamente acción trituradora y fracturadora.

10. Barrenas


Tabla 10.3 Formación

GUÍA DE SELECCIÓN DE BARRENAS DE DIAMANTE Tipo de Roca Barrenas PDC Barrenas D.N

Barrenas TSP

Código I. A. D. C. Formación suave con capas pegajosas y baja resistencia compresiva. Formación suave con baja resistencia compresiva y alta perforabilidad. Formación suave a media con baja resistencia compresiva con intercalación de capas duras. Formación media a dura densa con alta a muy alta resistencia compresiva pero no abrasiva o con pequeñas capas abrasivas. Formación dura y densa con muy alta resistencia compresiva y algunas capas abrasivas. Formación extremadamente dura y abrasiva.

Lutita Marga

M 314 M 611 M 612 M 672 M 342

Marga Sal Anhídrita Arcilla

M 312 M 645

D2RI DIX2

Arena Arcilla Yeso

M – 646 M – 346 M – 256

D2R2 M263

T2R8 T646

Arcilla Mudstone Arenisca Caliza Dolomía Anhidrita

D2X5 D4X6

T2X8 T2R8

Siltstone Arenisca mudstone

D5X9 D4X9

D560

Cuarcita Volcánica

D560

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10. Barrenas

10.2

10.2 Tecnología de los cortadores fijos

TECNOLOGÍA DE LOS CORTADORES FIJOS

Barrenas de cortadores fijos Las barrenas de diamante tienen un diseño muy elemental. A diferencia de las tricónicas, carecen de partes móviles, aunque esta característica sería deseable. El material usado para la construcción, además de los diamantes, puede variar según el tipo de las barrenas y de las características de los fabricantes. Normalmente el cuerpo fijo de la barrena puede ser de acero o de carburo de tungsteno (matriz) o una combinación de ambos. Estas barrenas son fabricadas con diamante natural o sintético, según el tipo y características de la misma. La dureza extrema y la alta conductividad térmica del diamante lo hacen un material con alta resistencia para perforar en formaciones duras a semiduras, y en algunos tipos de barrenas, hasta formaciones suaves. Las barrenas de diamante, a excepción de las barrenas PDC, no usan toberas de lodos para circular el fluido de control para aprovechar su hidráulica. Están diseñadas de tal manera que el fluido de perforación pueda pasar a través del centro de la misma, alrededor de la cara de la barrena y entre los diamantes por unos canales llamados vías de agua o de circulación. (Fig.10.1)

Figura 10.1 Barrena de diamantes

209

10. Barrenas


Los conductos para encauzar el fluido de perforación (vías de agua), en las barrenas de diamantes no son tan variables como los de las barrenas de chorro con toberas. Estas tienen dos configuraciones básicas, el flujo con matriz y el flujo radial, también existen variaciones de cada tipo, así como combinaciones de ambos. Por la configuración de este tipo de barrenas, el fondo del agujero se encuentra junto a las vías de circulación para crear restricciones al flujo, y así forzar el fluido de perforación a través del diamante para limpiar y enfriar la barrena y, a la vez, cortar la roca por fricción y compresión. Por lo general entre más dura y más abrasiva sea la formación, más pequeño será el diamante que se debe usar en la barrena. Códigos IADC para barrenas de cortadores fijos La IADC desarrolló un sistema de codificación para la identificación de barrenas de cortadores fijos que incluye a todos los tipos: diamante natural, compactos de diamante policristalino (PDC) o de diamante térmicamente estable (TSP). Este código consiste en cuatro caracteres (una letra y tres números) que describen siete características básicas: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Tipo de cortadores. Material del cuerpo de la barrena Perfil de la barrena. Diseño hidráulico para el fluido de perforación. Distribución del flujo. Tamaño de los cortadores. Densidad de los cortadores.

En función de la identificación con el código IADC, existen por lo menos cinco aspectos fundamentales en el diseño de las barrenas de diamante: la forma de los cortadores, ángulos de inclinación lateral y de retardo, tipo de protección al calibre y longitud de la sección del calibre. Si bien todos ellos son factores importantes en el desarrollo de las barrenas de diamante, lo que se pretende con este código IADC es dar una idea del tipo de barrena y lograr que se identifiquen fácilmente sus principales características. Cabe hacer notar, que a diferencia del código IADC para barrenas tricónicas, el código IADC para barrenas de diamante no los relaciona con la formación por perforar. Únicamente, como ya se mencionó, se pueden identificar sus características más elementales (Ver tablas de códigos IADC en el manual para Perforador-Cabo. Capítulo 5. Barrenas).

210

10. Barrenas


Barrenas de diamante natural Las barrenas de diamante natural, al igual que las de otros tipos de diamante, tienen un cuerpo fijo cuyo material puede ser de matriz o de acero (ver Fig. 10.1). El tipo de flujos es radial o de contramatriz, y el tipo de cortadores es de diamante natural incrustado en el cuerpo de la barrena, con diferentes densidades y diseños como se clasifica en el código IADC. El uso de estas barrenas es limitado en la actualidad salvo en casos especiales para perforar formaciones muy duras, y cortar núcleos de formación con coronas de diamante natural (Fig. 10.2).

Figura 10.2 Coronas de diamante natural.

Otro uso práctico es la aplicación de barrenas desviadoras (Side Track), para desviar pozos en formaciones muy duras y abrasivas (Fig. 10.3).

Figura 10.3 Barrenas desviadoras (SIDE TRACK)

211

10. Barrenas


El mecanismo de corte de este tipo de barrenas es por fricción y arrastre, lo cual genera altas temperaturas. El tipo de diamante utilizado para su construcción es el diamante en su forma natural y no comercial; el tamaño varía de acuerdo con el tipo de diseño de la propia barrena: entre más dura y abrasiva sea la formación, más pequeño será el diamante que se debe usar. Los diamantes utilizados para este tipo de barrenas son redondos, pero de forma irregular. El diamante natural es una forma cristalina y pura de carbón con una estructura cúbica de cristal. Es el material más duro hasta ahora conocido y en su forma natural el 80% de los diamantes es para uso industrial, mientras que el solo 20% son para gemas de calidad tras varios procesos de limpieza y depuración. Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP) El diseño de las barrenas de diamante térmicamente estable (TSP), al igual que las de diamante natural, es de un solo cuerpo sin partes móviles. Son usadas para perforación de rocas duras como caliza dura, basalto, y arenas finas duras, entre otras. Son un poco más usadas para la perforación convencional que la barrenas de diamante natural. La Fig. 10.4 muestra el tipo de barrena de diamante TSP.

Figura 10.4 Barrenas de diamante TSP

El uso de las barrenas TSP también es restringido por que, al igual que las de diamante natural, presentan dificultad en su uso por restricciones de hidráulica. Así las vías de circulación están prácticamente en contacto directo con la formación y, además, se generan altas torsiones en la tubería de perforación por la rotación de las sartas, aunque en la actualidad se pueden usar con motores de fondo.

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10. Barrenas


Este tipo de barrenas usa como estructura de corte, diamante sintético en forma de triángulos pequeños no redondos, como es el caso de las barrenas de diamante natural. La densidad, tamaño, y tipos son características que determinan cada fabricante. Estas barrenas también tienen aplicación para cortar núcleos y desviar pozos cuando así lo amerite el tipo de formación. Las barrenas TSP originalmente fueron diseñadas con diamante sintético fabricado en 1955, por la General Electric. Esta enorme compañía diseñó aparatos capaces de obtener presiones de 100,000 psi y más de 70,000º F de temperatura simultáneamente. Esto no fue fácil, sin embargo se tuvo éxito en la sintetización de diamantes que es, precisamente, otra forma de carbón. Barrena de compacto de diamante policristalino (PDC) Las barrenas PDC pertenecen al conjunto de barrenas de diamante con cuerpos sólidos y cortadores fijos y, al igual que las barrenas TSP, utilizan diamante sintético. Su diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de pastillas (compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la barrena de diamante natural y las TSP, su diseño hidráulico se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual que las barrenas tricónicas. El mecanismo de corte de las barrenas PDC es por arrastre. Por su diseño hidráulico y el de sus cortadores en forma de pastillas tipo moneda y, además, por sus buenos resultados en la perforación rotatoria, este tipo de barrenas es la más usada en la actualidad para la perforación de pozos petroleros. También representa muchas ventajas económicas por su versatilidad. Por su diseño y características, las barrenas PDC cuentan con una gran gama de tipos y fabricantes, especiales para cada tipo de formación: desde muy suaves hasta muy duras, y en diferentes diámetros según el diseño de los pozos. Además, estas barrenas pueden ser rotadas a alta velocidades, utilizadas con turbinas o motores de fondo, con diferentes pesos sobre barrena y por su alta resistencia, así como fácil manejo según las condiciones hidráulicas. La experiencia de campo con estas barrenas ha creado entre el personal operativo la creencia de que contribuyen al incremento del ángulo de desviación del pozo. Esto no ha sido comprobado totalmente; lo cierto es que la teoría de fabricación de estas barrenas es de efecto contrario, pues por su cuerpo fijo, tiende a la estabilización del pozo.

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10. Barrenas


Una desventaja de este tipo de barrenas son los problemas de acuñamiento en formaciones deleznables y en pozos donde se debe repasar el agujero por constantes derrumbes de la formación. Este fenómeno contribuye a que la formación las atrape más fácilmente que una barrena tricónica. Una secuencia lógica para selección adecuada de una barrena PDC contempla los siguientes pasos: a). Obtener información de los pozos prospecto: identificar el objetivo del pozo, diámetro del agujero, datos del intervalo a perforar, tipo de formación, contacto geológico, litología, condiciones y requerimientos especiales del pozo, determinación de restricciones e indicaciones de la perforación. b). Seleccionar la estructura de corte, cuerpo y perfil de la barrena: identificar el tipo, tamaño, densidad, distribución e inclinación de los cortadores. También el tipo de perfil y cuerpo de la barrena lo cual ayudará a la óptima estabilización y agresividad durante la perforación. c). Elaborar análisis económico: identificar la ganancia o ahorro esperado con el uso de este tipo de barrenas con base en el costo por metro y rentabilidad económica, entre otros. d). Seleccionar el diseño hidráulico: identificar la hidráulica óptima para perforar, así como el tipo de fluido de control usado, con base en la limpieza de los recortes y el enfriamiento de la barrena. Barrenas especiales • • •

Barrenas desviadoras Barrenas monocónicas Barrenas especiales

Las barrenas de chorro desviadoras a veces se emplean para la perforación direccional de formaciones blandas durante operaciones de desviación del agujero. La tubería de perforación y la barrena especial son bajadas dentro del agujero; y el chorro grande es apuntado de modo que, cuando se aplica presión de las bombas, el chorro deslava el lado del agujero en una dirección específica. Una barrena considerada para trabajar en condiciones especiales es la barrena para perforar con aire. Las barrenas de chorro de aire están diseñadas para la perforación con aire, gas ó neblina, como medio de circulación. Estas barrenas están provistas de conductos para circular parte del aire, gas ó neblina a través de los cojinetes no-sellados, con el fin de enfriarlos y mantenerlos limpios.

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10. Barrenas


Los filtros de tela metálica colocados sobre la abertura de la entrada de aire evitan que los ripios, u otras materias extrañas, obstruyan los cojinetes. Además, existen otros tipos de barrenas especiales que, como su clasificación lo indica, se usan para operaciones muy específicas y, por lo tanto, no se considera su análisis económico comparativo para su aplicación directa. Entre estas se pueden mencionar: las barrenas ampliadoras, las barrenas para cortar tuberías de revestimiento, barrenas para perforar diámetros demasiado grandes o pequeños, con aplicación de tubería flexible etcétera.

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10. Barrenas

10.3

10.3 Problemas más comunes en las barrenas

PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LAS BARRENAS

Factores que afectan el desgaste de las barrenas Los factores que afectan el desgaste de las barrenas se puede dividir en: geológicos, operativos, de manejo y de transporte. Los dos últimos parámetros pueden obviarse; pero el primero debe ser bien estudiado antes de definir el tipo de barrena que se va a utilizar. Esto permitirá minimizar el desgaste y determinar su rendimiento de operación sobre las formaciones que se van a perforar. Factores geológicos El factor más importante para la selección y operación de una barrena es el conocimiento de la geología del sitio que se va a perforar; es decir las propiedades físicas de la formación, entre las que se pueden mencionar: Abrasividad. La composición de materiales abrasivos en la constitución de la roca (pirita pedernal, magnetita, etc.) son la causa del desgaste prematuro en toda la estructura de una barrena; el calibre es el parámetro más afectado. Resistencia específica de la roca. Está relacionada con la litología y los eventos geológicos que se hayan experimentado. Existen rocas que fueron confinadas a gran profundidad y que posteriormente quedaron a profundidades someras debido a levantamientos tectónicos. Por esto son más compactas que las de tipos similares, pero que no han cambiado de profundidad. La resistencia específica de la roca también depende de la cementación de los granos, forma y tamaño. Factores operativos Estos factores deben de ser diseñados de acuerdo con la geología por atravesar y con la geometría del agujero. Pueden ser modificados en el campo en función del desempeño observado. A continuación se mencionan los principales factores operativos así como las consecuencias inherentes a una inadecuada selección: Peso sobre barrena. A medida que la barrena perfora, los dientes o cortadores se desgastan, por lo que generalmente se le aplica cada vez más peso. Éste es recibido por los conos o por la cara de la barrena. Este aumento de peso puede hacerse hasta lograrse un ritmo de penetración aceptable o hasta llegar al límite prescrito en las recomendaciones de operación de la barrena; en caso contrario la barrena, de conos o de diamante, tendrá un desgaste prematuro.

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10. Barrenas


Velocidad de rotación. La velocidad de rotación suele expresarse con el término “RPM”, o sea Revoluciones Por Minuto. La alta velocidad de rotación, por sí sola, no limita el funcionamiento de las barrenas, principalmente a las de diamante, ya que por su diseño pueden ser usadas como motor de fondo o turbina. En cuanto a las barrenas de conos hay algunas especiales para altas velocidades de rotación; sin embargo, hay otros factores que imponen un valor práctico máximo de RPM en ciertas aplicaciones. Las causas de la limitación son la sarta de perforación y el mecanismo impulsor. Para evitar velocidades críticas debe usarse el sentido común: la velocidad de rotación más adecuada es aquella que produzca un máximo ritmo de penetración, pero sin causar problemas. Debe observarse que en formaciones blandas el aumento de la velocidad de rotación resulta en un aumento proporcional del ritmo de penetración. Es posible que en algunas formaciones más duras ocurra lo contrario debido a que los dientes o cortadores no pueden perforar la roca si se sobrepasa cierto límite de velocidad de rotación y se afecte así el desgaste de las barrenas. Un caso particular son las barrenas de conos diseñadas para ser usadas con motor de fondo o turbina. En estas condiciones la velocidad de rotación es alta (los motores de fondo, dependiendo de su diámetro, tipo, gasto, marca etc., pueden dar una velocidad de rotación de 50 hasta 600 rpm, mientras que las turbinas pueden dar una velocidad de rotación mayor a 1000 rpm), y el diseño específico consiste en mejoras en el sistema de rodamiento e hidráulica; recubrimiento de carburo de tungsteno para proteger de la abrasión las piernas; y mantener el sello durante condiciones de carga extrema: sello y grasa para operar en condiciones de alta temperatura, permite operarlas con seguridad. Limpieza en el fondo del pozo. La limpieza de fondo es también uno de los puntos que afectan el desgaste de las barrenas debido a que el fluido de perforación limpia el pozo al desalojar los recortes. De esta manera evita que la barrena se embole y se deban usar entonces otros parámetros de perforación. También enfría los dientes o cortadores para que permanezcan a menor temperatura; efectúa, además, el enfriamiento y lubricación de la barrena y evita el desgaste por exceso de temperatura. Geometría del agujero. En función de la experiencia, en ciertas situaciones como la de empezar a desviar a un pozo, es necesario utilizar condiciones de operación no tan recomendables como el peso sobre barrena, revoluciones por minuto, la utilización de sartas navegables para aumentar, disminuir o mantener ángulo. En estos casos el desgaste prematuro de la barrena es inevitable, por lo que la experiencia de campo es indispensable para detectar el desgaste que se está ocasionando.

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10. Barrenas


Manejo – Transporte. Otro factor no menos importante de desgaste de las barrenas es su manejo y transporte. Sin importar el tipo de barrena, de conos o de diamante, debe tratarse bajo ciertos cuidados: se debe remover de su embalaje y colocarse sobre madera o alguna alfombra de caucho; nunca se debe rodar una barrena sobre la cubierta metálica del piso de perforación porque en el caso de las barrenas de diamante los cortadores son muy frágiles y pueden astillarse fácilmente. Si la barrena se deja caer por descuido y se rompen algunos dientes o cortadores, es posible que se acorte drásticamente su duración. En ese caso se debe anotar su número de serie, así como su tipo y su diámetro; revisarla en busca de daños que le pudieron haber ocurrido en tránsito y finalmente inspeccionar su interior para determinar si hay objetos extraños que pueden obstruir las toberas. Evaluación del desgaste de barrenas Sistema IADC de clasificación de desgaste El análisis y evaluación de cada barrena gastada puede ser de para decidir el tipo de barrena que se va a utilizar después y si, práctica de operación debe ser modificada. Quien aprende a “leer” cada barrena y entienda bien que significa su aspecto, estará obtener el máximo rendimiento de cada una de ellas.

mucha utilidad en su caso, la el desgaste de muy cerca de

La información que se obtiene al evaluar el desgaste de las barrenas puede ser muy significativa. Este valor fue reconocido por la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación IADC (Interntional Association of Drilling Contractors) hace algunos años, cuando se estableció un sistema mundial para la evaluación de desgaste de las barrenas de conos. Para las barrenas de cortadores fijos, este sistema de evaluación del desgaste no pudo ser aplicado y se tuvo que establecer un nuevo sistema. El sistema de evaluación de desgaste para cortadores fijos fue desarrollado por el Subcomité de Barrenas de Perforación de la IADC en 1987, y revisado en 1991. La tarea de evaluar y clasificar el desgaste de las barrenas representa un punto de gran importancia en aspectos clave para las operaciones de perforación: las revoluciones por minuto; la hidráulica y el peso sobre barrena que influyen en su rendimiento; para aprovechar al máximo su vida útil y así seleccionar mejor el tipo de barrena idóneo para la formación que se va a perforar.

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10. Barrenas


El sistema de evaluación de desgaste puede ser utilizado para todas las barrenas de conos, incluyendo a las de diamante natural (ND), de compactos de diamante policristalino (PDC), de diamante policristalino térmicamente estable (TSP), barrenas impregnadas, coronas y otras barrenas que no son de rodillo y que no utilizan el diamante como elemento cortador. La tabla de evaluación de desgaste adoptada por la IADC incluye todos los códigos necesarios para analizar el desgaste tanto de barrenas de conos como de barrenas de cortadores fijos. En este sistema, el desgaste se divide en ocho factores: las primeras cuatro columnas definen el grado de desgaste de los dientes, insertos o cortadores fijos de las hileras interiores y exteriores ya sea para barrenas de conos ó de diamante, en escala de 0 a 8, con base en la cantidad de desgaste comparada con el tamaño original del diente o el cortador, los números aumentan con la cantidad de desgaste, el “cero” representa sin desgaste y el “ocho” indica desgaste total de los dientes ó cortadores. La primera columna representa los cortadores situados dentro de los dos tercios del radio de la barrena para las de diamante, y para las barrena de conos representa las hileras de dientes interiores. Al evaluar una barrena de diamante desgastada, se debe registrar el promedio de desgaste de los dos tercios del radio, que representa las hileras internas, suponiendo que tenga 6 cortadores con desgaste 8, 6, 7, 4, 2 y 3 respectivamente, el desgaste de la hilera interior será: (8 + 6 + 7 + 4 + 2 + 3) 6

La segunda columna para las barrenas de diamante comprende el tercio restante y para las barrenas tricónicas la hilera de dientes exteriores, si los desgastes de una barrena de diamante 2, 1 y 3 entonces el desgaste de la hilera exterior es: ( 2 + 1 + 3) =2 3 En las barrenas de dientes la experiencia de campo es fundamental para evaluar su desgaste, ya que al analizar la barrena se definirá el desgaste tanto de las hileras interiores como exteriores.

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10. Barrenas


La tercera y séptima columnas sirven para anotar las características de desgaste de la barrena, o sea, los cambios físicos más notorios desde su condición de nueva, como pueden ser: tobera perdida, cono roto, embolamiento, interferencia de conos. La cuarta columna se refiere a la ubicación. Se utiliza para indicar la localización de la característica de desgaste primaria anotada en la tercera columna. La columna número cinco (B), se refiere a los sellos del cojinete, cuando se trata de barrenas de cortadores fijos se marca siempre con una X, puesto que las únicas barrenas que tienen cojinetes son las de rodillos. La columna número seis (G) se refiere al calibre. Se utiliza para registrar la condición del calibre de la barrena. Se registra “I” si la barrena permanece calibrada, de lo contrario, se registra lo descalibrado que está la barrena utilizando una medida lo más cercana posible a 1/16 pg. La última columna del sistema de evaluación de desgaste de la IADC se utiliza para registrar la razón de salida de la barrena. Los puntos anteriores para su mejor compresión se ilustran en la Fig. 10.5

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10. Barrenas


Figura 10.5

Otro punto fundamental y casi no usado es el análisis de los récords de barrenas. Ahí, además de anotar datos como la profundidad inicio y término de perforar, las condiciones de operación, el tipo, las toberas utilizadas, el tiempo de perforación, etc., se incluyen las observaciones, en donde se puedan explicar las condiciones en las que fue operada la barrena, que en muchos casos son especiales, tales como:

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10. Barrenas

• • • • • • • •


Inicio de desviación. Mantener, incrementar o reducir ángulo. Velocidad de perforación controlada por pérdida de circulación, cambio de formación, etc. Utilización de motores de fondo, turbinas y/o sartas navegables. Utilización de martillo en casos de atrapamiento. Perforar con pérdida total de circulación. Perforar con presencia de gases amargos como ácido sulfhídrico y bióxido de carbono. Perforar con condiciones no óptimas de cualquier tipo por incapacidad del equipo de perforación, como el gasto, las revoluciones por minuto, etc.

Con las observaciones mencionadas anteriormente, se tendrá un mejor criterio para evaluar el desgaste y no se sacrificará el uso de un tipo de barrena que ha sido seleccionado correctamente. Esto podría suceder en el caso de una barrena de conos que se ha utilizado para iniciar a desviar, y al evaluarla tenga un excesivo desgaste en los baleros y los metros perforados sean pocos. A simple inspección se supondría que tuvo un bajo rendimiento, pero la realidad es que se utilizó con operaciones drásticas con un fin específico. En el mismo caso podría estar una barrena de diamantes; por esta razón se recomienda llevar los records de las barrenas que se van a evaluar. Aplicaciones prácticas El sistema de evaluación de desgaste de la IADC puede ser utilizado con varios propósitos. Los fabricantes evalúan el diseño y aplicación de las barrenas; el personal técnico evalúa y mejora sus programas de perforación. El sistema puede ser computarizado para construir una base de datos mundial para coordinar las aplicaciones de las barrenas. El objetivo principal de este sistema es obtener un “cuadro estándar” de una barrena, sin importar dónde, o bajo qué circunstancia ha sido utilizada. Algunas compañías que fabrican barrenas efectúan otras evaluaciones de desgaste apegadas a la IADC, con la finalidad de llevar un control más estricto y así efectuar las mejoras necesarias. Como ejemplo se puede mencionar que algunas compañías evalúan los tres conos de las barrenas de rodillos y para las barrenas PDC califican cada uno de los cortadores y la información se divide en nueve categorías. Las dos primeras categorías, las cuales se enumeran, indican la ubicación del cortador en la barrena respecto a las aletas; la tercera categoría identifica el porcentaje de desgaste del cortador mediante un calibrador especial de desgaste. Las dos siguientes categorías indican la condición general de cada cortador y de su soporte; las categorías seis y siete se relacionan con la erosión y las dos últimas con los postes impregnados de diamantes y con cualquier otra

222

10. Barrenas


observación pertinente. Lo anterior con la finalidad de continuar con las mejoras en el rendimiento con base en el diseño. Ejemplos de evaluación de desgaste se pueden observar en las Fig. 10.6 y 10.7

Estructura Cortadora Hilera Interior

Hilera Exterior

6

Estructura Cortadora Hilera Hilera Caract. de Interior Exterior Desgaste 4 5 BT

Ubicació T

Caract. de Ubicación Desgaste

8

B Sellos de Cojinete X

B

RO

G Calibre 1/16” I

T

G

Sellos del Calibre Cojinete 1/16” X

Observaciones Otras Caract.

Razón Salida

WT

PR

1/16

Observaciones Otras Razón Carac. Salida ER DTF

Figura 10.6 Ejemplos de evaluación de barrenas de arrastre (diamante y PDC)

Hilera Interior 1

Hilera Interior 0

Estructura Cortadora Hilera Caract de Ubicación Exterior Desgaste 0

NO

A

Estructura Cortadora B G Hilera Caract. de Ubicación Sellos de Calibre Exterior Desgaste Cojinete 1/16” 1 WT A E I

B Sellos de Cojinete

G Calibre 1/16”

E

I

Observaciones Otras Razón Caract. Salida NO

Figura 10.7 Ejemplos de evaluación de barrenas de conos

223

BHA

Observaciones Otras Razón Carac Salida NO TQ

10. Barrenas

10.4

10.4 Análisis del costo por metro

ANÁLISIS DEL COSTO POR METRO

En el manual para Perforador-Cabo, se proporcionó la fórmula del costo por metro perforado, para evaluar el rendimiento económico de una barrena. En este caso analizamos por medio de una gráfica los costos que se involucran en la misma.

C=

B + R (T + Tv + Tc ) M

Costo fijo = B +R (Tv + Tc) M

Independiente de las condiciones de operación de la barrena (P. S. B. y r.p.m.)

Costo de rotación = R + T M

Está en función de las condiciones de operación de la barrena.

Costo total = Costo fijo + Costo de rotación = C Nota: A partir del costo mínimo se incrementa el costo, suponiendo desgaste de la barrena. .

224

10. Barrenas

10.5

10.5 Análisis de igualdad de costo entre barrenas

Análisis de igualdad de costo entre barrenas

La fórmula del costo por metro se puede emplear para comparar costos usando barrenas de diamante contra barrenas convencionales o comparar las ventajas económicas relativas con tipos diferentes de barrenas de diamante. Anteriormente, a raíz de la introducción de las barrenas de diamante, casi todas las comparaciones se hacían con barrenas convencionales. Hoy, sin embargo, un creciente número de las evaluaciones se hacen para comparar el rendimiento de diversas barrenas de diamante. El costo previsto por metro perforado para una barrena propuesta suele compararse con el costo real de otras barrenas empleadas para perforar en la misma región y bajo condiciones similares de perforación. Los pozos que se usan para hacer las comparaciones suelen denominarse “vecinos”, o pozos de correlación (pozos offset). En general, la comparación es más válida mientras más cercano esté el pozo vecino a la localización propuesta y mientras más parecidos sean los parámetros de perforación. Cuando se propone usar una barrena de diamante en regiones donde se usan barrenas tricónicas convencionales, es muy útil efectuar un análisis de “IGUALDAD DE COSTO”, también conocido como “NI GANAR, NI PERDER” (BREAK EVEN). El punto break even se refiere simplemente a los metros perforados y las horas requeridas a tratar de igualar el costo por metro que se pudiera obtener para un pozo en particular si no se hubiese usado una barrena de diamante. Para obtener “igualdad de costo”, se tiene que usar, para fines comparativos, un buen récord de barrenas de un pozo vecino. Si se usa el siguiente registro de barrenas de 8 ½ pg tipo 517 que perforaron de 4000 a 4915 m, se puede determinar si una barrena de diamante resulta económica. Costo de Barrena. 1,000 1,000 1,000 4,350 4,350

Metros Perforados 198 160 130 168 259

Horas de Perforación 16 15 15 20 20

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ROP 12.37 10.66 8.66 8.40 8.63

10. Barrenas


Rendimiento de pozo vecino: Total de horas de rotación = 96 Tiempo total de viaje = 51 horas Costo del equipo = 500 $/Hr Costo total de barrenas = $11,700 Total de metros perforados = 915 m Entonces el costo por metro del pozo vecino para el intervalo de 4000 a 4915 m es: C/P =

9700 + 500 + (96 + 51) = 90.92$ / m 915

Para determinar si una aplicación es apta para una barrena de diamante, los rendimientos del pozo vecino se conocen, pero el rendimiento de la barrena se estima. Así, se tiene que asumir cuántos metros hay que perforar o el ritmo de penetración (ROP) que debe lograr la barrena en cuestión. Suponiendo los metros perforados se emplea, entonces, la siguiente fórmula para calcular el ritmo de penetración para ni ganar, ni perder:

C=

R ( R xT + B) C/P− M

Donde: R = Costo de equipo ($/Hr) C/P = Costo por metro del pozo vecino ($/Hr) T = Tiempo de viaje, barrena de diamante B = Costo de la barrena de diamante M = Metros perforados por la barrena de diamante asumido ROP = Ritmo de penetración de igual costo (Ni ganar ni perder) Entonces, si se tiene: R = 500$/Hr C/P = $ 90.92 T = 11Hr

226

10. Barrenas


B = $ 15700 M = 915 m Así:

ROP =

500 = 7.3m / hr (500 x 11 + 15700) 90.92 − 915

La barrena PDC tiene que perforar los 915 m a un ritmo de penetración de 7.3 m/Hr para igualar el costo por metro del pozo vecino de $ 90.92 para los mismos 915 m. Si la velocidad de perforación se asume, se usa la siguiente fórmula para calcular el break even de metros perforados:

Fbe =

R xT + B C / P − R / ROP

Donde: Fbe = Metros perforados para igual costo ROP = Régimen de penetración supuesto (m/Hr) Entonces: en el ejemplo anterior, si se asume un ritmo de penetración de 30 m/Hr tenemos:

Fbe =

500 x 11 + 15700 = 285 m 90.92 − 500 / 30

En este caso la barrena de diamante solamente tiene que perforar 285 m para llegar al punto de igualdad de costo.

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10. Barrenas


Determinación del momento óptimo para el cambio de barrena Un método experimentado para determinar el momento preciso para suspender la perforación y efectuar un cambio de barrena consiste en ir calculando los costos por metro parciales y graficar (Gráfica 10.4) los mismos contra el tiempo.

Tiempo (Horas) Gráfica 10.4

El costo por metro perforado al inicio de la perforación con cualquier tipo de barrena representará siempre el costo por metro más alto debido a que los metros perforados son pocos. Lo anterior se observa en la gráfica 2: conforme se incrementa la longitud perforada, y el tiempo, se tendrá una tendencia a disminuir el costo por metro, como se muestra en la región 0A de la gráfica 2. Posteriormente tendrá un comportamiento más o menos constante, después de la estabilización del costo por metro (región AB) y, finalmente, se observará que se incrementa el costo por metro (de la región B en adelante). Esto podría indicar que la vida útil de la barrena ha terminado. El costo por metro aumenta en razón del grado de desgaste que ha alcanzado la barrena en su estructura de corte, en el caso de barrenas de diamante o en el sistema de rodamiento para el caso de barrenas de conos.

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10. Barrenas


De lo anterior se concluye que el momento óptimo para efectuar el cambio de barrena es el punto B. es obvio que a partir de éste, el costo por metro se empieza a incrementar porque se incrementa el tiempo de perforación y no así los metros perforados. La aplicación de este método puede complicarse si no se tiene la experiencia de campo suficiente para visualizar qué está pasando con todos los parámetros involucrados: si el contacto geológico es el mismo, puesto que tienen propiedades en algunos casos totalmente diferentes, y la dureza, el factor más importante en cuanto al rendimiento de barrena. Lo que no sería recomendable es cambiar la barrena si los tiempos de perforación se incrementan y mucho menos si la barrena que se está utilizando puede perforar en el cambio de contacto geológico. Otros puntos que se deben considerar pues suelen dar un inicio equivocado de que la barrena utilizada no es la más adecuada, son los siguientes: • • • •

Efectuar un cambio de fluido por alguna razón operativa. Iniciar a desviar, incrementar, disminuir o mantener ángulo y rumbo. Cambiar los parámetros de perforación por alguna circunstancia obligada, como el peso sobre barrena, revoluciones por minuto, gasto, etcétera. La inclusión o eliminación de sartas navegables, puesto que en la sarta de perforación puede incluir motores de fondo o turbinas y lógicamente esto modifica las condiciones de operación.

Una vez mencionado lo anterior y tomando en cuenta que no siempre será fácil elaborar la gráfica del costo por metro parcial contra el tiempo de perforación en el pozo, por las condiciones propias del trabajo, se ha definido un parámetro llamado “TIEMPO MÁXIMO PERMISIBLE” (TMP), el cual se calcula con la siguiente fórmula:

TMP = (Cp / R) (60) El Tiempo Máximo Permisible se refiere a que se debe detectar el punto de menor costo por metro parcial para dar por terminada la vida de la barrena, pero CON UNA TOLERANCIA para compensar los errores en la medición y registro de los datos puesto que en el equipo de perforación no puede tenerse exactitud al marcar un metro sobre la flecha y se perdería el tiempo.

229

10. Barrenas


De esta manera cuando ya se tiene calculado el costo por metro parcial en un momento dado, simultáneamente se calcula el tiempo máximo permisible correspondiente, que será la base de comparación para los metros que se perforen a continuación. Este tiempo máximo promedio expresa los minutos que deberán emplearse para perforar el o los metros siguiente. Cuando la penetración real en minutos por metro es mayor que el tiempo máximo permisible indica que el costo por metro parcial está aumentado y el momento de sacar la barrena para cambiarla se aproxima. Por lo contrario, si la penetración real es menor que el tiempo máximo permisible, entonces indica que el costo por metro parcial sigue disminuyendo y la perforación aún es costeable. Ahora, si la tolerancia que se mencionó se aplica como igual a un 10 % se podría decir que a 3185 m el TMP que es 13.3 min/m más el 10 % de tolerancia, significa que los siguientes metros deberán perforarse en un tiempo máximo de 14.6 minutos cada uno para que sea aún costeable continuar perforando con esa barrena. Sin olvidar que los aspectos prácticos mencionados anteriormente se deben tomar en cuenta para tomar decisiones.

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10. Barrenas

10.6

10.6 Aplicaciones

APLICACIONES

¿Qué es una barrena? La herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotaria. ¿Qué información se necesita para seleccionar una barrena? • • • • • • • • • • •

Evaluación de desgaste de barrenas empleadas previamente. Evaluación de rendimiento de pozos vecinos. Registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo (si se tienen). Datos sísmicos del área. Software especializado de cálculo y análisis para la selección. Propiedades de los fluidos de perforación por emplearse con esta barrena. Tablas e información geológica. Catálogos de barrenas. Boletines sobre las características de las barrenas. Tablas comparativas de barrenas. Clasificación de barrena (ejemplo del IADC).

¿Cuál es la función de la barrena? Remover a la roca (ripios de ésta) mediante el vencimiento de su esfuerzo de corte, o bien, removerla mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión. ¿Cuáles son los tipos de barrenas? • • •

Barrenas tricónicas Barrenas de cortadores fijos (PDC) Barrenas especiales

Actividad.- Con base a sus conocimientos y experiencia adquirida en el campo ó área donde labora, seleccione una barrena tricónica y una PDC para dos diferentes formaciones: Formación

Tipo de barrena

231

Código IADC.

11. TERMINACIONES

233

11. Terminaciones

11.1

11.1.Accesorios de aparejos de producción

ACCESORIOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN

Los accesorios de producción varían de acuerdo al tipo de terminación que se haya elegido, sin embargo podemos mencionar los más importantes en cuanto se refiere a las terminaciones sencillas, entre estos accesorios podemos mencionar: Equipo de control subsuperficial. Dentro de este equipo podemos mencionar: Las válvulas de seguridad con las cuales se obstruye la tubería de producción en algún punto abajo del cabezal cuando los controles superficiales han sido dañados o requieren ser completamente removidos. Reguladores y estranguladores de fondo los cuales reducen la presión fluyente en la cabeza del pozo y previene el congelamiento de las líneas y controles superficiales. Válvulas check que previenen el contraflujo en los pozos de inyección. Estos instrumentos pueden ser instalados o removidos mediante operaciones con cable. Ya que estos accesorios son susceptibles al daño, debe pensarse en una buena limpieza antes de instalar un dispositivo de control superficial. Sistemas de seguridad Los sistemas de seguridad superficial son la primera línea de protección contra cualquier daño en los accesorios superficiales. Estos sistemas generalmente consisten de válvulas cerradas, las cuales se mantienen abiertas por medio de gas a baja presión que activa un pistón de la válvula. Si la presión de gas es purgada, la acción de un resorte interno cierra la válvula contra la línea de presión. Empacadores de producción Estos son clasificados generalmente en dos tipos: permanente y recuperable. Algunas innovaciones incluyen niples de asiento o receptáculos de estos. Los empacadores deben ser corridos cuando su utilidad futura sea visualizada para que no resulte en gastos innecesarios que deriven en costosas remociones. Los empacadores sirven para varios propósitos entre los cuales podemos mencionar la protección de la tubería de revestimiento de las presiones, tanto del pozo como de las operaciones de estimulación, y sobre todo de fluidos corrosivos; el aislamiento de fugas en la tubería de revestimiento, el aislamiento de disparos cementados a presión forzada, o intervalos de producción múltiple, cancelación

235

11. Terminaciones

11.1.Accesorios de aparejos de producción

de los cabeceos o el suaveo de fluidos, auxilio de instalaciones artificiales, en conjunto con válvulas de seguridad, o para mantener fluidos de “matar” o fluidos de tratamiento en el espacio anular. El empacador puede ser descrito como un dispositivo que bloquea el paso de los fluidos al espacio anular o del espacio anular a la tubería de producción. La mayoría de las aplicaciones de los empacadores son simples y sencillas, por lo que no requieren más que proporcionar el peso de la tubería de producción suficiente sobre el empacador para garantizar el sello. Existen otras aplicaciones donde se deben tomar consideraciones de extrema precaución para el anclaje del mismo, sobre todo en el tipo de aplicación peso para que no falle en la utilización especifica en el pozo.

236

11. Terminaciones

11.2

11. 2 Selección de empacadores

SELECCIÓN DE EMPACADORES

Para hacer una buena selección de un empacador se debe tomar los siguientes parámetros: • • • • • •

Diámetro de la tubería de revestimiento o agujero descubierto en caso del tipo inflable. Grado y peso de la tubería de revestimiento. Temperatura a la que estará sometido. Presión de trabajo. Tensión y compresión. Diseño de operación.

Consideraciones generales en la selección de los empacadores. La selección involucra el análisis anticipado de los objetivos de las operaciones del pozo, como son la terminación, la estimulación y los trabajos futuros de reparación. Se deben considerar los costos de estos accesorios, así como los mecanismos de sello y empacamiento mecánico, la resistencia a los fluidos y presiones, su capacidad de recuperabilidad o no, sus características para las operaciones de pesca o molienda, si hay posibilidad de efectuar operaciones con cable a través de él. También deben considerarse los cambios en la temperatura y la presión. Tipos de empacadores A continuación se describen algunos tipos de empacadores más comunes que existen en el mercado actual. Empacadores recuperables. Existen diferentes tipos de empacadores de esta categoría, los cuales van desde empacadores que se anclan con el peso, hasta anclados por tensión o de anclaje mecánico o hidráulico, dependiendo de las operaciones que se realicen en los intervalos de producción. La función que cumplen viene siendo la misma que la de todos los empacadores y sus principios de operación varían muy poco, estos empacadores pueden ser recuperados y reutilizados aplicándoles un mantenimiento mínimo en cada ocasión. Empacadores permanentes. Como su nombre lo dice, estos accesorios se colocan en los pozos para quedar en forma permanente, también tiene accesorios adicionales que permiten utilizarlos como tapones puente temporal, para cementaciones forzadas, o para realizar fracturas arriba del empaque. Este tipo de

237

11. Terminaciones


empacadores permite realizar operaciones donde se tienen presiones altas, y en algunas ocasiones, dependiendo del tipo de terminación o mantenimiento que se tenga en un pozo, pueden ser utilizados como retenedores de cemento para realizar operaciones de cementación forzada en un intervalo de abandono definitivo, para posteriormente probar un intervalo superior de interés. Consisten de uno o más elementos de empaque y dos juegos de cuñas, pueden ser introducidos al pozo mediante tubería de producción o cable conductor con alguna forma de carga explosiva, manipulación de tijeras o dispositivos hidrostáticos. Estos empaques resisten altas presiones diferenciales de arriba o abajo sin que sufra algún movimiento, generalmente son construidos de hierro fundido centrifugado y las cuñas son de acero de bajo carbón con la finalidad de que puedan ser molidos con facilidad. Empacadores de ancla. Consisten simplemente de un elemento de empaque, el cual puede ser comprimido y de esta manera forzarlo a expanderse hasta la tubería de revestimiento, por la aplicación de peso sobre el elemento de sello con la tubería de producción. Empacadores de agarre de pared o de anclaje por peso. Este tipo consiste generalmente de un elemento de sello, un juego de cuñas y cono, dispositivo de fricción y un mecanismo “J”. Este empacador es accionado por rotación de la tubería de producción para soltar el mecanismo “J” o por movimiento de la tubería tanto en sentido ascendente como descendente y resiste altas presiones diferenciales. Empacadores con paso de desviado. Este otro tipo consiste de un elemento de empaque alrededor de un aparejo de tubería de producción en adición a algún dispositivo de paso de fluido a través del elemento de empaque. Estos a su vez pueden ser clasificados en tipo ancla (BP-2 de Camco) que consta de un elemento de empaque únicamente o del tipo de agarre de pared con un mecanismo de desanclaje. Los empacadores anteriormente citados son utilizados en cámaras de acumulación en instalaciones de bombeo neumático o para aislar fugas en tuberías de revestimiento. Empacadores de Cabeza de Control. Estos empacadores están provistos con un dispositivo de igualación arriba del mismo, sin que sea necesario levantar la columna de fluido arriba del empacador y sin desempacar el elemento de sello del mismo.

238

11. Terminaciones


Empacadores Hidráulicos. Estos empacadores pueden ser permanentes o recuperables con cuñas o sin cuñas, generalmente se accionan por presión hidrostática en la tubería de producción, aplicada a través de ella desde la superficie. Empacadores Múltiples. Los empacadores múltiples pueden ser de cualquiera de los tipos antes mencionados. Éstos están simplemente construidos para alojar dos o más aparejos de tubería de producción a través de ellos y pueden ser colocados hidráulicamente, pero también existen algunos tipos que se colocan con la o las tuberías de producción. Anclas Hidráulicas. Son usadas en conjunto con los empacadores y son operadas hidráulicamente, una alta presión en la tubería de producción forzará las cuñas hacia afuera contra la tubería de revestimiento, proporcionando de esta forma al empacador de una conexión mecánica que lo detendrá evitando cualquier movimiento entre la tubería de producción y la de revestimiento.

Empacador recuperable hidráulica

Empacador permanente

Empacador de agarre de

Empacador con paso de

pared

desviado

Empacador hidráulico

Figura 11.1 Tipos de empacadores

239

Empacador múltiple

Ancla

11. Terminaciones


Factores que afectan el peso de la tubería de producción sobre el empacador Hay un gran número de factores que pueden aumentar o disminuir el peso sobre el empacador después de anclado, en la mayoría de los casos, el efecto de estos factores se pasa por alto. Se debe considerar si existe la posibilidad de que alguno de estos factores aumente, en este caso se tomará en cuenta cuando se determine el peso que se va a dejar sobre el empacador. a. Factores que tienden a aumentar peso (incrementan la longitud de la tubería), a un empacador ya colocado. ð ð ð ð

Fricción entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. Incremento de la temperatura promedio en la tubería de producción. Incremento de la presión en el espacio anular. Decremento de la presión en la tubería de revestimiento por efecto de flotación y contracción radial extendiendo su longitud.

b. Factores que tienden a disminuir el peso (acortando la tubería) a un empacador anclado. ð Decremento en la temperatura promedio en la tubería de producción. ð Decremento de la presión en la tubería de revestimiento. ð Incremento en presión de la tubería de producción por incremento del efecto de flotación y expansión radial acortando su longitud. c. Fricción Se presenta generalmente entre la tubería de producción y la de revestimiento, especialmente en pozos desviados, tenderá a disminuir el total del peso de la tubería de producción aplicado sobre el empacador. Existe la posibilidad en estos casos que durante la vida del pozo, la tubería de producción se asiente aumentando peso al empacador. El peso del aparejo de la tubería de producción puede ser calculado, al igual que el total de pérdida del peso del mismo. El total de pérdida del peso se debe al efecto de flotación de la tubería de producción en el fluido (lodo o aceite) contenido en la tubería de revestimiento, éste puede calcularse y ser deducido del peso total de la tubería de producción, si el indicador de peso muestra un decremento considerable en el peso de la tubería de producción que el calculado, debe asumirse que la fricción entre las tuberías de producción y revestimiento están soportando mucho del peso del aparejo. Por lo tanto debe incrementarse el peso a las 4.5 o 5.5 ton. recomendadas para compensar el efecto por fricción.

240

11. Terminaciones


Ejemplo: Datos: • Tubería de producción 2”, 7.00 kg/m. • Fluido de 1.20 gr/cm3. • Profundidad 3048.0 m. • La tubería a la profundidad citada pesa 21,345 kg (en el aire). • Por efecto de flotación 18,082 kg. • Peso del block 8,000 kg. Si el indicador de peso muestra aproximadamente 23,000 kg, después que la tubería de producción es bajada lentamente y luego detenida, a la fricción se le atribuirán 3,000 kg. Puede hacerse una comprobación levantando la tubería muy lentamente. El indicador de peso debe leer algún peso arriba de 26,000 kg, probablemente alrededor de 29,000 kg, entonces debe asumirse que 3,000 kg del peso de la tubería están soportados por la fricción de los coples, y parte de este peso se aplicará al empacador al estar fluyendo el pozo. Conexiones superficiales de control Cada uno de los sistemas artificiales de producción tiene su sistema de conexiones superficiales, inclusive puede cambiar dependiendo del sistema artificial de que se trate, en el caso del sistema de bombeo mecánico cambia hasta por el tipo y marca de cada uno de ellos. Conexiones superficiales para el sistema de bombeo neumático En la figura 11.2 se muestran las conexiones superficiales típicas que se utilizan en los aparejos de bombeo neumático.

241

11. Terminaciones


Figura 11.2 Conexiones superficiales para bombeo neumático

Conexiones superficiales para el sistema de bombeo mecánico Respecto a este sistema artificial de producción varia en cuanto al tipo y marca de su diseño, por ejemplo en el caso de bimbas convencionales, en la siguiente figura se muestra algunos de sus accesorios (Figuras 11.3, 11.4 y 11.5).

242

11. Terminaciones


Figura 11.3

Figura 11.4

Figura 11.5

243

11. Terminaciones


Conexiones superficiales para el sistema de bombeo electrocentrífugo Este sistema normalmente hace uso de un equipo auxiliar que consta de un sistema de generación de 500 kw, un sistema de cuarto de control el cual contiene una unidad de computo, unidad de choque, impresora, transformador, variador de velocidad, además de estos dos componentes se tiene un filtro de armónicas que sirve para evitar las oscilaciones en cuanto a la energía, ya que al paso del tiempo, las variaciones de voltaje pueden dañar el equipo BEC (Fig. 11.6). Primeramente se debe de aligerar la columna hidrostática generada por el fluido de control, una vez que empiece a manifestar el pozo con presencia de aceite se iniciará la puesta en marcha del BEC.

Figura 11.6

244

11. Terminaciones


Conexiones superficiales para el sistema de bombeo Hidráulico En el sistema de bombeo hidráulico, el crudo (o agua) se toma del tanque de almacenamiento y se alimenta a la bomba triple múltiple. El fluido de potencia, ahora con la presión aumenta por la bomba triple, está controlado por las válvulas en la estación de control y distribuido en uno o más pozos. El fluido de potencia pasa a través de las válvulas del cabezal del pozo y es dirigido a la bomba al fondo del pozo. En una instalación de bomba de pistón, este fluido de potencia acciona el motor que a su vez acciona la bomba. El fluido de potencia regresa a la superficie con el crudo producido y es enviado por la tubería al tanque de almacenamiento. Optimización de aparejos de producción Análisis del sistema de Producción de los Pozos La figura 11.7 muestra en general las partes principales que componen el sistema de producción de un pozo. En este apartado analizaremos la importancia de la Ingeniería encaminada a optimizar los accesorios que son introducidos al pozo, y a través de los cuales finalmente se extraen los hidrocarburos líquidos, gases y todos sus derivados. La gran importancia que representa la optimización de estos aparejos, se debe principalmente a que es el único medio mecánico con el cual se cuenta para variar el comportamiento de un pozo.

Figura 11.7 Componentes de un sistema de producción

245

11. Terminaciones


Los fluidos que entran al pozo a través del intervalo disparado o agujero descubierto, vienen fluyendo por el medio poroso de la formación productora pasan a través de la vecindad del pozo y siguen su curso por el aparejo de producción. Estos fluidos a su llegada a la vecindad del pozo requieren ser levantados hasta la superficie. Esta acción necesita la actuación del gradiente de presión fluyendo entre el fondo y el cabezal del pozo. Este gradiente a su vez, consiste de la diferencia de energía potencial (presión hidrostática) y la caída de presión por fricción. La magnitud depende de la profundidad del yacimiento y define el tipo de sistema de producción que va a ser colocado en el pozo. Esto significa que si la presión de fondo es suficiente para levantar los fluidos hasta la superficie se considera un pozo fluyente, en caso contrario se requiere de un sistema artificial, como puede ser el “levantamiento mecánico”, reducción de la densidad del fluido en el pozo y por consiguiente reducción de la presión hidrostática (“gas lift”). Análisis Nodal El análisis nodal puede ser realizado con cualquiera de los software que existen en el mercado (WEM, Flo System, y otros desarrollados por otras compañías de servicio) y nos permite crear un modelo que simula el comportamiento de producción de pozo ajustándolo al gasto y presión de fondo fluyendo del pozo, lo que nos lleva a corroborar o descartar la presencia de daño total del pozo (cuando existen curvas de variación de presión, su interpretación y combinación con el análisis nodal resulta una herramienta muy poderosa para obtener el daño del pozo), para ello requiere de información del yacimiento, datos del pozo y de los fluidos producidos, de esta manera es posible corroborar los datos de daño y demás parámetros del yacimiento. Diseño de Aparejos de Producción Las sartas o aparejos de producción son el medio por el cual se transportan los fluidos del yacimiento a la superficie y pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del yacimiento como: fluyente, de bombeo neumático, bombeo mecánico, bombeo electro-centrífugo y bombeo hidráulico. Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de producción es una parte crítica en cualquier programa de operación durante la intervención de un pozo ya sea en una terminación y/o reparación. En un diseño hay que tomar en cuenta el ángulo del pozo, los fluidos de perforación, peso, velocidad de rotaria y otros procedimientos de operación.

246

11. Terminaciones


Propiedades de la Tubería y de las Juntas Esfuerzo de torsión en las juntas. Es una función de variables como: • • • • •

Esfuerzo del acero Tamaño de conexión Forma de la Rosca Carga Coeficiente de Fricción

El área de piñón o caja controla grandes factores y está sujeta a amplias variaciones. El diámetro exterior de la caja y el diámetro interior determinan los esfuerzos de la junta en torsión, el diámetro exterior afecta el área de la caja y el diámetro interior afecta el área del piñón. Al seleccionar el diámetro interior y exterior se determinan las áreas del piñón y la caja, estableciendo los esfuerzos de torsión teóricos, la más grande reducción de estos esfuerzos de una junta durante su vida de servicio ocurre con el uso del diámetro exterior. Es posible incrementar el esfuerzo de torsión haciendo juntas con diámetro exteriores grandes y diámetros interiores reducidos. Clases de tuberías de producción más usuales: Existen varias clases: a) Clase Nueva.- Se presenta en sus datos de tensión, torsión y presión interna y colapso. b) Clase Premium.- Está basada en una tubería que tiene un uso uniforme y un mínimo de espesor de pared del 80%. Se recomienda que los datos como el grado, peso y rosca de la tubería sean grabadas en la base del piñón. Consideraciones de diseño Factor de Flotación El factor de flotación es un factor muy importante que se debe de tomar en cuenta en los diseños de sartas ya que nos reduce el peso normal de la tubería y se pueden calcular con las siguientes formulas:

247

11. Terminaciones

FF =1 −


d da

Donde: FF = Factor de flotación d = Densidad del lodo da = Densidad del acero = 7.85 gr/cm3 Agentes de corrosión La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por su medio ambiente y los principales agentes que afectan a las tuberías son los gases disueltos (el oxigeno, dióxido de carbono e hidrógeno sulfuroso), sales disueltas (cloro, carbonato y sulfato) y ácidos. La mayoría de los procesos de corrosión envuelven reacciones electroquímicas, el incremento de la conductividad puede dar como resultado altas velocidades de corrosión y los principales factores son: a) El pH b) La temperatura c) La velocidad del flujo d) Heterogeneidad e) Altos esfuerzos Presión del yacimiento Es la presión con la cual aportara la formación productora los hidrocarburos a través del sistema de producción. Es necesario conocer esta presión para identificar el tipo de aparejo a utilizar. Este parámetro puede obtenerse de las curvas de variación de presión. • • •

Índice de producción. Diámetro de Tubería de revestimiento Presión de trabajo

248

11. Terminaciones


Procedimiento para calcular el peso de la tubería de producción dentro del pozo. • •

Obtención del factor de flotación Obtención del peso de la tubería de producción dentro del pozo, el cual puede obtenerse mediante la ecuación siguiente:

PTR o PTP = PTR o PTP x FF Donde: PTR o Ptp = Peso real de la T.P. o T.R.

Ejemplo: Calcular el peso que debe observarse en el indicador de peso al introducir 2,000 mts. de T.P. 2 7/8”, J-55, 6.5 lbs/pie o 9.67 kg/m con un lodo de 1.40 grs/cm3. FF = 1 −

1.40 = 0.821 7.85

Peso de la T.P en el aire = 2,000 x 9.67 = 19,340 Kg = 19.34 toneladas Peso de la T.P en el aire x Factor de Flotación = Peso de la T.P dentro del pozo 19,340 x 0.821 0 15,878.14 Kg. Peso de la T.P dentro del pozo = 15,878.14 Kgs. Procedimiento de diseño de tubería de producción En este apartado solo se mencionarán las consideraciones más importantes que se toman en cuenta para el diseño de una sarta de producción, dentro de estas se consideran las siguientes variables: Wn = Peso nominal de la T.P (lb/pie) Pt = Resistencia a la tensión (lb) Rc = Resistencia al colapso (Psi) Wtp = Peso ajustado de la T.P (lb/pie) (incluye conexión) Pcp = Punto de cedencia promedio (lb/pg2)

249

11. Terminaciones


Mop = Margen de seguridad por tensión (ton) Fsc = Factor de seguridad al colapso (1.125) El procedimiento incluye en términos generales dos etapas, la primera es el diseño de la sarta por Tensión y la segunda el diseño por Colapso. En el diseño por Tensión se utilizan las siguientes formulas:

L=

Pt ( 0.9) − Mop Wn ( Kb )

En el diseño por Colapso la sarta debe estar previamente calculada por Tensión y se utilizan las siguientes formulas.

Z 2 + RY + R 2 −1 = 0 R=

Wap A(Pcp )

Z=

Rct Rcst

Wap = Tensión aplicada a la T.P sobre el punto de interés (Kg) A=

Área transversal del acero (cm2)

Rct =

Resistencia al colapso bajo tensión (Kg/cm2)

Rcst = Resistencia al colapso sin tensión (Kg/cm2)

250

11. Terminaciones

11.3

11. 3 Cambio de preventores por medio árbol de válvulas

CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS

Es necesario que antes de realizar la operación del cambio del arreglo de preventores por el medio árbol de válvulas, consulte el manual de procedimientos técnicos operativos del pozo para realizar el programa de trabajo. A continuación expondremos algunas recomendaciones en forma generalizada para estar preparados antes de realizar dichas operaciones: •

Reunir al personal para dar instrucciones de seguridad y protección ambiental de las operaciones a realizar y de la asignación de responsabilidades.

•

Inspeccionar las condiciones físicas del cople colgador y bola colgadora envolvente o colgador integral, conexiones y superficies de sellos.

•

Verificar las partes integrantes del medio árbol de producción (fig. 11.8).

•

Registrar las características del cople colgador y bola envolvente ó colgador integral en la bitácora, así como otras observaciones que considere importantes.

•

Comunicar a la compañía prestadora de servicios de accesorios del cabezal de producción y a la unidad de prueba hidráulica, que se va a realizar el cambio, para el seguimiento de su programa de trabajo.

251

11. Terminaciones

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21.

11. 3 Cambio de preventores por medio árbol de válvulas

Nomenclatura: Adaptador de pruebas de fondo Válvula de sondeo Brida compañera Portaestrangulador Válvula Válvula Cruceta Válvula Válvula Portaestrangulador Brida Compañera Válvula Maestra Válvula Maestra Bonete Brida Compañera Válvula Válvula Cabezal de Producción Válvula Válvula Brida Compañera

Observaciones:

Figura 11.8 Partes principales del medio árbol de producción

252

11. Terminaciones

11.4

11. 4 Fracturamientos

FRACTURAMIENTOS

Cuando la formación que contiene petróleo no tiene una buena permeabilidad se puede bombear un fluido especial al pozo y se hace pasar a través de la formación a presión, se continúa el bombeo de fluido a presión hasta que la formación falle produciendo una fractura (fig. 11.9). Mientras tanto, materiales como arena, cáscara de nueces, etc. se mezclan con el fluido de fracturación. A estos aditivos se les llama “material de apoyo” o “material sustentante”, porque cuando el fluido de fracturación deja de bombearse el material de apoyo mantiene las fracturas abiertas. Sin el material de apoyo, las fracturas se unirían nuevamente tan pronto se disminuyera la presión sobre ellas. Estas fracturas forman conductos que permiten que el aceite o gas entre al pozo.

Figura 11.9

253

11. Terminaciones

11. 4 Fracturamientos

Una de las operaciones de estimulación del pozo más comunes es la realización de un fracturamiento, hidráulico y la inyección de un ácido dentro de las fracturas, generalmente ácido clorhídrico. Este tipo de estimulación es aplicable únicamente a formaciones calcáreas, con solubilidad al ácido clorhídrico (HCL) mayor del 65%. Los principios básicos y los objetivos del fracturamiento con ácido, son los mismos del fracturamiento hidráulico con sustentante. En ambos casos se pretende producir una fractura conductiva con suficiente longitud para permitir el cambio de patrón de flujo de los fluidos del yacimiento al pozo. La diferencia entre el fracturamiento con ácido y el fracturamiento con sustentante, está en la forma en que se produce la conductividad de la fractura. En el caso del fracturamiento con ácido, éste fluye a través de la fractura, propiciando que las paredes de la misma se disuelvan en forma irregular, dependiendo de la composición mineralógica y de la distribución de minerales en la formación. A medida que el ácido fluye va reaccionando con los minerales de la roca, creando una huella de reacción, en tal forma, que al cerrarse la fractura, los valles y las crestas producidas generan canales altamente conductivos. En general, el fracturamiento con ácido está restringido para calizas y dolomías con la utilización de ácido clorhídrico; sin embargo, se ha tenido éxito con ésta técnica en areniscas que contienen fracturas naturales llenas de carbonatos. La selección entre fracturamiento con sustentante y fracturamiento con ácido, depende de un análisis exhaustivo que tome en consideración estudios de laboratorio y comportamiento de los pozos. Aún cuando el fracturamiento con ácido es operativamente menos complicado que el fracturamiento con sustentante, es en general más costoso, y presenta la ventaja de que no se corre el peligro de arenamiento o el regreso del agente sustentante. En la técnica del fracturamiento con ácido se emplean ácidos concentrados (HCl al 25 ó 26%). En formaciones con altas temperaturas se puede considerar el empleo de la mezcla de HCl con ácidos orgánicos, o sólo el uso de los segundos, como el acético o el fórmico, aún cuando es de menor efectividad. También y con el fin de retardar la reacción entre el ácido y la roca se han empleado ácidos con surfactantes que propician el mojamiento de la roca con aceite. A estos ácidos se les conoce con “químicamente retardados”.

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11. Terminaciones

11.5

11. 5 Aplicaciones

APLICACIONES

•

Obtenga en su área de trabajo un programa de terminación del pozo y relaciónelo con los conocimientos adquiridos en éste tema.

•

Obtenga por parte de PEMEX o de la compañía prestadora de servicio, un diseño de fracturamiento o de estimulación del pozo, así como el procedimiento técnico operativo de la operación de fracturamiento, verificando las medidas de seguridad y protección ambiental.

255

12. PERFORACIÓN DIRECCIONAL

257

12. Perforación direccional

12.1

12.1 Diseño de un pozo direccional

DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL

Aspectos generales La tecnología de perforación direccional tuvo sus inicios en la década de los veinte. En 1930 se perforó el primer pozo direccional controlado en Huntigton Beach, California. En 1943 se perforó el primer pozo de alivio en Conroe, Texas. En nuestro país, el prime pozo direccional registrado fue perforado en 1960 en las Choapas, Veracruz. La perforación direccional es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una trayectoria hacia un objetivo predeterminado, ubicado a determinada distancia lateral de la localización superficial del equipo de perforación. En sus principios esta tecnología surgió como una operación de remedio. Se desarrolló de tal manera que ahora se considera una herramienta para la optimización de yacimientos. Comprende aspectos tales como: tecnología de pozos horizontales, de alcance extendido, y multilaterales, el uso de herramientas que permiten determinar la inclinación y dirección de un pozo durante la perforación del mismo (MWD), estabilizadores y motores de fondo de calibre ajustable, barrenas bicéntricas, por mencionar algunos. Con frecuencia el control de la desviación es otro concepto que se relaciona con la perforación direccional. Se define como el proceso de mantener al agujero dentro de algunos limites predeterminados, relativos al ángulo de inclinación, o al desplazamiento horizontal con respecto a la vertical o a ambos. Se ha tratado el diseño de pozos verticales, considerando la perforación como el proceso unidimensional de penetrar la tierra con la barrena a determinada profundidad vertical. Sin embargo, la perforación es un proceso tridimensional. La barrena no sólo penetra verticalmente, si no que se desvía intencionalmente o no hacia los planos X-Y (Fig.12.1). El plano X se define como el plano de dirección y el Y como el inclinación. Los ángulos asociados con los desplazamientos en los planos X y Y son llamados ángulos de "dirección” y de “inclinación", respectivamente.

259



Figura 12.1 Planos de inclinación y dirección conforme un pozo avanza en el plano de la profundidad

Razones para perforar un pozo direccional. La perforación de un pozo petrolero, ya sea debido a problemas de perforación o a consideraciones económicas, tiene muchas aplicaciones. A continuación se mencionarán algunas de las más comunes. En la Fig. 12.2 se muestra un ejemplo típico de la situación de control de trayectoria. Aquí, una estructura se ubica casi por completo debajo de un lago. El pozo 1, perforado sobre una parte de la estructura que no se encuentra debajo del lago, puede ser perforado desde tierra como un pozo con control de la desviación. Sin embargo para desarrollar el resto del campo, se necesitará de la perforación de pozos direccionales. La única manera en que se podrían perforar pozos verticales es desde embarcaciones de perforación o plataformas, terminando los pozos sobre el lecho del lago (terminaciones sublacustres), o bien desde una plataforma flotante o fija. Los aspectos económicos de estas opciones pudieran ser menos atractivos que la perforación de pozos direccionales desde alguna localización terrestre, en la cual se puede utilizar un equipo terrestre convencional. En algunas situaciones, no existen alternativas para perforar un pozo direccional. Por ejemplo, el lago puede ser la única fuente de agua potable en el área, por lo tanto, pueden existir restricciones ambientales que prohíban el uso de

260



embarcaciones y equipos tales como los equipos de perforación y las instalaciones de producción.

Figura 12.2 Vista en planta de un yacimiento típico de aceite y gas debajo de un lago, mostrando como se pueden utilizar los pozos direccionales para desarrollar el campo.

En sus inicios, la perforación de pozos direccionales fue evidentemente motivada por los aspectos económicos. Los campos costa fuera en California fueron el área de oportunidades tanto para la aplicación de esta tecnología, como para un grupo especial de personas llamadas “perforadores direccionales”. Descubrimientos posteriores de aceite y gas en el Golfo de México y otros países, promovieron la expansión de la perforación direccional. El desarrollo de campos costa afuera ha absorbido la mayoría de las actividades de perforación direccional. La Fig. 12.3 muestra una típica plataforma de desarrollo costa fuera. En varias ocasiones se han descubierto campos debajo de zonas urbanas, y la única manera de desarrollarlos de manera económica ha sido perforando direccionalmente (Fig. 12.4). Frecuentemente, las obstrucciones naturales tales como montañas u otros accidentes topográficos impiden la construcción de una localización superficial y la perforación de un pozo casi vertical (Fig. 12.5). Otra aplicación de la perforación direccional es el efectuar una desviación desde un pozo existente. Esta desviación puede ser efectuada para “puentear” una obstrucción (un “pez”) en el agujero original (Fig. 12.6) o para buscar horizontes productores adicionales en los sectores adyacentes del campo (Fig. 12.7).

261



Figura 12.3

Figura 12.4

Figura 12.5

262



Figura 12.6

Figura 12.7

Relevantes aspectos ambientales y económicos han incrementado el uso de la perforación direccional. En algunas áreas simplemente ya no es posible desarrollar un campo haciendo caminos a cada localización superficial y perforando un pozo vertical. En lugar de esto, así como en las instalaciones costa fuera, es necesario construir plantillas desde las cuales se puedan perforar varios pozos. Lo anterior, no sólo ha incrementado la actividad de perforación direccional, si no que también los programas de trayectorias son más complicados, aplicándose en situaciones y áreas donde no era común hacerlo. Por ejemplo, se están perforando pozos direccionales para desarrollos geotérmicos, los cuales están siendo perforados en granitos duros y en otras rocas ígneas y metamórficas. También se están perforando pozos de alcance extendido con desplazamientos horizontales de más de 10,000 m y con miras a incrementarse. Conforme se incrementen los costos de desarrollo de campos (en aguas profundas, localizaciones remotas, ambientales hostiles y zonas productoras mas profundas) el uso de la perforación direccional también se incrementará.

263



Definiciones y conceptos básicos. Con el fin de familiarizar al Ingeniero de Perforación con los conceptos y definiciones más comunes, relacionados con la tecnología de perforación direccional, a continuación se presentan aquellos considerados como más importantes. Profundidad desarrollada /PD (Measured depth/MD). Es la distancia medida a lo largo de la trayectoria real del pozo, desde el punto de referencia en la superficie, hasta el punto de registros direccionales. Esta profundidad siempre se conoce, ya sea contando la tubería o por el contador de profundidad de la línea de acero, (Fig. 12.8).

Figura 12.8 Profundidad desarrollada

Profundidad vertical verdadera/PVV (True vertical depth/TVD). Es la distancia vertical desde el nivel de referencia de profundidad, hasta un punto en la trayectoria del pozo. Normalmente es un valor calculado, (Fig. 12.9).

264



Figura 12.9 Profundidad vertical verdadera

Inclinación (Drift) Es el ángulo (en grados) entre la vertical local, dada por el vector local de gravedad como lo indica una plomada, y la tangente al eje del pozo en un punto determinado. Por convención, 0o corresponde a la vertical y 90o a la horizontal, (Fig. 12.10)

Figura 12.10 Inclinación

265



Azimuth (Dirección del pozo) El Azimuth de un pozo en un punto determinado, es la dirección del pozo sobre el plano horizontal, medido como un ángulo en sentido de las manecillas del reloj, a partir del norte de referencia. Esta referencia puede ser el norte verdadero, el magnético o el de mapa. Como ya se mencionó, por convención se mide en sentido de las manecillas del reloj. Todas las herramientas magnéticas proporcionan la lectura del azimuth con respecto al norte magnético. Sin embargo, las coordenadas calculadas posteriormente, están referidas al norte verdadero o al norte de mapa, (Fig. 12.11).

Figura 12.11 Azimuth

Norte verdadero Es la dirección del polo norte geográfico, el cual yace sobre el eje de rotación de la Tierra. Norte cuadrícula o norte de mapa Es la dirección norte sobre un mapa. El norte cuadrícula o norte de mapa corresponde al norte verdadero sólo en determinados meridianos. Todos los otros puntos deben corregirse por convergencia, esto es, por el ángulo entre el norte de mapa y el norte verdadero en cualquier punto, (Fig.12.12).

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Figura 12.12 Norte de mapa

Norte magnético Es la dirección de la componente horizontal del campo magnético terrestre en un punto seleccionado sobre la superficie de la tierra. Lado alto del pozo Es el lado del pozo directamente opuesto a la fuerza de gravedad. El punto que representa el lado alto es importante para la orientación de la cara de la herramienta. Es importante notar que a una inclinación de 0o no existe lado alto. En este caso, los lados del pozo o de la herramienta de registros direccionales son paralelos al vector de gravedad y no existe un punto de intersección desde el cual se pueda definir un lado alto. Otro concepto importante es que sin inclinación (0o), el pozo no tiene dirección horizontal. Es decir, el eje del pozo se representaría como un punto y no como una línea sobre el plano horizontal. Herramienta (de fondo) Cualquier elemento o dispositivo que se incluya en el aparejo de perforación y se corra dentro del pozo. Los motores de fondo, las camisas MWD, las herramientas de registros direccionales, etc., son ejemplos de herramientas de fondo. 267



Cara de la herramienta (Toolface) El término se usa en relación a las herramientas desviadoras o a los motores dirigibles y se puede expresar en dos formas: •

Física. El lugar sobre una herramienta desviadora, señalado comúnmente con una línea de marca, que se posiciona hacia una orientación determinada mientras se perfora, para determinar el curso futuro del pozo.

•

Conceptual. En el pozo, el término “cara de la herramienta (Toolface)” es a menudo utilizado como frase corta para referirse a la orientación de la misma (orientation toolface). Por ejemplo, “cara de la herramienta (Toolface)” puede ser la orientación del sustituto de navegación de un motor dirigible, expresada como una dirección desde el norte o desde la boca del pozo.

Orientación de la cara de la herramienta Como ya se menciono, es la medida angular de la cara de una herramienta flexionada con respecto al lado alto del pozo o al norte. Interferencia magnética Son los cambios en el campo magnético de la tierra en las cercanías de la herramienta de registro, causados por la presencia de la tubería de revestimiento u otras tuberías en el pozo, en pozos cercanos o por las propiedades magnéticas de la misma formación. Corrección por declinación magnética Es la corrección angular en grados, para convertir una lectura magnética a una lectura de norte verdadero. Buzamiento magnético Es el ángulo de intersección, medido desde la horizontal, entre las líneas de flujo magnético y el plano horizontal (superficie de la tierra). Pata de perro (Dog leg) Es la curvatura total del pozo (la combinación de cambios en inclinación y dirección) entre dos estaciones de registros direccionales. La pata de perro se mide en grados.

268



Severidad de la pata de perro Es la magnitud de la pata de perro, referida a un intervalo estándar (por convención se ha establecido de 100 pies ó 30 metros). La severidad se reporta en grados por cada 100 pies o grados por cada 30 metros. En la conversación normal, la severidad se nombra como "pata de perro". Esto puede causar confusión al principio. Es conveniente mantener las severidades tan bajas como sea posible en la perforación convencional (menos de 4 o 5º/100 pies). Las severidades altas provocan problemas en el pozo tales como ojos de llave, atrapamientos o desgaste de la tubería de perforación o de la tubería de revestimiento. Cierre (Closure) Esta se define como una recta trazada desde el punto de referencia en superficie hacia cualquier coordenada rectangular en un plano horizontal. Generalmente, se utiliza para definir el fondo del pozo. Se calculan la longitud y la dirección de la recta. Por ejemplo, si la posición localizada es 643' N, 1,319' E, el cierre puede ser calculado utilizando el Teorema de Pitágoras y trigonometría. En este caso, el cierre será de 1,459.30 pies con dirección N 63.86o E. Pescado Es cualquier objeto abandonado accidentalmente en el pozo durante las operaciones de perforación o terminación, el cual debe recuperarse o se debe evitar antes de que la operación pueda continuar. Acelerómetro Los acelerómetros se utilizan para medir el campo gravitacional terrestre local. Cada acelerómetro consiste de una masa magnética (péndulo) suspendida en un campo electromagnético. La gravedad desvía la masa de su posición de equilibrio. Se aplica al sensor una cantidad de corriente suficiente para que regrese la masa a su posición de equilibrio. Esta corriente es directamente proporcional a la fuerza gravitacional que actúa sobre la masa. Las lecturas gravitacionales se utilizan para calcular la inclinación del pozo, la cara de la herramienta y la referencia vertical utilizada para calcular el ángulo de incidencia.

269



Formatos de dirección: Cuadrantes y de Brújula Además de la profundidad y el desplazamiento horizontal, todos los pozos direccionales tienen una componente X que está asociada con la dirección. Por ejemplo, un pozo tiene una dirección del objetivo de 100o Este, medidos a partir del Norte, tomados con una lectura de brújula normal. En la perforación direccional, se utiliza un esquema de cuadrantes de 90o para citar las direcciones. Los grados son siempre leídos a partir del Norte hacia el Este u Oeste, y a partir del Sur hacia el Este u Oeste. Por ejemplo el ángulo de dirección (a) en la Fig. 12.13, dado por una brújula (siempre leída a partir del Norte), es de 18o, mientras que por el esquema de cuadrante es N18°E. El pozo en el segundo cuadrante (b) (Fig. 12.13) a 157o, se lee S23°E. En el tercer cuadrante (c) (Fig. 12.13) el pozo está en S2O°W, para un ángulo de 2000. En el cuarto cuadrante (d) (Fig. 12.13), el ángulo de brújula de 3050 se lee N55°W.

Figura 12.13 Lecturas de dirección

270



Planeación del proyecto direccional El primer paso en la planeación de cualquier pozo direccional es diseñar la trayectoria del agujero para alcanzar un objetivo dado. El diseño inicial debe proponer los diferentes tipos de trayectoria que pueden ser perforados económicamente. El segundo, o diseño final, debe incluir los efectos de las condiciones geológicas sobre los aparejos de fondo (BHA's), que serán utilizados y otros factores que pudieran influenciar la trayectoria final del agujero. Por lo tanto, podemos decir que la selección del tipo de trayectoria dependerá principalmente de los siguientes factores: •

Características de la estructura geológica.

•

Espaciamiento entre pozos.

•

Profundidad vertical.

•

Desplazamiento horizontal del objetivo.

En esta sección se explica como planear la trayectoria inicial para los tipos de pozos direccionales más comunes. Tipos de trayectorias La Fig.12.14 muestra cuatro tipos de trayectoria que pueden ser perforadas para alcanzar el objetivo. La Trayectoria A es una trayectoria de incrementar y mantener: el agujero penetra el objetivo a un ángulo igual al máximo ángulo de incremento. La trayectoria B es una trayectoria "S modificada" y la C es una trayectoria “S”. En la trayectoria "S” el agujero penetra verticalmente al objetivo y en la “S modificada", el agujero penetra al objetivo con un ángulo de inclinación menor que el ángulo de inclinación máximo en la sección de mantenimiento. Para la trayectoria D, que es una "trayectoria de incremento continuo", la inclinación continúa incrementándose hasta o a través del objetivo. La trayectoria de incrementar y mantener requiere el menor ángulo de inclinación para alcanzar el objetivo; la “S modificada” requiere mayor inclinación; y la “S” requiere aún más. La trayectoria de incremento continuo requiere la mayor inclinación de todos los tipos de trayectoria para alcanzar el objetivo.

271



Figura 12.14 Principales tipos de trayectorias

Consideraciones para la selección del tipo de trayectoria Los parámetros necesarios para la planeación de pozos direccionales dependen de la zona en que se realizará la perforación. De esta zona se debe conocer la litología, la situación estructural y la profundidad vertical de los posibles intervalos productores. Realizando un análisis de esta información, se deben considerar los siguientes factores: Características del objetivo. La forma, tamaño y profundidad vertical del objetivo son parámetros básicos que pueden obtenerse de los diferentes estudios realizados en la zona o región. La correcta caracterización de las formaciones por atravesar, constituye el factor básico para la selección de las condiciones óptimas de operación durante la perforación del pozo. Profundidad vertical del objetivo. Este dato no es posible modificarlo, ya que es función de la profundidad a la cual se encuentra la estructura productora. Localización del equipo. La localización superficial del equipo de perforación depende de la distribución estructural de las formaciones a perforar. Se deberá aprovechar la tendencia que presentan determinadas formaciones de desviar el curso de la barrena o de mantener su rumbo durante la perforación, de tal manera que la barrena sea dirigida hacia el objetivo según la trayectoria planeada. El conocimiento de las tendencias de desviación y el tipo de formaciones, determinará la posición del equipo de perforación, la profundidad de inicio de desviación y en consecuencia, del desplazamiento horizontal a los objetivos.

272



Desplazamiento horizontal del objetivo. Este valor es función de la localización superficial que tenga el equipo de perforación. Se supone que dicha localización fue determinada considerando la distribución estructural de las formaciones a perforar, por lo tanto puede considerarse como un dato fijo. Profundidad de inicio de desviación (KOP). Este dato debe obtenerse considerando las características de las formaciones a perforar. Se recomienda que la etapa de incremento de ángulo se lleve a cabo en formaciones suaves a medias suaves, además es conveniente que las zonas geopresionadas se atraviesen con un ángulo constante. Puede considerarse que la profundidad del KOP y la velocidad de incremento de ángulo darán la pauta para elegir el patrón de desviación. Velocidad de incremento de ángulo. Si el espesor y la tendencia de presurización de las formaciones que se espera encontrar lo permiten, se pueden utilizar diferentes velocidades de incremento para calcular un juego de trayectorias. El contar con un conjunto de trayectorias para un mismo objetivo, le permitirán al personal encargado de las operaciones direccionales, seleccionar las más convenientes de acuerdo a los ángulos máximos observados y la experiencia acumulada en otros pozos. Si de antemano se conoce la velocidad de incremento de ángulo con la cual se obtiene un buen desarrollo de la perforación, no será necesario diseñar trayectorias alternas. Tipo de formación. Siempre que se analice un estudio direccional, se deberá tomar en cuenta la columna geológica que se debe perforar, clasificando la compresividad y la dureza de las formaciones atravesar, así como los echados regionales para intentar predecir la variación del rumbo del pozo durante la perforación. Diámetro del pozo. El diámetro del pozo y consecuentemente, el programa de tubería de revestimiento, son parámetros que dependen de la profundidad del objetivo, de las características de las formaciones a perforar y de la producción esperada. Fluido de perforación. El tipo de lodo a utilizar, así como sus características de lubricación y arrastre son factores que deben ser supervisados continuamente durante la perforación. Cilindro de control. Para la perforación de un pozo direccional se han fijado ciertas restricciones en la desviación: en el tramo vertical, el pozo se debe mantener dentro de un cilindro imaginario de 7.62 m de radio, mientras que en la sección desviada no debe salirse de un cilindro de 15.24 m de radio, alcanzado el objetivo

273



dentro de un diámetro de 15.24 m (termina en punta). Al cilindro imaginario se le conoce como cilindro de control. Consideraciones anticolisión La colisión con pozos vecinos puede ser un problema cuando se perforan varios pozos a partir de una misma localización superficial, lo cual es especialmente cierto en el caso de plataformas marinas que tienen pozos adyacentes en producción y una colisión podría resultar en una situación extremadamente peligrosa. La planeación anticolisión comienza con la toma de registros de desviación exactos del pozo en cuestión y con la recolección de todos los pozos vecinos, así como de un juego completo de los programas de pozos a perforar en el futuro en la misma localización o plataforma. Los registros y los programas de los pozos se utilizan para “mapear” el pozo propuesto con respecto a todos los existentes y a los propuestos. Estos mapas llamados comúnmente “arañas muestran la proyección horizontal de los conductores. Estas arañas generalmente están construidas a una escala pequeña par proporcionar una vista general del campo (Fig.12.15), aunque también pueden construirse en una escala mayor para permitir realizar análisis detallados de una parte específica del campo, tal como la localización superficial (Fig.12.16). La araña puede ser utilizada para trazar una trayectoria programada y analizar visualmente el riesgo de colisionar con otros pozos.

Figura 12.15 Araña a escala pequeña

274



Figura 12.16 Araña a escala grande

Actualmente, existen varios programas que ofrecen un análisis anticolisión o un análisis de proximidad. El realizar estos cálculos a mano no es práctico debido a que se involucra un gran número de estaciones de registros. Uno de los análisis de proximidad más comunes es conocido como Cilindro Viajero.

275


12.2

12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

CÁLCULOS DE LA TRAYECTORIA DEL POZO

Datos e información requerida. Para elaborar el cálculo del proyecto direccional se deberán tener los siguientes datos: • • •

Coordenadas del conductor (Xc, Yc). Coordenadas del objetivo (Xo, Yo). Profundidad vertical del objetivo.

Con esta información preliminar es posible determinar las siguientes incógnitas: • • •

Desplazamiento horizontal. Rumbo. Ángulo máximo.

Métodos del cálculo El método normal para determinar la trayectoria de un pozo es establecer las coordenadas. Se utiliza algún tipo de instrumento de medición, para determinar la inclinación y la dirección a diferentes profundidades (estaciones) y con esto, calcular la trayectoria. Es muy importante saber que los valores de inclinación y dirección pueden observarse a profundidades preseleccionadas. La Fig. 12.17 muestra parte de la trayectoria en la cual se han tomado registros direccionales en las estaciones A2, A3 y A4. En cada estación se miden los ángulos de inclinación y dirección, así como distancias entre estaciones, cada ángulo de dirección obtenido por medio de un dispositivo magnético debe ser corregido con respecto al norte verdadero y cada giroscópico debe corregirse por la inclinación. Todas las lecturas de dirección están corregidas para la declinación de la interferencia magnética, y la conversión a la inclinación es realizada por los dispositivos giroscópicos.

276



Figura 12.17 Vista tridimensional de un pozo mostrando las componentes X,Y y Z de la trayectoria

Existen 18 ó más técnicas de cálculo para determinar la trayectoria del agujero. La principal diferencia entre dichas técnicas, es que un grupo utiliza aproximaciones de línea recta y el otro supone que el pozo es una curva y se aproxima con segmentos de curvas. Derivar cada método está fuera del alcance de este capitulo. Método tangencial. El método más simple utilizado por años ha sido el método tangencial. La derivación original se desconoce. El desarrollo matemático utiliza la inclinación y dirección en una estación de registro direccional A2 (Fig. 12.17) y supone que los ángulos proyectados permanecen constantes sobre todo el tramo de trayectoria precedente DM2 a A2. Los ángulos en A1 no se toman en cuenta. Se puede demostrar que la coordenada de latitud Norte/Sur L, puede ser calculada utilizando la siguiente ecuación para cada tramo DM .

277



Li = D Mi sen(α i ) cos(ε i )

De igual manera, la coordenada Este/Oeste M se determina por medio de la ecuación: M i = DMi sen(α i ) sen(ε i ) El segmento de PVV se calcula por medio de la ecuación: Di = DMi cos(α i ) Para calcular las coordenadas totales Norte/Sur y Este/Oeste y la PVV. n

Ln = ∑ Li i =1

n

M n = ∑Mi i =1

n

Dn = ∑ Di i =1

Método de ángulo promedio o del promedio angular. Se ha reconocido que el método tangencial provoca un error por no considerar la inclinación y la dirección previas. El método de ángulo considera el promedio de los ángulos α 1 , ε 1 , y α 2 ,ε 2 sobre un incremento de longitud D2 para calcular L2, M2, y D2. Las siguientes ecuaciones son las relaciones de promedio angular y de ángulo promedio:  α + a i −1   ε + ε i −1  Li = DMi sen i  cos  i  2 2      α + ai −1   ε + ε i −1  M i = DMi sen i  sen  i  2 2      α + ai −1  Di = DMi cos i  2  

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n

Ln = ∑ Li i =1

n

M n = ∑Mi i =1

n

Dn = ∑ Di i =1

Basándose en las ecuaciones anteriores, el cálculo de la trayectoria puede ser fácilmente obtenido en forma tabular ó puede ser programado en una calculadora de bolsillo. La Tabla 12.1 muestra una secuencia de pasos utilizados en la técnica de promedio angular para determinar las coordenadas de la trayectoria a partir de valores medidos de inclinación y dirección. Tabla 12.1 Datos de registro de Cálculo de profundidad vertical desviación Prof. Áng. de Dirección Longitud Inclinación (D) cos (E) PVV de tramo promedio Des inclinación

Coordenadasdela trayectoria (D)sen (E) Azimut Azimut (H) cos (H)sen promedio (K)N-S (K) E-O

εx +ε(x−1) 2

∑(d)

ax +a(x−1) 2

X (A)

ax

(C)

(D)

(E)

(d)

*1 7100

0

0

7100

0

7100 0

(G)

(K)

(H)

7100 0 0

0

0

(L) 0

(M) 0

Coordenadas totales

∑(L) ∑(M) N-S

E-O

(N)

(O)

0

0

Desp.total

Áng. desviación ARCTAN

( N) +(0)2

(0)

(P)

(Q)

2

0

-3 30 -8 16 8

N

0

**2 7200

10.1

S68W

100

5.05

99

61 7199 61 8

80

248

248

-3 30 -8 16

80

S 68W

3 7300

13.4

S65W

100

11.75

97

90 7297 51 20

36

245

246.5

-8 12 -16 67 -11 42 -26 83 29 16

S 67W

4 7400

16.3

S57W

100

14.85

96

66 7394 17 25

63

237

241

-12 43 -22 42 23 85 -49 25 54 72

S 64W

5 7500

19.6

S61W

100

17.95

95

13 7489 3 30

82

241

239

-15 87 -26 42 -39 72 -75 67 85 46

S 62W

6 7 8 9 10

* En el punto X1 (punto de inicio de desviación) introduzca el valor de cero para la inclinación en las columnas (B), (C), (E), las columnas de la (H) a la (Q) también serán cero. ** En el punto X2 (primera estación de registro direccional) introduzca el valor promedio para la inclinación (E). Utilice la dirección real en las columnas (J) y (K). No utilice el azimut promedio en la columna (K) para cálculos en el punto X2.

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Tabla 12.2 Método de promedio angular

Columna en la Hoja de cálculo A

αóa C D E

d G

H

ε K L

M

N

O

P

Q

Valor a ser obtenido

Profundidad desarrollada: La longitud del agujero desde la superficie a cualquier estación específica. Ángulo de inclinación: El ángulo del agujero medido a partir de la vertical. Dirección: La dirección de la trayectoria del pozo. Longitud del tramo: La diferencia en la profundidad desarrollada de una estación a otra Inclinación promedio: El promedio aritmético de los ángulos de inclinación en los extremos superior e inferior de cada tramo o sección. Profundidad vertical del tramo o sección: La diferencia en la profundidad vertical de una estación a otra. Profundidad vertical verdadera: La sumatoria de las profundidades verticales de las secciones de un pozo inclinado. Desplazamiento del tramo: La distancia entre dos puntos que son proyectados hacia un plano horizontal. Azimuth: La dirección de un tramo o sección medida en dirección de las manecillas del reloj de 0o a 360º, 0° es el norte. Azimuth promedio: El promedio aritmético de los Azimuths en los extremos finales de los tramos. Coordenadas Norte/Sur de los tramos de trayectoria: El desplazamiento de la componente del tramo de una estación a otra; valor negativo = Sur. Coordenadas Este/Oeste de los tramos de trayectoria: El desplazamiento de la componente del tramo de una estación a otra; valor negativo = Oeste. Coordenadas totales Norte/Sur: La sumatoria de los desplazamientos en la dirección Norte/Sur (Sur es negativo). Coordenadas totales Este/Oeste: La sumatoria de los desplazamientos en la dirección Este/Oeste (Oeste es negativo) Desplazamiento total: La distancia más corta del agujero vertical a cada punto de estación. Dirección del desplazamiento: La dirección de la proyección vertical al plano horizontal desde la estación hasta la superficie. Se debe tomar el valor calculado y debe ponerse en el cuadrante apropiado. Ver conversión de signos.

280

Fuente o ecuación para obtener el valor Registro direccional Registro direccional Registro direccional Ax - A(X-1)

α x + α ( x −1) 2 (D)cos(E)

∑(d ) (D)sen(E) Registro direccional en grados

ε x + ε ( x −1) 2 (H)cos(K)

(H)sen(K)

∑(L) ∑(M )

( N )2 + (O) 2 arctan

(O ) (N )



Determinar las coordenadas de la trayectoria para los puntos de medición corregidos mostrados en la tabla 12.3. Tabla 12.3 Datos para el ejemplo

DM (pies)

Ángulo de inclinación

Ángulo de dirección

7,100 7,200 7,300 7,400 7,500

0 10.1 13.4 16.3 19.6

0 S68W S65W S57W S61W

Solución Utilizando paso a paso el procedimiento de la tabla 12.2, se obtuvieron los resultados finales de la tabla 12.1 con los resultados finales. Método de curvatura mínima El método de curvatura mínima utiliza los ángulos en A1 y A2, y supone un pozo curvado sobre el tramo o sección D2 y no en línea recta, tal como se muestra en la Fig. 12.18.

Figura 12.18 Representación del factor de relación de mínima curvatura, F.

281



La Fig. 12.19 muestra el tramo con curvatura y las dos estaciones de registro direccional A1 y A2. Este método incluye el cambio total en el ángulo de la tubería b entre A1 y A2. El ángulo total, el cual se discute y obtiene con la siguiente sección, puede ser escrito para el método de mínima curvatura como:

cos β = cos(a 2 − a1 ) − {sen (a )[1 − cos (ε 2 − ε 1 )] }

Figura 12.19 Curva representando un pozo entre las estaciones de registro direccional A1 y A2

Como se muestra en la fig.12.18, los segmentos de línea recta A1B + BA2 son tangentes a los segmentos de curva A1Q + QA2 en los puntos A1 y A2. De donde se obtiene: A1Q =OA1 ⋅ β / 2 QA2 =OA2 ⋅ β / 2 A1B =OA1 x tan (β / 2 ) BA2 =OA2 tan (β / 2 ) .

282



Y que A1B/A1Q= x tan (β / 2 ) (β / 2) = 2 / β tan( β / 2) Y B A2/QA2 = tan (β / 2 ) (β / 2) = ⋅ 2 / β tan ( β / 2) Un factor de las relaciones entre la sección de línea recta contra la sección curva se define como F, donde: F = 2 / β i tan (β i / 2 ) Si β es menor a 0.25 radianes, es razonable fijar F= 1.0. Una vez que F es conocida, las coordenadas Norte/Sur y Este/Oeste faltantes, así como la PVV pueden ser calculadas utilizando las siguientes ecuaciones: M i = (Di / 2 )[sen(α i −1 ) sen (ε i −1 ) + sen (α i ) sen (ε i )]Fi Li = (Di / 2)[sen(α i −1 ) cos(ε i −1 ) + sen(α i ) cos (ε i )]Fi Di = ( Di / 2 )[cos(α i −1 ) + cos (α i )]Fi Los desplazamientos totales y la PVV se calculan utilizando las ecuaciones: n

Ln = ∑ Li i =1

n

M n = ∑Mi i =1

n

Dn = ∑ Di i =1

283



Otros métodos de cálculo que han sido comúnmente utilizados son el método tangencial balanceado, el método del radio de curvatura, el método del mercurio, el método de aceleración, el método trapezoidal y el método de promedio vectorial. Es interesante observar que los métodos tangencial balanceado, trapezoidal, de promedio vectorial y aceleración, aún cuando se obtienen de diferentes maneras, generan las mismas formulas matemáticas para las coordenadas Norte/Sur y Este/Oeste y para la PVV. En cuanto a cuál de los métodos proporciona mejores resultados, la tabla 12.4 compara seis de los diferentes métodos, utilizando información tomada de un pozo de prueba. Obsérvese que el método tangencial muestra un error considerable para M, L y D. Ésta es la razón por la cual ya no se utiliza este método. Las diferencias entre los método de ángulo promedio, de mínima curvatura y tangencial balanceado son tan pequeñas que cualquiera de los métodos puede ser utilizado para calcular la trayectoria.

Inérvalo de medición: Ritmo de incremento: Inclinación total:

Dirección: 100 pies. 3o/100 pies. 60o a 2,000 pies.

Norte

Tabla 12.4 Comparación de exactitud entre varios métodos de calculo dirección norte Método de cálculo Tangencial Tangencial balanceado Angulo promedio Radio de curvatura Curvatura mínima Mercurio

PVV Diferencia entre la real (pies) 1,628.61 -25.38 1,653.61 -0.38 1,654.18 +0.19 1,653.99 0.0 1,653.99 0.0 1,153.62 -0.37

Desplazamiento del Norte, diferencial entre el Real (pies) 998.02 +43.09 954.72 -0.21 955.04 +0.11 954.93 0.0 954.93 0.0 954.89 0.04

Con la aparición de las calculadoras programables de bolsillo, el método de curvatura mínima se ha vuelto el más utilizado.

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Aspectos de operación Dispositivos para medición de la dirección La trayectoria real de un pozo, se determina midiendo la inclinación y la dirección a varias profundidades. Posteriormente; se aplica esta información a uno de los métodos de cálculo presentados en la sección anterior. Esto se realiza principalmente para orientar de manera adecuada el equipo desviador, ya sea una cuchara, la tobera de una barrena de chorro, un estabilizador con excentricidad, un codo desviador o un bent housing. Anteriormente, la inclinación y dirección se determinaban con herramientas magnéticas y giroscópicas (single o multishot). Todas estas herramientas son autónomas y pueden ser alimentadas por baterías o desde la superficie. Las herramientas magnéticas se corrían con línea de acero, o en los lastrabarrenas cuando se están realizando viajes con la tubería. Algunas herramientas giroscópicas son corridas con cable conductor, lo cual permite que las mediciones puedan ser leídas en superficie, además de que la energía es transmitida hacia la herramienta por el mismo cable. Las herramientas giroscópicas son corridas con baterías. Debido al desarrollo de la tecnología de telemetría, actualmente existen otras maneras de medir la dirección, la inclinación y la cara de la herramienta, tales como arreglos de magnetómetros y acelerómetros. La energía se proporciona con baterías, cable conductor o por un generador accionado por el fluido de perforación. Si la herramienta de medición es colocada en el aparejo de fondo, cerca de la barrena, y las mediciones son tomadas durante la perforación, a ésta se le llama: herramienta de medición durante la perforación o MWD (measurement while drilling). Estos instrumentos constituyen un elemento vital para el buen desarrollo de la perforación direccional; puede decirse que conforman los ojos con los cuales, el personal encargado de las operaciones puede “ver” la trayectoria que sigue el pozo. Los instrumentos más utilizados en la actualidad para obtener la inclinación y el rumbo de un pozo son: •

Instrumentos giroscópicos

•

Herramienta de orientación direccional

•

Sistemas MWD.

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Con excepción de los instrumentos dotados con giroscopios, los demás necesitan de un lastrabarrena monel o antimagnético para obtener resultados confiables. Esto se debe a que pueden verse afectados por materiales metálicos cercanos (tuberías de revestimiento de pozos cercanos) o por el campo magnético terrestre. El intervalo de registro se ha estandarizado, considerándose que es recomendable registrar a cada 30 metros de agujero desviado. Instrumentos giroscópicos Como ya se mencionó, estos instrumentos no requieren del uso de un lastrabarrenas antimagnético, ya que un giroscopio toma el lugar de la brújula magnética. Ya sea desde superficie o mediante un sistema de encendido automático, el giroscopio se pone en funcionamiento a unas 40,000 o 60,000 rpm. Esta operación genera un campo magnético que elimina el efecto del campo magnético terrestre, permitiendo registrar el norte verdadero. Para la interpretación del registro se utiliza un lector que amplifica la fotografía. La pantalla del visor se coloca de tal manera, que la línea Norte-Sur pueda ponerse sobre la manecilla indicadora del Norte en la fotografía. De esta forma, es posible leer directamente el rumbo verdadero en la circunferencia del lector e inspeccionar en forma precisa el grado de inclinación del agujero. Herramientas de orientación direccional Este tipo de herramientas fueron utilizadas ampliamente en Petróleos Mexicanos en años pasados. Constan de una probeta con equipo electrónico. Ésta se adapta a una varilla con "pata de mula", la cual se asienta en la base correspondiente del orientador. La probeta está conectada a un cable conductor, por medio del cual se envía la información de las condiciones direccionales del pozo a la superficie; este cable pasa por un estopero que está conectado a la manguera del stand pipe, por medio de la cual se bombea el fluido de perforación para operar el motor del instrumento. El cable transmite la información a una computadora, la cual procesa los datos y presenta la inclinación y el rumbo del pozo, así como la posición de la cara de la herramienta desviadora. Cabe mencionar que la probeta queda localizada aproximadamente a la mitad del lastrabarrena antimagnético.

286



Sistemas MWD Desde hace algunas décadas, las compañías buscaron la manera de registrar las formaciones durante la perforación, aunque tecnológicamente era muy difícil fabricar herramientas que pudieran contrarrestar las difíciles condiciones de fondo y transmitir información confiable. Diferentes métodos de transmisión fueron utilizados: electromagnéticos, acústicos, de pulsos, de modulación de pulsos, o cable y tubería. De todos los métodos de transmisión, los de pulsos de presión y los de modulación de pulsos han evolucionado a sistemas comerciales actualmente utilizados por la comunidad de perforación direccional. Los dos sistemas MWD más comunes son el sistema de pulsos de presión y el de transmisión de pulsos modulados de presión. El sistema MWD utiliza pulsos para transmitir la información de la herramienta a la superficie en forma digital (binaria). Estos pulsos son convertidos en energía eléctrica por medio de un transductor en superficie, los cuales son decodificados por una computadora. Existen diversas compañías que proporcionan este servicio a la industria petrolera en todo el mundo, siendo los sistemas más utilizados en la actualidad para el control direccional de los pozos. Herramientas y/o equipo de desviación Para la perforación direccional es sumamente importante contar con las herramientas desviadoras adecuadas, así como con las barrenas, herramientas auxiliares y la instrumentación apropiadas. Las herramientas desviadoras son el medio para iniciar o corregir la deflexión de la trayectoria del pozo. La apertura de la llamada ventana (KOP), resulta una etapa crítica durante la perforación de un pozo direccional, ya que un inicio correcto de la desviación dará la pauta para lograr un desarrollo satisfactorio del curso. Conforme la perforación direccional evolucionó, las herramientas desviadoras han sufrido cambios considerables en su diseño, provocando que en la actualidad no se utilicen algunas de las herramientas usadas en los orígenes de esta técnica de perforación. Tal es el caso de los desviadores de pared, de las barrenas de chorro, entre otras, predominando en la actualidad el uso de motores de fondo dirigibles o geonavegables en la perforación de pozos direccionales.

287


12.3

12.3 Aplicaciones

APLICACIONES.

Con la siguiente información de un pozo por perforar, encontrar el desplazamiento horizontal, la profundidad desarrollada, el ángulo máximo y la dirección del pozo. Datos: Coordenadas del objetivo (cima jurásico superior) X0 = 474,650.00 m

Y0= 2, 041,200.00 m

Coordenadas del conductor: Xc = 474,553.94 m

Yc = 2, 038,101.41 m

Profundidad vertical de la cima productora: 6559.0 m Régimen o velocidad de incremento de ángulo: 30/30 m Inicio a desviación (KOP): 2,200.0 m Pozo direccional: Tipo I Operaciones Localización del rumbo y desplazamiento horizontal del objetivo: X o = 474,650.00 m

Yo = 2,041,200.00 m

− X c = 474,553.94 m 96.06 m

− Yc = 2,038,101.41 m 3,098.59 m

D,H, =

(96.06) 2 + (3,098.59) 2

D,H. = 3,100.00 m

α = ang .tg

x 96.06 = ang.tg y 3,098.59

α =1.77° =1°46'

Utilizar la gráfica 12.1 para encontrar el ángulo máximo y las profundidades.

288


12.3 Aplicaciones

Profundidad vertical aprovechable = P.O.-I.D. = 6, 559,0 m - 2,200.0 m = 4359.0 m Ángulo máximo en la gráfica 12.1 – 36° 30’ Seleccionando en la tabla (de la gráfica 12.1) como ángulo máximo 36º se obtiene la siguiente información en la etapa de incremento del ángulo: Profundidad medida - 360.0 m Profundidad vertical - 336.78 m Desviación -109.43 m Nota los cálculos realizados con la gráfica y la tabla, se puede realizar con ecuaciones expuestas anteriormente (seleccionando el método adecuado) en este caso lo que se pretende es comprender los conocimientos básicos de la trayectoria del pozo direccional. Profundidad desarrollada total: 6, 559,0 m - 2,200.00 m - 336,78 m = 4,022.22 m 2,200.00 m + 360.00 +

4,022.22 m cos 36.5 o

2,200.00 m + 360.00 + 5004.00 m = 7,564.00 m •

Con la información, proporcionada y calculada, anote los datos que se piden en el diagrama 12.1.

289


12.3 Aplicaciones

Gráfica 12.1

290


12.3 Aplicaciones

Diagrama 12.1

291

13.

INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN

293

13. Instalación y desmantelamiento de equipos de perforación

13.1

13.1 Características de los equipos de PEMEX

CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE PEMEX

En este contexto, los equipos de perforación han evolucionado al parejo. Pero en tiempos recientes, los requerimientos para explorar y explotar nuevos yacimientos en localizaciones inaccesibles, han dado hincapié para promover el desarrollo tecnológico de los equipos de perforación. El primer pozo se empezó a perforar en Ebano, SLP, el 1 de abril de 1901 sin que obtuviera producción considerable. El primer pozo con producción significativa (1500 bls/día a 1650 pies de profundidad), fue localizado por el Ingeniero mexicano Ezequiel Ordóñez en el cerro de La Pez. Brotó el 3 de abril de 1904. Se descubre uno de los mejores campos de México y el mundo. Hasta la fecha, se han utilizado equipos de perforación muy diversos como se observará en el desarrollo de este capítulo. Aquí se describirán los principales componentes de los equipos terrestres y marinos. Brevemente se mencionarán sus principales características como son: capacidad mecánica, dimensión del equipo, potencia, carga máxima y facilidad de transporte. El objetivo es familiarizar al lector con los componentes principales de los quipos de perforación, así como mostrarle los utilizados en el país y en algunas partes del mundo. Estos equipos son terrestres, barcazas, plataformas fijas y autoelevables; barcos, semisumergibles y equipos de reciente tecnología, empleados para la perforación de pozos petroleros costafuera. En la Fig. 13.1 se representa la clasificación de los equipos que actualmente operan en la industria petrolera.

295



Figura 13.1

Equipos terrestres Los equipos terrestres se clasifican en equipos convencionales y auto transportables. La diferencia es que los primeros tienen mayor capacidad en la profundidad de perforación y los segundos, disponen de un conjunto de malacatemotores C.I. montados sobre un remolque que se autotransporta. Así, cuenta con mayor facilidad de transporte de una localización a otra, pero con menor capacidad en la profundidad de perforación. (Tabla 13.1 y 13. 2.) * MATT. Se le da ese nombre por el arreglo que es parecido a una mantarraya y que es el conjunto de patas y una plancha de la plataforma ** TLP. Tension Leg Platforms (plataformas con piernas tensionadas)

296



Tabla 13.1 Características de algunos equipos de Perforación de pozos de Pemex

297



Tabla 13.2 Características de algunos equipos de Mantenimiento de Pozos de Pemex

298



Componentes de un equipo de perforación terrestre Un equipo de perforación terrestre cuenta básicamente con los siguientes componentes: sistema de elevación y rotación; un mástil que sirve de soporte, una fuente de potencia, y un sistema de circulación. (Fig.13.2)

Figura 13.2 Equipo de perforación terrestre

Mástil: Es una estructura de acero con capacidad para soportar seguramente todas las cargas verticales, las cargas que excedan la capacidad del cable, y el empuje máximo de la velocidad del viento. La plataforma de trabajo tiene que estar a la altura apropiada para sacar la tubería del pozo en secciones de tres juntas de tubo (Iingadas) que miden aproximadamente 27 m. dependiendo del rango de la tubería. Se erige sobre una subestructura. Ésta sirve para dos propósitos principales, a) soportar el piso de perforación, así como facilitar espacio para el equipo y personal y b) proveer espacio debajo del piso para alojar los preventores de reventones.

299



La subestructura no sólo soporta el peso de la mesa rotaria, sino el peso completo de la sarta, cuando está suspendida por las cuñas. Los mástiles se clasifican de acuerdo a su capacidad para soportar cargas verticales y a la velocidad del viento que pueda soportar de lado. El mástil debe soportar el peso de la sarta en todo momento, mientras la sarta está suspendida del block de la corona y cuando descansa en la mesa rotaria. Las construcciones del mástil son de acero estructural y pueden ser: • •

Portátiles Fijos

Consideraciones para el diseño 1) El mástil debe soportar con seguridad todas las cargas (jalón) o soportar cargas que excedan la capacidad del cable. 2) Deberá soportar el empuje máximo de la velocidad del viento. 3) La plataforma de trabajo tiene que estar a la altura apropiada de las paradas (tramos de tubería a manejar). Cálculo de la capacidad del mástil (CM) Para calcular la capacidad del mástil se emplean las fórmulas siguientes: •

Eficiencia ( η ) = (carga real/carga equivalente) x 100

•

Capacidad mástil = (Carga suspendida x Núm. de cables totales)/ (η x Núm. de cables de la polea viajera) + peso corona + peso polea viajera.

Ejemplo ¿Qué porcentaje de la capacidad (η ) de diseño del mástil (2 piernas) puede utilizarse si se tienen seis líneas en la polea viajera y ocho líneas en la corona con la línea muerta fija a una pierna derecha del mástil? Datos: T = Tensión en cada cable = W/6 Carga total en el mástil = 8 T (T = tensión) Carga centrada absorbida por cada una de las piernas del mástil = 6T/2 = 3T

300



Carga de la línea rápida 0.5 T. Carga total en una pierna = carga centrada + carga Línea muerta + carga línea rápida Sustituyendo: Carga total en una pierna = 3T + 1T +0.5 T = 4.5 T (η ) eficiencia = (carga real/carga equivalente) x 100 = (8T/9T) x 100 = 88.88 % Ejemplo ¿Cuál será la capacidad del mástil antes señalado si la carga a levantar (carga suspendida) es de 200,000 lb y si se cuenta con un arreglo de poleas de seis líneas? Capacidad mástil = (Carga suspendida x Núm. de cables totales)/ (η x Núm. de cables de la polea viajera) + peso corona + peso polea viajera. Sustituyendo C.M. = (200 000 lb x 8)/ (0.88 x 6)+6000 lb = 309,030.3 lb Cap. del mástil con 4 líneas: Es igual 8.75 la tensión del cable (peso al gancho/núm. de líneas) Cap. del mástil con 6 líneas: Es igual 11.25 la tensión del cable (peso al gancho/núm. de líneas) Cap. del mástil con 8 líneas: Es igual 13.75 la tensión del cable (peso al gancho/núm. de líneas) Cap. del mástil con 10 líneas: Es igual 16.25 la tensión del cable (peso al gancho/núm. de líneas) A continuación se presenta una tabla calculada con la tabla de datos prácticos:

301



Tabla 13.3 Datos prácticos para la capacidad del mástil Carga al gancho en toneladas 20 75 100 125 50 75 100 125 50 75 100 125 50 75 100 125

Num. de línea.

Factor.

4 4 4 4 6 6 6 6 8 8 8 8 10 10 10 10

8.75 8.75 8.75 8.75 11.25 11.25 11.25 11.25 13.75 13.75 13.75 13.75 16.25 16.25 16.25 16.25

Capacidad del mástil en toneladas 109 164 219 273 94 141 188 234 86 129 172 215 81 122 163 203

Sistema de energía Para llevar a cabo los trabajos de perforación se cuentan con tres tipos principales de equipos, de acuerdo al sistema generador de potencia: 1. Sistema diesel mecánico (convencional) 2. Sistema diesel eléctrico c.d./c.d. 3. Sistema diesel eléctrico c.a./c.d 1) Los equipos de perforación diesel mecánicos (convencional) son aquéllos en que la transmisión de energía - desde la toma de fuerza del motor diesel de combustión interna - hasta la flecha de entrada de la maquinaria de perforación (malacate, rotaria y bombas de Iodo), se efectúa a través de convertidores de torsión, flechas, cadenas, transmisiones, cuya eficiencia mecánica varía y generalmente anda por el orden de 60% promedio (Fig. 13.3).

302



Figura 13.3

2) Los equipos de perforación con sistema c.d./c.d. usan generadores y motores de corriente directa que tiene una eficiencia aproximada de un 95%. La eficiencia real en conjunto con la maquinaria de perforación es de 87.5% debido a pérdidas adicionales en los requisitos de fuerza de los generadores por inducción en el campo, soplador de enfriamiento, temperatura en conmutador, escobillas y longitud del cable alimentador. En este sistema, la energía disponible se encuentra limitada por la razón de que sólo un generador c.d. se puede enlazar eléctricamente a un motor c.d. dando por resultado 1600 H.P; disponibles para impulsar el malacate (Fig. 13. 4).

303



Figura 13.4

3) Los equipos de perforación con sistema c.a. /c.d. (corriente alterna/corriente directa) están compuestos por generadores de c.a. y por rectificadores de corriente (alterna a directa) scr' s (silicon controlled rectifier). Obtienen una eficiencia de un 98%; cuya energía disponible se concentra en una barra común (PCR) y puede canalizarse parcial o totalmente a la maquinaria de perforación (rotaria, malacate y bombas) que se requiera. La ventaja de este sistema es tal que, en un momento dado y de acuerdo a las necesidades, toda la potencia concentrada en las barras podría dirigirse o impulsar al malacate principal teniendo disponible una potencia de 2000 H.P. (Fig. 13.5).

304



Figura 13.5

Transmisión de energía Se tienen dos métodos comunes utilizados para transmitir la potencia hasta los componentes de la instalación: el mecánico y el eléctrico. En una instalación de transmisión mecánica, la energía se transmite desde los motores hasta el malacate, las bombas y otra maquinaria. Se hace a través de un ensamble de distribución que se compone de embragues, uniones, ruedas dentadas, poleas y ejes. En una instalación diesel eléctrica, los motores suministran energía a grandes generadores que a su vez producen electricidad que se transmite por cables hasta un dispositivo de distribución y de éste a los motores eléctricos que

305



van conectados directamente al equipo: el malacate, las bombas de Iodo y la mesa rotaria. Una de las ventajas principales del sistema diesel - eléctrico sobre el sistema mecánico; es la eliminación de la transmisión de la central de distribución y la transmisión de cadenas, así como la necesidad de alinear la central de distribución con los motores y el malacate. Los motores se colocan lejos del piso de instalación, reduciendo así el ruido de los motores. Sistema de elevación El factor más importante para el diseño es la SARTA DE TRABAJO. Diseño de sistema de elevación. El punto de partida en el diseño de un equipo de elevación debe ser el sistema de aparejo de poleas. La potencia en caballos de fuerza (H.P) requerida para levantar las sartas de trabajo se calcula con la siguiente fórmula. H.P = Fuerza (F) x velocidad (v). Si F en Kg y v en m/seg. y 1 H.P = 75 Kg x m/seg. = 4500 kg x m/min Nota: La formula no incluye pérdidas por fricción; cuando éstas se toman en cuenta queda claro que las necesidades de potencia serán mucho mayores. Sistema de aparejo de poleas. Para reducir la fuerza requerida y sacar la tubería se utiliza el dispositivo mecánico: llamado sistema de aparejo de poleas (figura 13.6)

Figura 13.6

306



Ejemplo: de un aparejo de una polea El peso (W) de la tubería que está dentro de un pozo es de 136,200 Kg y se eleva a 0.3 m. por lo tanto se realiza un trabajo que se expresa: Trabajo =fuerza x distancia Trabajo =136,200 x 0.3 = 40,860 Kg x m Si la carga se levanta en un segundo, se tendrá una potencia que se expresa con la fórmula siguiente: Potencia = Trabajo = Potencia =

trabajo/tiempo 40860 kg x m 40860 kg x m/s

En el cálculo de los caballos de fuerza (HP) que son necesarios para efectuar el trabajo anterior se desarrolla lo siguiente. La unidad normal de potencia es el caballo de fuerza (HP)y se expresa en el sistema métrico como: 1 caballo fuerza (H.P) = 75 Kg x m/seg. 1 kg x m/seg = 1 H.P 75 H.P = (40860) / 75 = 544.8 H.P requeridos = 544.8 En este ejemplo (Fig.13.6), la distancia del recorrido del cable en el malacate es la misma que recorre la carga, dado que el enrollado del cable es directo. En la figura 13.7 el sistema de elevación es diferente. El cable se encuentra enrollado alrededor de 3 poleas en la corona y 2 en la polea viajera (anclado a la pierna del mástil). Sin embargo, se requiere hacer el mismo trabajo. Es decir, levantar la tubería a 0.3 m en un segundo y conocer los caballos de fuerza (HP) necesarios para levantar dicho peso aplicando la misma fórmula. HP = Fuerza x distancia/ (75 x tiempo) La distancia que recorre el cable en el malacate para levantar a 0.3 m la carga en este sistema (4 líneas) será:

307



Distancia recorrida en el malacate = número de líneas x distancia recorrida por la carga. Distancia recorrida en el malacate = 4 x 0.3 = 1,2 m Fuerza del malacate = Peso de la carga / núm. de línea del cable aplicando Fuerza del malacate = 136,200 Kg. / 4 líneas = 34,050 kg Trabajo del malacate = Fuerza x Distancia Trabajo = 34,050 Kg. x 1.2 m = 40,860 Kg.-m Potencia = Trabajo / tiempo Potencia = (40,860 Kg.-m) / 1 seg. = 40,860 kg-m/seg. HP = (kg-m/seg.) / 75 HP = (40860) / 75 = 544.8 H.P requeridos =544.8

Figura 13.7

308



Combinaciones de aparejos El número de poleas y el arreglo del cable a través de ellos son importantes. Un fenómeno del sistema de aparejo de poleas es que la carga real en la estructura es mayor que el peso real levantado. Análisis de esfuerzos en el mástil debido a la combinación de aparejos. Con una polea (Fig.13.8)

Figura 13.8

Con aparejo de 3 poleas en la corona y 2 viajeras y ancla en la pierna del mástil (Fig.13.9)

Figura 13.9

309



Con el mismo número de poleas, pero con el ancla en la polea viajera (Fig.13.10)

Figura 13.10

Conclusiones: 1. La carga real ejercida sobre el mástil es mayor que la carga por levantar. 2. A medida que aumenta el número de poleas, disminuye la carga real sobre el mástil. 3. Fijar la línea muerta sobre la polea viajera reduce la carga del mástil. 4. El uso de poleas disminuye la fuerza necesaria entre las líneas para mover una carga dada Malacate: Es la unidad de potencia más importante de un equipo. Por lo tanto, su selección requiere de un mayor cuidado al adquirir los equipos o, en su caso, al utilizarlos en un programa especifico. Los malacates han tenido algunos cambios evolutivos, pero sus funciones son las mismas. Es un sistema de levantamiento en el que se puede aumentar o disminuir la capacidad de carga, a través de un cable enrollado sobre un carrete.

310



El malacate está instalado en una estructura de acero rígida. Esto permite que pueda transportarse con facilidad de una localización a otra (figura 13.11) Considerando que todos los componentes de un equipo son adecuados, la capacidad del equipo se limita a la carga que el malacate pueda levantar y sostener con seguridad.

Figura 13.11

311


13.2

13.2 Planeación y programación de la instalación o desmantelamiento de un equipo

PLANEACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE DESMANTELAMIENTO DE UN EQUIPO

LA

INSTALACIÓN

O

En el movimiento de equipos se deben considerar los factores que intervienen en la selección de recursos humanos, equipos y materiales, acorde a las características de cada uno de ellos. Es por esto, que de acuerdo al tipo y diferentes características de los equipos, se requiere actividades y procedimientos adecuados a los mismos para la instalación y desmantelamiento. Sin embargo, las secuencias de las operaciones en su mayor parte se generalizan, siendo una guía el ejemplo proporcionado en el manual para Perforador-Cabo. Todo el gabinete electrónico, gabinete de control, radiadores, casetas de plantas de luz, la unidad operadora de los preventores, etc. Se conceptúan dentro del equipo que requiere trato especial por sus mismas características de construcción y la vibración a que se someten durante el transito a la nueva localización ó a los talleres, por lo que se debe tomar las medidas que eviten de alguna forma someterlos al máximo a esfuerzos que pudieran causar daños a las partes que lo integran. En toda operación son necesarias en forma preliminar las actividades de planeación y programación para el buen desarrollo y seguridad de la misma y lograr los objetivos. Desde un punto de vista en forma sencilla, podemos decir que la planeación contesta la pregunta ¿Qué se debe hacer?, y la programación ¿Cómo se debe hacer? Planear el desmantelamiento, transporte e instalación de un equipo, es determinar las metas y métodos para alcanzarlas, el siguiente diagrama le proporciona una guía para esta actividad:

312


13.2 Planeación y programación de la instalación o desmantelamiento de un equipo

Diagrama 13.1

Apoyos: Cantidad 5 2 2 2 2

Unidades Lowboy Planas B-87 B-83 Grúas

Tiempo de ocupación (días) 7 10 14 14 14

Personal 3 Cuadrillas completas 1 Cuadrilla de apoyo

Para la actividad de programación se describen todas las actividades por realizar, aplicando todos los recursos planeados, como se menciona en el ejemplo del manual para Perforador-Cabo (Capítulo 14. “Instalación y Desmantelamiento de equipos”).

313

13. Instalación y desmantelamiento de equipo de perforación

13.3 Supervisión de los componentes críticos del mástil

13.3 SUPERVISIÓN DE LOS COMPONENTES CRÍTICOS DEL MÁSTIL Sabemos bien que el mástil se arma en posición horizontal y posteriormente es levantado ó izado hasta una posición vertical, en esta operación algunas partes del mástil estarán sujetas a un esfuerzo considerable debido a la resistencia de su propio peso para levantarlo. A éstas partes del mástil se le denomina “Puntos críticos” y debido a su importancia se recomienda supervisarlos y revisar minuciosamente que se encuentren en buenas condiciones. Puntos críticos: 1. Poleas de izaje 2. Brida igualadora (Tipo “A”) 3. Estribo de la polea de izaje 4. Ancla del cable(guía, tornillos y pernos) 5. Grapa del ancla(pochitoca) 6. Tornillos que sujetan ala grapa(Grado 5) 7. Sensor verificado y en condiciones 8. Pernos en el malacate y con chavetas 9. Soldadura en la base del caballo 10. Candado principal 11. Soquets y el izaje de la brida 12. Base de la brida de izaje 13. Los cables auxiliares sujetos a las piernas del mástil 14. Los cables del guarnido y guía 15. Poleas de la corona y viajera (block)

314


13.4 Lista de verificación antes de izar ó abatir el mástil

13.4 LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL Antes de izar o abatir el mástil, es necesario realizar la inspección de su equipo con el apoyo de una lista de verificación que se proporcionó en el manual para Perforador-Cabo, así como aplicar la lista de los “puntos críticos”. No olvidar que antes de iniciar las operaciones, se debe de realizar la plática de seguridad y de las actividades por realizar, con el personal del equipo, así mismo dar instrucciones para verificar que el personal cuente con el equipo de seguridad personal completo. A continuación se presenta la información de las capacidades de izaje y frenado de algunos malacates y del guarnido de aparejos, como un apoyo en la instalación del equipo (Tabla 13.4, Fig. 13.12 y Fig. 13.13). Tabla 13.4 Capacidades de izaje y frenado de malacates de equipos de perforación Capacidad de Frenado Auxiliar con Freno Electromagnético “El Magco” Malacate

Modelo de freno

Carga Máxima Toneladas

7838 6032

8 Líneas 282 129

10 Líneas 360 177

12 Líneas 444 218

2000 HP

7838

220

303

373

CE-3000

3000 HP

7838

282

360

444

IDECO

E-2100

2000 HP

7838

245

328

418

IDECO IRI

CM-2100 1500-E

2000 HP 1500 HP

7838 6032

245 N.A

328 177

418 218

Marca NATIONAL NATIONAL

Modelo 1625-DE 110-UE

Potencia 3000 HP 1500 HP

C.EMSCO

C2 TIPO-II

C.EMSCO

N.A. No aplica Capacidad de Izaje de Malacate CM-IDECO 2100 (en tons) Embrague Transmisión 8 Líneas 10 Líneas 12 Líneas Baja Alta

Baja

258

306

357

Alta

213

252

293

Baja

117

139

162

99

115

Alta 84 Su ranurado Lebus es para cable de 1-3/8” φ El carrete principal tiene 31” φ por 57-1/2” ancho

315



Capacidad de Izaje de Malacate National 1625-DE Embrague Baja Alta

Transmisión

8 Líneas

10 Líneas

12 Líneas

Baja

400

488

587

Alta

249

304

538

Baja

159

193

227

Alta

98

120

141

El carrete del Malacate de 3000 HP usa cable de 1-1/2” φ y mide 36” φ por 61-1/4” de ancho (EQ-2005)

Capacidad del Izaje del Malacate IRI1500 Embrague Transmisión

Baja Baja

Baja Alta

Alta Baja

Alta Alta

10 Líneas

605 (274.7)

390 (177)

215 (97.6)

140 (63.6)

12 Líneas

170 (322)

455 (206.6)

250 (113.5)

161 (72.6)

Capacidad en miles de libras y (toneladas) El carrete mide 25” φ por 50” de ancho usa cable de 1-1/4”

Figura 13.12 Guarnido Aparejos Ideco y Pirámide

316



Figura 13.13 Guarnido aparejos Continental EMSCO

317


13.5 Aplicaciones

13.5 APLICACIONES •

Con base en el estudio realizado de los equipos de perforación, exponer las características principales del equipo en que se encuentre laborando (perforación ó de mantenimiento). Mástil (marca, tipo y capacidad): Máquinas: Malacate: Bombas de lodo: Generadores: Cable de perforación y tipo de ancla: Números de viajes aproximados para su transporte: Tiempo programado de instalación y desmantelamiento: Otros:

•

Realizar una planeación de desmantelamiento, transporte e instalación del equipo en que labora. Anotando las medidas de seguridad y protección ambiental en las tres actividades.

318

Manual de Perforacion y Mantenimiento de Pozos PEMEX

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