MANUAL DE PRESIONES ANORMALES E HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN ROTATORIA

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MANUAL DE PRESIONES ANORMALES E HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN ROTATORIA

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Las formaciones con alta presión causan serios problemas en la perforación y terminación de pozos en casi todas las áreas importantes de perforación del mundo. Desde el punto de vista estadístico, casi la mitad de los pozos de tierra firme y más de la tercera parte de los pozos costa afuera son perforados a través de dificultosas formaciones caracterizadas por su elevada presión (o geopresurizadas). Con demasiada frecuencia esto da por resultado grandes gastos, contaminación del ambiente, pérdida de reservas de petróleo y aún, en algunos casos, pérdida de vidas. Por esas razones, es importante detectar la presencia y determinar la magnitud de esas zonas y las presiones que ellas contienen. ¿QUÉ SON LAS GEOPRESIONES? Los fluidos contenidos dentro de las formaciones geológicas ejercen presiones. La magnitud del efecto de esas presiones se relaciona directamente con el tipo de fluido contenido, con la porosidad de la formación, con la permeabilidad (la capacidad del fluido para moverse) y con el ambiente geológico en que la formación se encuentra. Una formación está geopresurizada (o sobre presurizada) si esas presiones de fluido son anormalmente altas. Una presión anormal es aquella que es mayor que la presión hidrostática de los fluidos de formación que esta por arriba de ella. La presión hidrostática es la presión ejercida por el peso de una columna de fluido. Esta presión depende solamente de la densidad del fluido y de la altura de la columna, cualquiera que sea la forma o tamaño de esta última. Los fluidos asociados con formaciones geológicas son agua (dulce, salmuera, sal), petróleo y gas. En formaciones recientes y costa afuera, el fluido de formación está constituido por agua salada. Por el contrario, en formaciones más antiguas o localizadas en medio del continente, el agua de formación es usualmente dulce. Cuando se piensa en presiones a profundidades arbitrarias, lo común es referirse al gradiente de presión. Un gradiente de presión del fluido es la presión del mismo fluido a cualquier profundidad, dividido por esa profundidad, dicho de otra manera, es el aumento constante de la presión por cada unidad de profundidad. (kg/cm²)/m). Se considera como presión normal, a una columna de salmuera de 80,000 ppm de sal y un gradiente de presión de 0.107 kg/cm²/m, equivalente a un fluido de densidad de 1.07 gr/cm³. Considerando pues, la presión hidrostática del agua salada como una presión normal; es necesario tener ahora, una presión anormal máxima. A este valor máximo se le denomina gradiente de sobrecarga o su equivalente en densidad de sobrecarga. La sobrecarga se define como la presión ejercida por el peso combinado de todos los materiales y fluidos contenidos en los poros de los mismos, sobrepuestos unos a otros hasta determinada profundidad, por tanto, el límite superior para un gradiente de presión anormal es la sobrecarga.

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Si bien este gradiente varía con la profundidad y con el área, un promedio aceptable es el valor de 0.230 kg/cm²/m (1 psi/pie). Los valores anormales de presión pueden ser semejantes, pero rara vez son iguales o mayores que este gradiente de sobrecarga. No se debe confundir el gradiente de sobrecarga con el gradiente de fractura (de los cuales se amplia la información mas adelante). Este último es la presión que hay que aplicar a una formación para romperla o extender las fracturas existentes; y está en función, además de la sobrecarga, de la resistencia química y cohesión molecular de la roca. Vencer esta resistencia da como resultado una pérdida de lodo en la formación.

CLASIFICACIÓN DE LAS PRESIONES Así pues, las presiones anormales se definen como aquellas presiones mayores que la presión hidrostática de los fluidos de formación. Si se considera una capa de sedimentos depositados en el fondo del mar, a medida que más sedimentos se agregan encima de la capa, el peso adicional las compacta. Parte del agua existente en los espacios porosos se expulsa por la compactación. Mientras este proceso no sea interrumpido y el agua superficial permanezca con el mar arriba, la presión dentro de la formación se dice que es normal o hidrostática. Por definición, la presión hidrostática es la presión ejercida por el peso de una columna de agua. Cualquier presión mayor a la presión hidrostática, es una presión anormalmente alta, así también, presiones menores a la hidrostática son llamadas presiones subnormales o anormalmente bajas. A la densidad de los fluidos de formación, generalmente se les llama “gradiente de presión”, aunque estrictamente no lo es, puesto que el gradiente de presión se obtiene dividiendo la presión de formación entre la profundidad y sus unidades son kg/cm²/m en el Sistema Internacional y lb/pulg²/pie en el sistema ingles. Sin embargo, se ha hecho costumbre en el ambiente del campo utilizar densidades como gradientes, lo cual dimensionalmente no implica error. Se debe considerar como sobrepresión de la formación, a la presión ejercida por algún fluido dentro de los poros de la roca y que es mayor a la presión hidrostática ejercida por una columna de agua salada con densidad equivalente a 1.07 gr/cm³ y una concentración de cloruros de 80,000 ppm a la profundidad a la que se encuentren los fluidos en la formación. Este valor es aceptado para las regiones costera y costa afuera. En regiones continente adentro se ha observado que los gradientes de presión normal varían de 0.098 a 0.106 kg/cm²/m, equivalentes a una densidad de 0.98 a 1.06 gr/cm³. Debido a que en muchas de estas áreas prevalecen las presiones subnormales, en ocasiones el gradiente normal se define como un valor igual al del agua dulce, esto es, una densidad de 1.0 gr/cm³ para zonas continente adentro.

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Se ha establecido que el gradiente anormalmente alto es mayor al equivalente en densidad de 1.07 gr/cm³ cerca de las costas y costa afuera y 1.0 gr/cm³ en zonas continente adentro, especialmente en las partes altas; sin embargo, no existe un límite bien definido para su valor máximo, aunque en términos generales se acepta un equivalente en densidad de 2.30 gr/cm³ o un gradiente de 0.230 kg/cm²/m. Las presiones de yacimiento más altas que se conocen son del orden de 2.10 – 2.15 gr/cm³, aunque también se han encontrado flujos de agua salada que requieren densidades mayores a 2.40 gr/cm³ para poder ser controlados. Después de estas consideraciones, se puede hacer la definición siguiente como resumen general de presiones. 1.

Presión de formación o de poro. Es la presión que ejercen los fluidos (gas, aceite agua dulce, agua salada o las combinaciones de estas) contenidos en los poros de las rocas. A esta presión también se le conoce como presión de roca, de yacimiento, de poro, de depósito y se clasifican de la siguiente manera. a.

Presión subnormal: cuando la presión es menor a la normal, es decir, a la presión hidrostática de la columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. (Figura 1)

b.

Presión normal: Cuando es igual a la ejercida por una columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie y que es equivalente a una densidad de 1.07 gr/cm³ en zonas costeras y 1.00 gr/cm³ continente adentro. (Figura 1)

c.

Presión anormalmente alta: Cuando es mayor a la presión hidrostática de los fluidos de formación normal. (Figura 2)

Si se considera que parte de los fluidos están siendo sometidos a una compresión mayor mientras más se profundiza, entonces es necesario manejar un concepto adicional que ayudará a comprender mejor los problemas que se generan y que puede prestar un auxilio eficaz en el control adecuado de las presiones. 2.

Presión de sobrecarga: Es la presión ejercida por el peso combinado de todos los materiales y los fluidos contenidos en los poros de las rocas de una formación en particular a una determinada profundidad. La presión de sobrecarga máxima aceptada es igual a un equivalente en densidad de 2.30 gr/cm³. (Figura 2, 3 y 4)

3.

Esfuerzo de matriz: Se considera como esfuerzo de matriz la resistencia que ofrece la roca para ser perforada, tanto en su estructura y dureza física, como en su cohesión molecular. El esfuerzo de matriz para una presión normal, resulta de restar al gradiente de sobrecarga la presión de poro. Por tanto, el esfuerzo de matriz para una presión de poro de 1.07 gr/cm³ es igual a un equivalente en densidad de 1.23 gr/cm³. (Figura 1)

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2.30 gr/cm³ – 1.07 gr/cm³ = 1.23 gr/cm³ Bajo este concepto, considérese como esfuerzo de matriz a la resistencia de la roca para ser perforada. Generalmente el gradiente de presión total de sobrecarga, en un área determinada de perforación, es menor que el teórico y el conocimiento real, es muy importante para algunas operaciones de perforación. Los pesos de los lodos pueden aproximarse al gradiente de presión de sobrecarga pero no rebasarlo para no inducir una pérdida. La presión máxima que se puede mantener en los preventores para no fracturar la formación siempre será menor a la sobrecarga. Es una verdad irrefutable que cuando la presión de poro aumenta, el esfuerzo de matriz disminuye en la misma proporción; parece como si el empuje de los fluidos contenidos en los poros de las rocas y que empujan en todas direcciones disminuyera la resistencia de la roca, haciéndola más ligera y más fácil de perforar. (Figura 4) 4.

Gradiente de fractura o presión de fractura. Es la presión necesaria para vencer la resistencia mecánica de la roca o para vencer la presión total de sobrecarga. El gradiente de fractura aumenta con la profundidad ya que la resistencia de la roca aumenta con la profundidad. (Figura 1)

Es de interés conocer esta presión debido a la posibilidad de levantar la sobrecarga total, ya sea accidentalmente o a propósito para crear fracturas. La fractura hidráulica es una técnica por medio de la cual se levanta la sobrecarga con objeto de incrementar los canales de flujo en tamaño alrededor de un pozo para aumentar su producción; pero también se puede inducir una pérdida de fluido perforando un pozo y perder el intervalo descubierto. Bajo estas circunstancias, se debe tener extremo cuidado en la zona más débil del pozo. Esta resulta siempre la zona descubierta más alta (zapata de T.R.) debido a que para levantar la sobrecarga es más sencillo un bloque más delgado que uno más grueso. Es común que durante la perforación de intervalos muy compactos y de baja presión, se obtengan pérdidas de lodo sin haber rebasado el gradiente de fractura. Esto sucede generalmente cuando se atraviesan rocas del Mesozoico. Las pérdidas se registran en la entrada al Cretacico o en el contacto Paleoceno-Cretácico formado por carbonatos de baja presión o sin presión y fuertemente fracturados, lo mismo sucede en parte del Jurásico. Estas pérdidas no pueden considerarse como levantamiento de sobrecarga, las fracturas ya existen y la pérdida de lodo es debida a que el contenido de fluidos en las rocas no tiene la suficiente presión para resistir el empuje de la columna hidrostática del fluido con el que se perfora.

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Ejemplificación gráfica de los conceptos analizados hasta el momento

Figura 1

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Llevado a un diagrama de presiones generalizado se observan los desplazamientos de las curvas a los costados de la línea de presión normal.

Figura 2

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Con los valores de presión de sobrecarga (PS) y presión de poro normal, para este caso (PPN) , se obtienen los valores del esfuerzo de matriz (EM). 0m

500 m

1000 m

1500 m

2000 m

2500 m

3000 m

3500 m

4000 m Figura 3 4500 m PS PPN EM

0 0 0

103.5 48.15 55.35

207 96.3 75.6

316.3 147.1 169.2

420 195.3 224.7

EM = PS – PP

523.5 243.4 280.1

632.5 294.2 338.3

742 345 397

PP = PS - EM

849 395 454

943 439 504

1035 481.5 553.5

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Análisis del intervalo que comprende la curva de presión anormalmente alta para observar el comportamiento del esfuerzo de matriz con relación a la presión de poro. 0m

500 m

1000 m

1500 m

2000 m

2500 m

3000 m

3500 m

4000 m

4500 m PS equivalente a densidad gr/cm³ PP EM

1.07 1.15

1.38

187 256.. ...386 215 256.. . .258

Figura 4

1.61

483 207

1.84

593 149

2.07

678 75

2.3

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Como se puede observar en el cálculo elaborado con la lista de interpolaciones de la gráfica de la página anterior, mientras el valor de presión es mayor, el esfuerzo de matriz disminuye en la misma proporción. (Figura 4 y cuadro 1) Presión de sobrecarga (PS) Prof. m PS Kg/cm² 1750 2.30 402.5 2225 2.30 512 2800 2.30 644 3000 2.30 690 3225 2.30 742 3275 2.30 753

EM = PS – PP Presión de poro (PP) Prof. m PP Kg/cm² 1750 1.07 187 2225 1.15 256 2800 1.38 386 3000 1.61 483 3225 1.84 593 3275 2.07 678

Esfuerzo de matriz (EM) Operación EM 402.5 – 187 215 512 – 256 256 644 – 386 258 690 – 483 207 742 – 593 149 753 – 678 75

Cuadro 1

Esto quiere decir, que las presiones que se encuentran dentro de los poros de las rocas y que ejercen esfuerzos en todas direcciones, están permitiendo que la resistencia de la roca sea cada vez menor. Si el aumento de presión continúa, al llegar al limite del esfuerzo de matriz, teóricamente no se necesitaría ningún esfuerzo para romperla. Bajo estos conceptos, al perforar, es recomendable guardar un sobrebalance mínimo de control en la columna hidrostática para que los fluidos que se encuentran dentro de los poros de las rocas ayuden a perforar. (Figura 5)

Figura 5

Ejemplo No. 1

Ejemplo No. 2

La roca No. 1 tiene una presión de poro equivalente a densidad de 1.76 gr/cm³ y la roca No. 2 de 1.54 gr/cm³. Ambas se encuentran a una profundidad de 3450 m. Con los datos proporcionados resumir y calcular la siguiente información a). Calcular la presión a la que se encuentran los fluidos en los poros de la roca a esa profundidad. Roca del ejemplo No. 1 __________________ kg/cm² Roca del ejemplo No. 2 __________________ Kg/cm²

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b) Calcule el esfuerzo de matriz de cada una de las rocas de los ejemplos, tanto en presión como en equivalencia en densidad. Esfuerzo de matriz

equivalencia en densidad

Roca del ejemplo No. 1 _____________ Kg/cm² ____________ gr/cm³ Roca del ejemplo No. 2 _____________ Kg/cm² _____________ gr/cm³ c) Con los datos obtenidos y suponiendo que se usa un lodo con la misma densidad para ambos casos, explique cual roca será perforada con mas facilidad y por qué ____________________________________________________________ _________________________________________________________________ _________________________________________________________________ _________________________________________________________________ _________________________________________________________________ _________________________________________________________________ d) ¿Cuál será el límite, a su juicio, de la densidad de lodo usado para no generar una pérdida en la formación, por levantamiento de la sobrecarga? Caso No. 1 ____________________ Caso No. 2 ____________________ e) Suponga que la roca del ejemplo No. 1 se encuentra 600 m más superficial que la roca del ejemplo No. 2 y ambas tienen presión de poro de 531.3 kg/cm²; con esta información realice lo siguiente. 1) Calcule el equivalente en densidad de la presión de la roca No. 1 _________ 2) Calcule el equivalente en densidad de la presión de la roca No. 2 _________ 3) Explique porque la diferencia: ______________________________________ _________________________________________________________________ _________________________________________________________________ _________________________________________________________________ _________________________________________________________________ 4). Escriba cual roca se perforaría con mayor rapidez si se usa un lodo de 2.07 gr/cm³ e iguales condiciones mecánicas para ambas y porque. _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _____________________________________________________________ _____________________________________________________________

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ORIGEN DE LAS PRESIONES ANORMALES Las épocas geológicas en que se han encontrado presiones anormales pertenecen a las eras Cenozoica, Mesozoica y Paleozoica. Estadísticamente, las zonas de presiones anormales se encuentran con mayor frecuencia en sedimentos del periodo Terciario, sin embargo, las presiones anormales del periodo Jurásico son, en ocasiones, de mayor magnitud; requiriendo a veces para su control densidades mayores a 2.40 gr/cm³ Las sobrepresiones de una formación es el resultado de efectos diagenéticos, o colocación estructural en la cementación de la formación. Otros factores que contribuyen al origen de una sobrepresión son: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j)

Efectos de compactación Efectos diagenéticos Propiedades de las arcillas procesos osmóticos sellos de permeabilidad Efectos de densidad diferencial Efectos de migración de fluidos Efectos por formaciones salinas Movimientos tectónicos Expansión térmica del agua y los hidrocarburos

Cualquier mecanismo que sea capaz de atrapar fluidos de formación y que no los deje salir de la formación a medida que la sobrecarga aumenta, tiene la capacidad potencial de formar geopresiones Uno de los fenómenos mas simples es el acuífero. Un acuífero es técnicamente una formación que contiene agua móvil. Un acuífero es una arena superficial que sobresale en la cercanía de una elevación apreciablemente mas alta que la elevación del pozo. Si bien la presión registrada en el pozo artesiano es de naturaleza hidrostática, da la ilusión de tratarse de una geopresión por la fuerza con que sale el agua. Las arenas superiores pueden ser también altamente presurizadas si hay gas atrapado por una deposición muy rápida o si están cargadas con gas proveniente de las formaciones inferiores. Estas arenas pueden también haber sido cargadas por fluido que escapó de profundidades mayores a lo largo de planos defectuosos. Las arenas, de esta manera sobrepresionadas, tienen un comportamiento muy limitado o local. La ocurrencia mucho más extendida de presiones anormales proviene de actividades geológicas y deposicionales más complejas. Mientras el proceso de sedimentación permite que los fluidos de las formaciones escapen hacia la superficie con la adición de mas sobrecarga, la presión de la formación se mantendrá hidrostática. Cuando el fluido ya no tiene la posibilidad de ser forzado hacia fuera, los granos sedimentarios no pueden compactarse totalmente. Los fluidos atrapados en este tipo de

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formaciones no compactadas completamente, deben soportar ahora parte de la sobrecarga. La presión de poro debe ser entonces la suma de la presión normal del fluido mas una porción de la presión de sobrecarga. Esos sedimentos quedan así sobrepresionados. Los movimientos tectónicos y la compactación pueden ser los dos factores principales involucrados en la mayoría de las presiones anormales de las formaciones. Para ilustrar el efecto de compactación considérese la analogía de una esponja saturada de agua. La porosidad y permeabilidad de la esponja son comparables a la de la matriz de la roca. Cuando esta es sometida a compresión se produce un escape de agua. La presión aplicada es soportada principalmente por la matriz de la esponja. Si esta esponja se introduce en una bolsa de plástico, se impide que el agua escape. La esponja en esta situación se comprime muy poco, porque la presión se transmite al agua. En ese sentido la presión externa aplicada es análoga a la sobrecarga. Un pequeño orificio en la parte superior de la bolsa permite que el agua escape bajo presión. Es evidente que la presencia y la eficiencia del sello es la clave de la presión anormal por compactación o, en el caso de cualquier otra presión anormal. Considérese la presencia de un sello efectivo sobre una formación de presiones aproximadamente normales. La formación normalmente presionada puede convertirse en sobrepresionada si tanto ella como el sello son llevados tectónicamente a un nivel mas superficial por efecto de plegamiento o fallas, acompañado de una erosión subsiguiente de la superficie elevada. Si bien la presión de la formación no cambia, el gradiente de presión del fluido hace que la formación pueda ser definida ahora como geopresurizada. Un sello perfecto raramente existe. Si se le da suficiente tiempo, la presión anormalmente alta llegará a liberarse. Pero durante todo el tiempo en que se retarda el proceso de expulsión del fluido, especialmente bajo condiciones de deposición rápida o de serios movimientos de tierra, la situación puede conducir a presiones anormales. Ademes de esas causas físicas principales de presiones anormales, otros procesos químicos y térmicos que ejercen efectos de las formaciones pueden contribuir a las geopresiones. Es importante detallar con mas claridad cada uno de los fenómenos que son capaces de creas presiones anormales en la naturaleza, ya que el entendimiento apropiado de los mismos crea confianza y seguridad en el momento de aplicar los métodos de detección de las presiones anormales durante las actividades diarias dentro de la industria de la perforación de pozos petrolero.

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TEORÍA DE LAS PROPIEDADES DE LAS ARCILLAS Uno de los aspectos más importantes a considerar para el diseño de un fluido de perforación es la secuencia estratigráfica probable que se va a atravesar. En base a lo anterior, se deben de tomar todas las precauciones posibles que tendrá el fluido con la perforación y el efecto con respecto a la estabilidad del hueco, por lo tanto, un buen entendimiento de la naturaleza de las arcillas llevara a la selección apropiada del fluido de perforación. Las arcillas son minerales que pueden ser clasificados como silicoaluminatos de sodio, potasio, calcio y magnesio principalmente, y estructuralmente son cristales con formas laminares dispuestas plano a plano formando paquetes microscópicos, estos se pueden presentar en diversas combinaciones y configuraciones así como su composición química. De lo anteriormente dicho, se derivan las diferentes propiedades de las arcillas. Las estructuras minerales de las arcillas poseen cargas eléctricas debido a la presencia de átomos metálicos diferentes a los predominantes y tienen una carga iónica diferente. Existen en la naturaleza varios tipos de arcilla, pero las más conocidas son del tipo montmorillonita, que además de ser las arcillas formadas mas recientemente tienden a hidratarse e hincharse al entrar en contacto con los lodos base agua durante la perforación. Las montmorillonitas, se convierten a illitas por procesos diagenéticos conforme se profundiza. El mecanismo de adsorción de agua o hidratación es acompañado por el hinchamiento y aumento de volumen del mineral de arcilla. Esto causa un aumento de presión creando una zona sobrepresionada. Al perforar estos intervalos, la acción y contacto de la roca con el lodo de perforación, absorbe el agua creando una inestabilidad en el agujero dando como resultado la presencia de derrumbes (figura 6).

Figura 6

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EFECTOS DE COMPACTACIÓN El proceso normal de sedimentación involucra la depositación de capas o estratos de partículas de diferentes rocas. A medida que estas capas continúan depositándose, se incrementa la presión de sobrecarga, y las capas inferiores de sedimentos son forzadas hacia abajo para permitir mayor depositación en la superficie. En condiciones normales de perforación, la presión de formación es la única que interesa ya que es capaz de producir flujo de fluidos hacia el agujero bajo ciertas condiciones geológicas. La manera en que la matriz rocosa absorbe el aumento de la presión de sobrecarga servirá para explicar la generación de presiones anormales en este ambiente. A medida que tanto la depositación en superficie como la presión de sobrecarga resultante aumentan, la roca subyacente deberá absorber la carga. La forma más simple en que la matriz rocosa puede incrementar su resistencia, es aumentar el contacto grano a grano de las partículas individuales de la roca, esto implica que la porosidad resultante debe disminuir con la profundidad bajo condiciones sedimentarias normales (Figura 7). Si el proceso de compactación normal de la formación se interrumpe, no permitiendo que los fluidos en los espacios porosos se escape, la matriz rocosa no podrá aumentar el contacto grano a grano, o sea su capacidad para soportar la presión de sobrecarga. Puesto que la sobrecarga total continúa aumentando y la matriz rocosa ya no puede soportar su carga, los fluidos en los poros de la roca tendrán entonces que empezar a soportar una cantidad anormalmente grande de la presión de sobrecarga, produciendo presiones de fluido mayores que las normales.

Figura 7 Efectos de compactación.

Para que las presiones anormales queden atrapadas dentro de su ambiente y no se disipen, es necesario que un mecanismo de sello esté presente. El sello más comúnmente encontrado en cuencas sedimentarias es la depositación rápida de un estrato rocoso de baja permeabilidad, tal como una sección de lutita limpia; la lutita reduce el escape normal del fluido causando subcompactación y presiones anormales de fluidos. El sello también se puede producir como resultado natural de pérdida de permeabilidad por la compactación de sedimentos de grano fino tales como arcillas o evaporitas.

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EFECTOS DIAGENÉTICOS Diagénesis es un término que se refiere a la alteración química de los minerales de la roca por procesos geológicos. Se cree que las lutitas y los carbonatos sufren cambios en su estructura cristalina que contribuyen a la generación de presiones anormales. Los minerales arcillosos tienen una estructura del tipo multicapas, tetrahédrica, octaédrica, apilonada y de persiana. En estos minerales puede ocurrir la sustitución del aluminio y sílice por otros elementos, o el magnesio puede ser sustituido por el catión de aluminio, o el aluminio por el sílice. Las moléculas de agua son cargadas así mismo, débilmente, siendo positivas de un lado y negativas del otro; estos procesos pueden continuar hasta que tengan varias capas de agua encima. Esta expansión considerable entre dos capas unitarias de cada cristal ocasiona el hinchamiento de la bentonita de las arcillas. La liberación de esta agua desde el espacio poroso del mineral representa un cambio en el ambiente hidrodinámico de los sedimentos, y por lo tanto ocasionará una sobrepresión (Figura 8). Otro ejemplo es la posible conversión de montmorillonita en illita, alteración que libera agua a los espacios porosos. Si al agua adicional no se le permite escapar, entonces tenderá a absorber sobrecarga. En secuencias de carbonatos, la diagénesis puede crear barras de permeabilidad en las formaciones porosas y formar sellos para el fluido.

Figura 8 Expansión de las arcillas en contacto con el agua.

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EFECTOS DE DENSIDAD DIFERENCIAL Cuando el fluido presente en los poros de una estructura vertical o inclinada tiene una densidad significativamente menor que la densidad del fluido normal en los poros de las formaciones de esa área, pueden encontrarse presiones anormales en la parte superior de la estructura. Esta situación se encuentra con frecuencia cuando se perfora un yacimiento de gas con un echado muy grande. Sin embargo, la magnitud de la presión normal puede calcularse fácilmente aplicando el concepto de presión hidrostática. Una densidad de lodo mayor se requiere para perforar la zona de gas con seguridad cerca de la cima de la estructura, que la que se requiere para perforar en la zona cercana al contacto aguagas Pozo 1

Pozo 2 -Densidades de control. 1.36 gr/cm³

1.81 gr/³ .

1500 m

--Pres. 272 kg/cm² . 2000 m

Figura 9 Contraste de las densidades de control.

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FENÓMENO OSMÓTICO Una membrana semipermeable se define como una capa que permite el paso de solventes pero no de solutos, dichas membranas podrán permitir el paso del agua a través de ella, pero no el de las sales. Cuando dos soluciones de diferente concentración salina son separadas por una membrana semipermeable, una fuerza causa que el agua de menor salinidad se filtre hacia la zona de mayor concentración de sales. Este proceso continuará hasta que se consiga un equilibrio entre ambas concentraciones. Esta fuerza es conocida como presión osmótica (Figura 10). Estrato con mayor concentración de salinidad.

Estrato semipermeable

Estrato con menor concentración de salinidad

Dirección del flujo Formación libre de presión osmótica

Fenómeno osmótico.

Figura 10

Existen dos procesos bien diferenciados asociados con esta membrana: La filtración que permite el paso único y exclusivo del agua, pero no de los iones disueltos en ella, y la generación de la presión osmótica, donde existen dos soluciones de diferente concentración salina en cualquier lado de la membrana. Una presión osmótica moverá el agua de menor salinidad hacia donde se encuentra el agua de mayor salinidad. Finalmente la presión osmótica alcanzará un punto de compactación. Al no poder escapar más agua, la formación conservará las condiciones de presión de formación anormal.

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MOVIMIENTOS TECTÓNICOS En zonas de movimientos terrestres es posible crear sobrepresiones por la acción de plegamientos y fallamientos de los estratos. Una formación normalmente presionada puede convertirse en sobrepresionada si tanto ella como el sello son llevados tectónicamente a un nivel más superficial por efectos de fallamientos y plegamientos, acompañado de una erosión subsiguiente de la superficie elevada. El proceso geológico que empuja hacia arriba una formación profunda, también tiende a liberar la sobrecarga, esto indica que las presiones anormales producidas así, están en función de la diferencia entre la profundidad original y de la profundidad posterior al levantamiento. La figura 11 muestra como una formación arenosa con presión normal a su profundidad original (2000 m y con una presión de 214 kg/cm²), se transforma en geopresurizada en el nuevo nivel más superficial (1200 m y con una presión excedente a la normal de 85.6 kg/cm²). Si bien la presión de formación no cambia, el gradiente de presión del fluido hace que la formación pueda ahora ser definida como geopresurizada. A su profundidad original, una densidad de lodo de 1.08 gr/cm3 sería suficiente para contener los fluidos de la formación. Sin embargo, a la nueva profundidad, que es menor, se requerirá una densidad de mas de 1.78 gr/cm³ para contrarrestar la sobrepresión.

1200 m

2000 m

Arena con presión normal Igual a 214 kg/cm², densidad Equivalente a 1.07 gr/cm³ PP = 2000 m * 0.107 kg/cm²/m PP = 214 kg/cm²

2000 m

Arena levantada tectónicamente y geopresurizada. Densidad equivalente 1.78 gr/cm³. PPN = 1200 m * 0.107 kg/cm²/m = 128.4 kg/cm² PP = 214 kg/cm² – 128.4 kg/cm² = 85.6 kg/cm² PP total = 128.4 + 85.6 = 214 kg/cm² Equiv. en densidad = 214/1200 = 1.78 gr/cm³

Figura 11

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EFECTO POR FORMACIONES SALINAS La sal tiene un comportamiento plástico lo que causa que se comporte como un fluido. En zonas de presión normal la estructura rocosa soporta un poco más de la mitad de la sobrecarga y los fluidos en los poros absorben el complemento de la misma, en el caso de la sal, que no tiene una estructura rocosa, la presión es transmitida totalmente en todas direcciones. Por lo tanto, en cualquier punto dentro de la sección masiva de sal, la presión es igual a la presión ejercida por la sobrecarga. Esto quiere decir que al ser considerada como un fluido, toda la presión que ejerce hacia las paredes de la roca que la circunda es transmitida como presión anormal alta venciendo totalmente el esfuerzo de matriz (Figura 12 ). La certeza de esto se confirma cuando se perfora una sección de sal. Le velocidad de penetración es muy rápida, solo se puede perforar la sal gracias a que su movimiento es muy lento; pero después de un tiempo, el flujo de la misma atrapa la tubería invariablemente. Si el intervalo ha sido revestido, es muy posible que pasado algún tiempo la tubería colapse por la presión.

..

Distribución de la presión en la roca

.Máxima presión

. Intrusión salina . Distribución de la presión de formación en intrusiones salinas Figura 12

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EXPANSIÓN TÉRMICA DEL AGUA Y LOS HIDROCARBUROS El agua por su naturaleza es más susceptible a la expansión térmica que a la compresión, de tal manera que, en áreas de gradientes geotérmicos altos, el aumento de volumen en los poros podrá causar presiones anormales, como los generados en los ambientes geotérmicos para la generación de energía eléctrica. Por otra parte, los hidrocarburos una vez generados y confinados en el subsuelo, están sujetos a un rompimiento termal (cracking) por los efectos de presión y temperatura. Este fenómeno puede causar un aumento de volumen de 2 a 3 veces del volumen original, causando una presión de formación anormal. (Figura 13) Las presiones anormales no se limitan a ninguna edad geológica. Estadísticamente, las zonas de presión anormal se encuentran con mayor frecuencia en sedimentos del Terciario, sin embargo, las presiones anormales en el Jurásico han sido en ocasiones de una mayor magnitud requiriendo altas densidades de lodo para su control. En cualquier pozo que se pretenda penetrar estas formaciones, se deberán tomar precauciones especiales.

Figura 13 Expansión térmica del agua y petróleo sobrepresionando los estratos circundantes

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SELLOS DE PERMEABILIDAD En una alternancia de lutitas y arenas, las lutitas predominan en los depósitos rápidos y no dan tiempo para que el agua sea expulsada a la misma velocidad en que aumenta la sobrecarga, ya que las arcillas, por el tipo de grano, tienen una permeabilidad baja, ocasionando con esto una presión anormal; al menos que intervengan otros factores, las lutitas estarán bajo compactación normal de acuerdo a su profundidad y a la presión de sobrecarga (Figura 14).

Figura 14

Depósitos rápidos de lutitas permiten el confinamiento de presión en las arenas

EFECTOS DE MIGRACIÓN DE FLUIDOS El flujo ascendente de fluidos de un yacimiento profundo hacia una formación mas somera se convierte en una zona de presión anormal. Cuando esto ocurre, se dice que la formación somera esta sobrepresionada. Aún cuando el flujo ascendente se detenga, puede ser necesario mucho tiempo para que estas formaciones regresen a la normalidad (Figura 15).

Figura 15 . Arena sobrepresionada . Sentido de al migración.

Arena con presión normal

La migración de fluidos genera geopresiones.

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ZONAS DE TRANSICIÓN Con el fin de entender la predicción y detección de las presiones anormales, se debe tener conocimiento del concepto de zonas de transición. Esta zona de transición tiene propiedades eléctricas y acústicas únicas, que producen anomalías características en los dispositivos sísmicos y de registros eléctricos. Si se inspeccionan detenidamente los diversos parámetros durante las operaciones de perforación, se pueden detectar indicadores de presiones anormales. Estos indicadores, interpretados adecuadamente pueden dar una magnitud cualitativa del grado de sobrepresión en esa profundidad particular en la zona de transición, La transición de una zona de gradiente normal a una zona de gradiente anormal ocurre en un intervalo relativamente corto, y debido a una característica física única de su agua de poro original, puede detectarse de muchas formas. La zona de transición se defina como el intervalo en el cual el gradiente normal cambia a un gradiente de presión anormal, y en el cual se debe de cementar un revestimiento protector Generalmente, en la ausencia de fallas o discordancias, las zonas de transición de roca suave no son abruptas. Estas se clasifican como cortas cuando son menores a 150 m desde la cima de la zona hasta alcanzar mas o menos 1.56 gr/cm³; moderadas de 150 a 300 m y largas mayores a 300 m. Esta es una clasificación arbitraria por longitud y se refiere principalmente a zonas de transición clásicas. Dentro de una zona de transición, hay con frecuencia pequeños lentes de arenas arcillosas, las cuales generalmente tienen una presión de poro mayor que la altura hidrostática producida por la densidad del lodo utilizado para perforar el pozo. A esto se le conoce como perforación bajo balance. Cuando estas arenas son penetradas por la barrena, esta diferencial de presión causa que los fluidos que se encuentran dentro de la arena fluyan dentro del pozo, contaminando al lodo de perforación. Si estos lentes de arena tienen la porosidad y permeabilidad adecuada, existirá el riesgo de que el lodo sea cortado por el gas o agua, causando problemas de descontrol. Afortunadamente, las arenas arcillosas tienen muy baja porosidad y permeabilidad, así que el peso del lodo puede aumentarse lo suficiente para controlar el flujo de fluido y al mismo tiempo este flujo ayuda a determinar la presión de poro. Siempre se deben de seguir cuidadosamente las descripciones litológicas, así como los diversos indicadores de presión anormal al momento de estar perforando., pero por supuesto, no hay ningún sustituto para la experiencia. Todo esto aunado resulta en la toma de la mejor decisión, optimizando así la perforación y evitando una situación peligrosa dentro del pozo. Una zona de transición de roca dura se refiere a rocas clásticas o no clásticas del Cretácico o mas antiguas. Este tipo de zonas de transición es a menudo abrupta debido

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principalmente a que las rocas características de las formaciones de esa edad son duras por la mineralización y muy compactas. Considerando que las zonas de transición suaves generalmente se presentan bajo una sección masiva de areniscas con fuerte cementación calcárea, no es poco común el encontrar una zona de transición de roca dura bajo de una sección de calizas y dolomías (Figura 16). Zona de máxima compactación

Zona de transición

Zona prospectiva

Figura 16 Zona de transición de roca compacta La zona de transición en rocas arcillosas inicia cuando la concentración de agua en los sedimentos hace que el gradiente térmico se mantenga suspendido ligeramente creando una curva aplanada en la línea de temperatura del lodo en la salida. La roca se vuelve mas compacta y el grano de la arcilla está mas apretado formando una barrera de permeabilidad que impide el flujo del agua en forma lateral. Esta concentración anormalmente alta de agua, da inicio a un ambiente de geopresurización entre los 180 a 350 m mas debajo de la anomalía térmica (Figura 17). .

Barrera de permeabilidad

Anormalidad térmica .

Barrera de permeabilidad

Figura 17 Anormalidad térmica.

Zona de transición

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Es interesante hacer notar que existen muchas similitudes de zonas de transición en rocas de todas las edades geológicas, la clave para detectar las zonas de transición está en los cambios de perforabilidad de las formaciones a medida que la barrena pasa de sedimentos de máxima compactación a sedimentos de baja compactación. Sin importar que la zona de transición sea de lutita pura, calcárea, limosa anhidrita o cualquiera que sea su componente mineralógico, si la zona está geopresurizada, la barrena perforará de forma diferente. La zona de transición de evaporitas ha sido dividida en dos subtipos: TIPO I Está caracterizada por un incremento en la presión de formación con la profundidad. Se debe cementar un revestimiento protector. Este tipo generalmente no está formado por evaporitas limpias, es común la asociación de sedimentos clásticos y no clásticos, caliza arcillosa y areniscas seguidas de anhidríta calcárea, lutitas y sales. Las lutitas probablemente no han sido compactadas completamente, por lo que han retenido algo de su agua poral original y han absorbido agua de la deshidratación del yeso. La porosidad y permeabilidad en este caso es muy baja, la cual es una condición favorable para retener presión. (Figura 18)

. Zona de máxima compactación . Zona de transición

Zona geopresurizada

Figura 18 Zona de transición en evaporitas TIPO I

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TIPO II Se caracteriza por el decremento de la presión de formación debajo de la zona de transición. La cima de estas zonas de transición están selladas comúnmente por areniscas calcáreas de muy baja permeabilidad. En toda la zona de transición se alternan estratos de anhidríta, sal y lutitas arenosas calcáreas. Inmediatamente arriba de estas formaciones se encuentran calizas dolomíticas con buena porosidad y permeabilidad. Se piensa que esta combinación de eventos explica la regresión de la presión de formación, la cual está normalmente o ligeramente geopresurizada; por ejemplo, la anhidríta sella la salida de presión de la formación. Si escapa presión a las areniscas, esta se disipa por flujo lateral. (Figura 19) Arenisca de baja permeabilidad

.

Zona de transición

Zona de baja presión

Figura 19 Zona de Transición de evaporitas TIPO II Las zonas de transición pueden ser (Figura 20). 1) El intervalo entre la cima de las geopresiones y la parte superior de la primera arena permeable en la sección geopresurizada. 2) Cualquier aumento rápido de presión en una sección de baja permeabilidad. 3) El intervalo entre la parte superior de las geopresiones y la profundidad en que se encuentra la máxima presión de poro en el pozo.

Zona de transición 1 Zona de Transición 3 Zona de transición 2

Diferentes zonas de transición Figura 20

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PROPIEDADES DE LAS FORMACIONES GEOPRESURIZADAS Los sedimentos geopresurizados tienen diferentes propiedades físicas y químicas de los sedimentos con presión normal. Uno de los mas importantes es la transmisión de las ondas sonoras. A medida que los sedimentos se compactan con la profundidad, la velocidad de las ondas sonoras sísmicas se incrementan. A mayor compactación de los sedimento, la velocidad se incrementa y el tiempo de viaje disminuye. Un incremento en el tiempo de viaje indica que las propiedades físicas y químicas de los sedimentos han cambiado. Esta propiedad es debida al cambio en el tipo estratigráfico de la formación o a la presencia de presión anormal. La retención de agua en las zonas de transición causa que la velocidad de las ondas de sonido disminuya, lo cual ocasiona un tiempo de viaje mayor. Los registros pueden usarse para calcular las presiones de los fluidos de la formación, debido a las mismas propiedades físicas de las rocas que afectan las velocidades. Las aguas retenidas en las lutitas anormalmente presurizadas son mucho más salinas que aquellas lutitas compactadas justo arriba de las zonas de transición, esta mayor salinidad se debe principalmente a que el agua de poro de las lutitas anormalmente presurizadas tienen esencialmente la misma concentración de sales que el agua de mar original en la cual las lutitas fueron depositadas. De los registros eléctricos de RESISTIVIDAD O DE CONDUCTIVIDAD, también se puede graficar la presión de formación. A mayor salinidad del agua retenida en las lutitas presionadas se incrementa la conductividad de la corriente eléctrica. La lutita tiene un peso específico, el cual puede determinarse en gr/cm³ de los recortes de perforación. Esta propiedad se puede medir en una columna de fluidos miscibles y densidades conocidas. La densidad de las lutitas se incrementa más o menos linealmente con la profundidad a medida que esta se va haciendo más compacta, sin embargo, una lutita sobrepresionada tiene una densidad menor debida a si agua de poro retenida. Es entonces muy fácil, graficar estos valores de densidad de lutitas contra profundidad hasta detectar una desviación que indique la disminución en la tendencia normal del gradiente de densidad. Este decremento indica que las lutitas geopresionadas van a ser perforadas. También se puede graficar los valores de la densidad de lutitas de los registros eléctricos. Sin embargo, este tipo de registros raramente se corre en las zonas de transición debido al gran diámetro del pozo y la ausencia general de formaciones con hidrocarburos.

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CÁLCULO DE PRESIONES ANORMALES Las únicas formas de obtener información del subsuelo además de la perforación, es utilizando los métodos geofísicos. Las técnicas más usadas son el Registro Sísmico de Reflexión Acústica, Conductividad y Resistividad, Registro de Densidad compensada. Sin embargo, estas técnicas de registro proporcionan la información después de perforar los intervalos que dan problemas y no ayudan en la predicción de las sobrepresiones en el momento de la perforación para tomar decisiones de control rápido. La oportuna identificación de una zona de presión anormal y una exacta estimación del valor de la misma significa seguridad y economía en las operaciones de perforación. Todos los métodos de predicción de sobrepresiones están sujetos a intervenciones imprevistas de factores externos pero los resultados dependen del cuidado e interpretación correcta de los datos colectados. Un punto clave en los métodos es el carácter establecido de las variables normales de la presión de una zona y compararlas con el comportamiento en las zonas de presión anormal, cada método es considerado en dos secciones. El primero encerrará la teoría básica detrás del método; la segunda, nos la dará la práctica en la recopilación y análisis de los datos. INDICADORES DE PRESION Esta es una de las partes más importantes del estudio de presiones anormales, ya que contiene la técnica para detectar las presiones anormales al estar perforando. Los términos PARAMETRO e INDICADOR, con frecuencia se usan indistintamente, lo cual no es correcto. INDICADOR es algo que señala más o menos con exactitud. PARAMETRO, es uno de un conjunto de propiedades físicas cuyos valores determinan las características de comportamiento de un sistema. Para nuestro caso, parámetro, cubrirá las variables de perforación como son el peso sobre barrena, revoluciones por minuto, velocidad de perforación, unidades de gas, propiedades del lodo, etc. Las cuales se grafícan. Las gráficas indican que debe de tomarse alguna clase de acción después de registrar los parámetros y se vuelven indicadores. La clave para detectar las presiones anormales es reunir y graficar los datos, interpretar el significado de los indicadores y decidir la acción más adecuada. Los indicadores de presión anormal están basados en la experiencia y en el intenso estudio; estos indicadores son: Velocidad de penetración. Exponente “d” y “dc”. Velocidad de penetración normalizada. Gases de perforación.

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Propiedades del lodo. Diferencial de cloruros. Temperatura. Análisis de recortes. Densidad de lutitas. Paleontología. Inestabilidad del pozo. Conductividad. Porosidad de la perforación. El incremento en la velocidad de la perforación (Figura 21) en la zona de transición, es un indicador consistente y efectivo de que se esta penetrando a una zona de sobrepresión, siempre y cuando, ciertas condiciones de perforación se mantengan constantes, estas condiciones son: VEL. DE PERF. EN min/m 0

10

20

30

40

2200 m

2230 m

2260 m

2290 m

2320 m

2350 m

2380 m

2410 m

Figura 21. El incremento en la velocidad de penetración indica sobrepresión

1) Los parámetros de perforación (tipo de barrena, peso/Bna., rotación, presión de bombeo), 2) Las propiedades reológicas de los lodos de perforación, especialmente densidad y viscosidad de embudo. La velocidad de perforación indica que tan rápido se perfora cada metro y se puede reconocer literalmente la litología y/o la presión de poro. Este es el primer parámetro recibido a medida que el pozo se

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perfora y los otros parámetros se miden después de que el lodo acarreó los recortes y el gas desde el fondo del pozo hasta la superficie, es decir, al transcurrir el tiempo de atraso. Cuando todos los parámetros de perforación se mantienen constantes, la velocidad de penetración disminuye uniformemente con la profundidad. Al perforar la zona de transición, la velocidad de perforación comúnmente se incrementa a medida que la presión de formación se acerca a la presión de la columna del lodo. En la cima de la zona de transición, con frecuencia se observa una disminución en la velocidad de perforación (zona de máxima compactación), antes de que disminuya el sobrebalance que incrementa la velocidad de penetración. Esto es causado por una diferencia en la litología de la roca sello. La disminución de la velocidad de perforación causada por el desgaste de la barrena, debe considerarse al interpretar la tendencia. El método más conocido en la detección de sobrepresiones relacionado con los cambios en la velocidad de penetración es el exponente “dc”. La derivación de una porosidad de formación determinada de la velocidad de perforación es usada para detectar presiones anormales en las técnicas empleadas en el campo. Durante el curso normal de la perforación, la velocidad de la penetración decrecerá, como ya se dijo, con el incremento de la profundidad por las siguientes razones: 1. Las formaciones llegan a hacerse más consolidadas por la influencia de la presión de sobrecarga, aumento de la temperatura de la formación y perdida de fluidos en los poros, en el proceso de compactación; por todos estos factores se incrementa la fuerza de cohesión de la roca haciéndola dura a la penetración. 2. La presión diferencial que existe entre la presión hidrostática y la presión de la formación, si la diferencia de presión aumenta, la velocidad de penetración disminuye. Supongamos que una formación con presión normal (1.07 gr/cm³) se perfora con un lodo de 1.28 gr/cm³; a diferentes profundidades, la presión de la formación, la hidrostática y la presión diferencial es como sigue. (Cuadro2) Profundidad en m 300 760 1250 1600 2500 3100

Presión Hidrostática Presión. De en kg/cm² Formación kg/cm² 38.4 32.1 97.28 81.32 160.00 133.75 204.80 171.20 320.00 267.50 396.80 331.70 Cuadro 2.

Presión Diferencial kg/cm² 6.3 15.96 26.25 33.60 52.50 65.10

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Como se ve, siendo el gradiente de presión de formación y la densidad del lodo constantes, la presión diferencial aumenta junto con la profundidad; ocasionando con esto, una disminución en la velocidad de perforación y seguirá una tendencia definida en secciones de presión normal. Esas tendencias cambiarán cuando se encuentre una formación con un gradiente de presión mayor que el normal, disminuyendo con esto la presión diferencial y se notará un aumento en la velocidad de perforación. La velocidad de penetración es el único parámetro de este tipo en los que se consideran, cambios en el peso/Bna., rotación, densidad del lodo etc. Incrementando el peso/barrena y la velocidad de la rotaria, se incrementará la velocidad de penetración. Algunas barrenas de menor diámetro que otras tienen mejor avance aun en la misma formación y bajo las mismas condiciones de operación. EXPONENTE “d” El método del exponente “d” nos detecta presiones anormales de la formación con los datos obtenidos durante la perforación y las condiciones mecánicas con las que se perfora tales como: velocidad de perforación, peso/ Bna, rotaria, densidad del lodo, diámetro del agujero. El exponente “d” se considera como el valor aproximado de la perforabilidad de la roca que es semejante a la porosidad de la perforación. Si bien, se está considerando que las condiciones mecánicas que intervienen en la perforación son la variable que influyen en el mayor o menor avance, entonces estas variables, incluidas en una formula, normalizan los procedimientos de cálculo de perforabilidad de la roca para detectar cambios en esta ocasionados por geopresurización. Se tiene claramente entendido que cuando la presión de poro aumenta, el esfuerzo de matriz de la roca disminuye por la presión interna de los fluidos dentro de los poros, de esta manera, si se mantienen constantes las condiciones de perforación, la tendencia de la perforabilidad de la roca se observa bien definida y cuando se presentan los cambios en la curva de perforabilidad, o sea, del exponente “dc”, se pueden interpretar y evaluar esos cambios. La velocidad de perforación (Vepl) es directamente proporcional al peso sobre la barrena y la velocidad de la rotaria; e inversamente proporcional al diámetro de la barrena y a la presión diferencial. Velp = K((PSB / Diam. Bna.)d (RPM)e (1/P))

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UNIDADES K PSB Diam. Bna RPM e d P

= = = = = = =

Perforabilidad constante de la formación Peso sobre barrena en libras. Diámetro de la barrena en pulgadas Velocidad de la mesa rotaria en revoluciones por minuto Exponente de la velocidad de la rotaria Exponente del peso sobre la barrena Presión diferencial en PSI

Considerando que la presión diferencial es constante y que la perforabilidad es constante, entonces K = 1.0 La velocidad de la penetración varía linealmente con la velocidad de la rotaria, entonces el valor de e =1.0 Por tanto, la ecuación se puede transformar de la siguiente manera: ( Velp / RPM ) = ( PSB / Diam.Bna )d Después de unas conversiones a las unidades, la ecuación del exponente “d” queda de la siguiente manera; usando el sistema Ingles y separando los extremos de la ecuación en dos factores.

Consideremos como factor “A” = log. (Velp / (60 * RPM)) Consideremos como factor “B” = Log.(12 * PSB) / ( 106 * Diam .Bna)) Fórmula estructurada por factores del Exponente “d” Factor “A” Exponente “d” = Factor “B” Unidades: d = Exponente del peso sobre barrena : adimensional. RPM = Revoluciones por minuto de la mesa rotaria Velp = Velocidad de penetración en pies/hora. Diam. Bna. = Diámetro de barrena en pulgadas. PSB = Peso sobre barrena en libras. Uno de los valores que mas afecta al exponente “d” como método de detección de presiones anormales es la presión diferencial (Sobrebalance) mayor de 500 PSI (35 kg/cm²). Un método para eliminar tal efecto consiste en corregir el exponente “d”

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multiplicándolo por la relación del peso de una columna normal equivalente a densidad, sobre el peso del lodo usado para mantener la formación controlada. El sobrebalance baja la velocidad de penetración y esta disminución hace aumentar significativamente los valores del Exponente “d” (cuadro 2). De esta manera, el exponente “d” corregido se le llama Exponente “dc” y este modifica el valor de “d” en función del gradiente normal de los fluidos de la formación y del peso del lodo. Al corregir el problema del sobrebalance, el valor del exponente “d” sufre un cambio significativo ajustándose más al valor del esfuerzo de matriz (Cuadro 3) Dens. lodo gr/cm³ 1.25 1.25 1.25

Velp. min/m 3 5 7

RPM 150 150 150

Diam. Bna PSB ton. pulg 9.625 3 9.625 5 9.625 7

Exp. “d”

Exp. “dc”

1.025 1.266 1.45

0.8859 1.094 1.26

Cuadro 3

Formula del exponente “dc” en el sistema Ingles “dc” = ( “d” * 9) / Dens. lodo Dens. lodo = lb/galón El exponente “d” ha sido limitado a rocas de perforabilidad similar, se han escogido las lutitas para la aplicación de este método, debido a sus características de compactación y estructura homogénea; lo mismo que al uso de barrenas tricónicas de dientes. Aunque el uso de barrenas policristalinas ha sido generalizado, el exponente “d” y corregido “dc”, han cumplido fielmente con su cometido de detectar presiones anormales en rocas presurizadas; ya que lo que se busca son las zonas de transición y aún con este tipo de barrenas, la deflexión de los valores del exponente se observan claramente denotando cambios en la presión de los fluidos dentro de los poros de la roca. Aunque en rocas compactas, el comportamiento del exponente es un tanto errático, la tendencia que sigue siempre presenta auxilio importante en la detección de geopresiones; no importa que el valor que se estima no cumpla con los requerimientos de exactitud que presenta en las arcillas, lo importante es la tendencia que se registra, ya que ésta es proporcional en alguna forma, a la concentración de presiones en la formación. Para el área de la costa del golfo, se han encontrado gradientes de presión normal de formación equivalentes a 0.468 PSI/pie (9 lb/galón) o sea, 0.108 gr/cm²/m (1.08 gr/cm³) en peso del lodo, si se observa, la densidad normal es un poco mas alta al equivalente de la presión de poro normal (1.07 gr/cm³).

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Para zonas compactas en las partes continentales, se han registrado gradientes de presión normal de 0.442 PSI/pie (8.25 lb/galón) o sea 0.102 kg/cm²/m (1.02 gr/cm³) en peso de lodo. Sin romper la estructura de fórmula general del exponente “d” y del exponente “dc”, para el Sistema Internacional, se usa la siguiente fórmula. Fórmula general del Exponente “d” Log((0.3049) (RPM) (Velp)) Exponente “d” = Log(37.87(Diam.Bna / PSB)) UNIDADES PSB Diam. Bna RPM Velp

= = = =

Peso sobre barrena en toneladas. Diámetro de la barrena en pulgadas Velocidad de la mesa rotaria en revoluciones por minuto Velocidad de penetración en minutos por metro

Formula para el exponente “dc” en el Sistema Internacional. “dc” = “d” (1.08 / Dens. lodo)

Dens. lodo = Gr/cm³

Formula general Completa para el exponente “dc” en el Sistema Internacional. Log((0.3049) (RPM) (Velp)) Eponente “dc” = Log(37.87(Diam.Bna / PSB))

1.07 ------------Dens. Lodo

UNIDADES “d” “dc” PSB Diam. Bna RPM Velp Densl lodo

= = = = = = =

Exponente “d” adimensional Exponente “dc” adimensional Peso sobre barrena en toneladas. Diámetro de la barrena en pulgadas Velocidad de la mesa rotaria en revoluciones por minuto Velocidad de penetración en minutos por metro Densidad del lodo salida en gr/cm³

Con los valores obtenidos del exponente “dc” se deben graficar a escala semilograrítmica (ver gráfica en el ejersicio ejemplo). Los cálculos del mismo se deben elaborar cada 5 o 10 metros, dependiendo de la velocidad de penetración. El dato de velocidad de penetración debe ser el promedio de los 5 o 10 metros según el caso.

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El exponente es muy ùtil para observar el movimiento del aumento de la presión de poro, sin necesidad de correlacionar con otros parámetros que a menudo no se tienen durante la perforación de pozos exploratorios. Al graficar el exponente “dc” contra la profundidad, se deberá tener una curva punteada; en esta curva se deberá trazar una recta de tendencia que una la mayor cantidad de puntos. Es preferible hacer la línea de tendencia en los primeros 500 o 700 metros desde la superficie; la finalidad de esto es que la parte superior de los intervalos perforados casi siempre se encuentra con presión de poro normal. Al unir la mayoria de puntos con la línea de etendencia, esta línea tendrá un valor de gradiente de 0.107 gr/cm²/m (valor normal de presión de poro) y todos los puntos que caigan sobre o muy próximos a la tendencia tendrán un valor de 1.07 gr/cm³ en equivalencia de densidad. (Ver gráfica en el ejersicio ejemplo). Cuando cambia el diámetro del agujero, se debe corregir la posición de la línea de tendencia construyendo una paralela a la tendencia original para compensar el desplazamiento de la misma por la diferencia de diámetro registrada en la fórmula general del exponente “dc”. (Figura 22) Línea de etendencia Cambio de barrena

Nueva tendencia Disminución del diámetro del agujero

Nueva tendencia

Figura 22. Desplazamientos de la tendencia normal de poro

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Si el cambio de barrena no afecta la tendencia normal que se tenía, se continúa con la misma línea sin modificaciones. Todos los puntos que se desplacen hacia la izquierda de la tendencia normal, indican una sobrepresión (Presión anormalmente alta) y los puntos que se desplazan por arriba de la tendencia normal serán valores de presión subnormal. Conociendo la presión de la formación, conoceremos la densidad del lodo equivalente para mantener una presión hidrostática que contrarreste la presión de la formación.

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PRÁCTICA DE CÁLCULO DEL EXPONENTE “dc” Profundidad (m) 1700 1710 1720 1730 1740 1750 1760 1770 1780 1790 1800 1810 1820 1830 1840 1850 1860 1870 1880 1890 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110 2120 2130 2140 2150 2160 2170 2180

Vel. Perf. (8min/m) 3.06 1.75 3.51 2.04 2.01 2.3 2.98 2 2.5 2.6 3.5 3 4.8 7.5 5.8 7.8 7.7 4.81 5.32 6.28 3.78 3.91 3.9 4.94 1.12 1.16 1.19 1.14 1.55 1.19 1.18 1.18 1.17 1.15 1.19 1.18 1.11 1.11 1.17 1.35 1.81 2.12 2.45 2.15 2.2 2.05 2.16 1.45 1.36

rmp 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 200 200 200 70 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 200 200 200 200 200

Psb (ton) 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 6

Ø Bna. (pulg) 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5

Desn. Lodo gr/cm³ 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28

exp “dc” (Adim.)

38

Profundidad (m) 2190 2200 2210 2220 2230 2240 2250 2260 2270 2280 2290 2300 2310 2320 2330 2340 2350 2360 2370 2380 2390 2400 2410 2420 2430 2440 2450 2460 2470 2480 2490 2500 2510 2520 2530 2540 2550 2560 2570 2580 2590 2600 2610 2620 2630 2640 2650 2660 2670 2680

Vel. Perf. (8min/m) 2.24 2.23 2.39 2.16 2.11 2.47 2.26 2.13 2.35 2.30 1.64 1.60 1.27 1.40 1.42 1.41 1.29 1.27 1.30 1.49 1.34 1.60 1.59 1.62 1.58 1.29 1.64 1.55 1.46 1.59 2.15 1.89 4.93 2.00 2.57 1.91 2.18 1.39 1.911.76 2.1 5.08 2.94 8.8 4.88 8.8 9.08 0.89 1.57 1.24 7.36

PRÁCTICA DE CÁLCULO DEL EXPONENTE “dc” rmp Psb Ø Bna. Desn. Lodo (ton) (pulg) gr/cm³ 200 6 8.5 1.28 200 5 8.5 1.28 200 5 8.5 1.28 200 5 8.5 1.28 200 5 8.5 1.28 200 5 8.5 1.28 200 6 8.5 1.28 200 6 8.5 1.28 200 6 8.5 1.28 200 5 8.5 1.28 200 5 8.5 1.28 200 6 8.5 1.28 200 6 8.5 1.28 200 6 8.5 1.28 200 6 8.5 1.28 200 6 8.5 1.28 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 200 6 8.5 1.30 120 3 8.5 1.30 120 3 8.5 1.30 120 3 8.5 1.30 120 3 8.5 1.30 120 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5 1.30 152 2 8.5

exp “dc” (Adim.)

39

GRAFICA DE EXPONENTE "dc" 0 1700

1800

P R

1900

O F U

2000

N D

2100

I D A

2200

D E

2300

N m .

2400

2500

2600

6700

0.5

1.0

2.0

2.5

40

GAS COMO PRINCIPAL INDICADOR DE PRESION El incremento del gas en el lodo proveniente de la formación, da un índice para considerar zonas de presión anormal. Al perforar la zona de transición en forma balanceada o ligeramente bajobalance, generalmente se detectará el gas rápidamente y se podrá usar cualitativamente para estimar el grado de sobrepresión. Si la composición del gas no cambia, y si las propiedades del fluido de perforación se mantienen constantes, se puede asumir con seguridad que la presión de poro es mayor que la presión hidrostática, si las lecturas de gas incrementan con la profundidad. La presencia de gas se puede considerar bajo 4 características especiales. GAS PRODUCIDO. Es el gas que se detecta durante la perforación y que se incorpora al lodo al ser liberado por el corte de la barrena. La roca, al ser fracturada o cortada por la barrena, libera los fluidos contenidos en la misma. Estos fluidos, al ser acarreados hasta la superficie por el lodo de perforación, son detectados e indican, de acuerdo a su magnitud, si una zona está sobrepresionada o tiene presión normal. (Figura 23)

Gas producido en unidades (gas total) 0

50

100

150

200

2200 m 2230 m

2260 m

2290 m

2320 m

2350 m

2380 m

2410 m

Figura 23. Gas producido como indicativo de sobrepresión

41

GAS DE FONDO. Es el gas que se introduce a la columna del lodo al suspender la circulación por efecto de disminución de la DEC, y porque el enjarre aún no se ha formado. Se detecta como uno o varios picos de gas al transcurrir el tiempo de atraso al reanudad la circulación. (Figura 24) Este tipo de gas se registra cuando se suspende la circulación para hacer algún movimiento de bombas; tabién cuando de realiza un viaje a la zapata o a la superficie. Cuando esto último sucede, los picos son mayores y de mas duración pues interviene el tiempo que tarda en hacer el viaje y hace que la concentración de fluidos sea mayor. Gas producido en unidades (gas total) 0

50

100

150

200

2200 m 2230 m

2260 m

2290 m

2320 m

2350 m

2380 m

2410 m

Figura 24. Pico de gas de fondo registrado al suspender circulación. GAS DE CONEXIÓN. Representa la acción del efecto de émbolo (al levantar la sarta) mas el periodo en que las bombas se paran con el objeto de agregar un tubo o una lingada a la sarta de perforación y es una medida del grado de balance estático en el pozo. Se registra como un incremento momentáneo (cada 9 m o cada 29 m aproximadamente) en la lectura de gas. Un aumento paulatino en las lecturas de gas conexión indica que se está penetrando una zona de alta presión de formación; o sea, un incremento gradual en la presión de poro. (Figura 24)

42 Picos de gas conexión en unidades 0

50

100

150

200

2200 m 2230 m

2260 m

2290 m

2320 m

2350 m

2380 m

2410 m

Figura 25.Picos de gas de conexión registrados durante las conexiones

GAS DE VIAJE. La Presión de succión o Swaving, es la resultante de la disminución de la presión hidrostática generada al sacar la tubería de perforación con la barrena y que afecta directamente al control de la presión de poro o presión de formación. Después de cualquier viaje de la tubería a la superficie para cambio de barrena, viaje corto o conexiones, al mover la sarta en sentido ascendente, se genera una reducción de presión en el espacio anular precisamente en la parte inferior de la barrena debido a que el diámetro de la misma pasa tan cerca del agujero que no permite el llenado de lodo a la misma velocidad con la que se mueve hacia arriba. Los dispositivos de circulación interior de la barrena (toberas) son tan reducidos que tampoco dejan pasar suficiente fluido para compensar el volumen de acero que se saca. En estas condiciones, se presenta una disminución en la presión hidrostática del lugar por donde está pasando la barrena, presión que se calcula por la velocidad de salida de la tubería de perforación y las condiciones reológicas del lodo. Al disminuir la presión hidrostática en el fondo, los fluidos contenidos en la roca pueden penetrar a la columna del lodo si la presión diferencial no es muy grande Cuando al viajar, o después de hacer algún movimiento de la sarta, se presentan lecturas grandes de gas en el lodo, es indicativo de que la presión de poro está muy cercana a la densidad de lodo y los picos de gas reflejan de manera clara el valor de la presión de poro.

43

Este método tiene también la particularidad de permitir el cálculo de las zonas con manifestación de gas (Zonas geopresurizadas o zonas de presión) que no fueron detectadas durante la perforación. Se registran como picos de gas en o cerca de los intervalos con presiones anormalmente altas. (Figura 26) Picos de gas de viaje en unidades 0

50

100

150

200

0m 250 m

500 m

750 m

1000 m

1250 m

1500 m

1750 m

2000 m

2250 m

2500 m

2750 m

3000 m

Figura 26. Gas de viaje o Gas de Swaving.

44

TEMPERATURA DE LA LÍNEA DE FLUJO. El cambio en el gradiente de temperatura del lodo al salir a la superficie, puede indicar que una zona con presión alta está próxima a perforarse. Las grandes cantidades de agua retenida en secciones de transición con presión anormal, causan mayor porosidad y presión y como la conductividad térmica del agua es de una tercera parte que la de la formación, la conductividad térmica total de la matriz y del fluido de formaciones con alta presión tiende a mantenerse y no seguir la tendencia de gradiente, e incluso a disminuir. Esto evidentemente zonas con anormalidad térmica visibles en una columna graficada en profundidad contra temperatura. (Figura 27) Temp. L. flujo.

0

°C

100

Tendencia normal

Anormalidad Térmica

Figura 27. Anormalidad térmica en la zona de transición. Al considerar las temperaturas de circulación del lodo para detectar una zona de transición, es muy importante tomar en cuenta los siguientes factores: Temperatura ambiente. Gasto de la bomba Volumen del sistema. Temperatura del lodo en la entrada. (Figura 28) Tiempo desde la última circulación. Diámetro del agujero. Adición de fluidos y materiales. Velocidad de penetración. Mantenimiento del equipo de temperatura. Instalación correcta de los sensores.

Figura 28. Formas correcta e incorrecta de instalación del sensor de temperatura.

45

Al bombear el lodo dentro de la tubería de perforación, la temperatura en el espacio anular ocasionará que conforme vaya entrando al lodo, irá aumentando su temperatura. El principal factor que incrementa la temperatura del lodo es el contando directo con la formación. Los tiempos de baja circulación favorecerán a una baja temperatura del lodo en la línea de flujo. Al contrario, los tiempos altos de circulación incrementan la posibilidad de un flujo turbulento, lo cual tenderá a incrementar la temperatura del lodo, ya que más volumen de lodo estará en contacto con las paredes del agujero. Otro factor que influye en el aumento en la temperatura es la longitud del agujero. En los pozos marinos, el efecto de enfriamiento del lodo es mayor debido a la disipación del calor dentro del tubo conductor que se encuentra rodeado por agua de mar. Cuando se suspende la perforación y se continúa circulando hay un incremento de temperatura en la línea de flujo. Este cambio en la temperatura está relacionado con las diferentes velocidades de la rotaria durante la perforación y la circulación; ya que la agitación del lodo será menor durante la circulación y esto ocasiona que menor cantidad de lodo se encuentre en contacto con las paredes del agujero y conductor en los pozos marinos y la disipación de la temperatura sea menos en el tubo conductor. PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR Y GRAFICAR LA TEMPERATURA DE LA LÍNEA DE FLUJO. Registrar simultáneamente la temperatura en la entrada y la salida. Establecer lo gradientes de temperatura para cada barrena, graficando la temperatura de salida contra profundidad. No conectar la última temperatura de una corrida de barrena con la primera temperatura de una barrena nueva. La principal interpretación de los cambios en el gradiente de temperatura serán hechos sobre cada terminación de la gráfica de cada cambio de barrena. La sucesión de la gráfica en cada corrida de barrena será movida lateralmente para formar una línea continua. Ignórese el incremento o disminución de temperatura cuando empieza la vida de una barrena. Extrapolar la sección normal de la curva. (Figura 29) Ignorar el incremento asociado con la circulación de fondo para cambio de barrena, ya que la variación es debida a los cambios de condiciones de operación. Omita los cambios de temperatura efectuados en la superficie por factores que afectan la temperatura. Observe los incrementos repentinos en la diferencial entre temperatura entrada y salida.

46

Temperatura del lodo entrada, salida °C 0

20

40

60

80

100

2000 m 2250 m

2500 m

2750 m

Anormalidad térmica 3000 m

3250 m

Anormalidad térmica

3500 m

3750 m

Temperatura entrada Temperatura salida

Tendencia de gradiente

Figura 29. Graficado de la temperatura para detectar anormalidades térmicas

DIFERENCIAL DE CLORUROSLOS. A mayor profundidad el agua de la formación es más salina. Se entiende que las lutitas, así como las membranas semipermeables permiten el paso de agua pero retienen el escape de iones disueltos y esto conduce a un incremento de la salinidad en las lutitas sobrepresionadas. Como correlación, los sedimentos depositados encima de las lutitas con sobrepresión tendrán una salinidad menor que la normal. En una situación ideal, antes de encontrar una zona con presión anormalmente alta, la salinidad disminuirá, para aumentar cuando se encuentre la sobrepresión. Este aumento de salinidad afecta la concentración de iones en el lodo. Como la presión de formación en una zona de transición comienza a incrementarse y aproximarse a la presión hidrostática, los fluidos de la formación se filtran a la columna de lodo durante las conexiones y los viajes de la tubería.

47

Si se lleva un récord de la concentración de salinidad en la entrada y salida del lodo a intervalos continuos, se podrá detectar la entrada a una zona geopresurizada, ya que cada vez, la diferencial de cloruros entre la entrada y salida será más evidente. (Cuadro 4)

También durante la perforación puede ocurrir que la presión de poro se aproxime a la DEC, siendo este el caso, el incremento de la salinidad en la fase acuosa del lodo provee una diferencial de cloruros muy apreciativa para determinar una zona de presiones anormalmente alta. El incremento de cloruros en el lodo de salida es debido a la contaminación del lodo por agua de formación, debido a una baja presión diferencial. Prof. 2550 m 2600 m 2650 m 2700 m 2750 m 2800 m 2850 m 2900 m 2950 m 3000 m 3050 m 3100 m 3150 m 3200 m

Cloruros entrada 3550 ppm 3920 ppm 3980 ppm 3990 ppm 4110 ppm 4250 ppm 4420 ppm 4670 ppm 5110 ppm 5650 ppm 5790 ppm 5810 ppm 5840 ppm 5920 ppm

Cloruros salida 3590 ppm 4020 ppm 4030 ppm 4050 ppm 4630 ppm 5110 ppm 5770 ppm 6260 ppm 7630 ppm 9010 ppm 7770 ppm 5930 ppm 5910 ppm 5980 ppm

Diferencial de cloruros 40 ppm 100 ppm 50 ppm 60 ppm 520 ppm 860 ppm 1350 ppm 1990 ppm 2520 ppm 3360 ppm 1980 ppm 120 ppm 70 ppm 60 ppm

Diferencial gráfico de cloruros

Cuador 4. Diferencial de cloruros

INESTABILIDAD DEL POZO. La instabilidad del pozo se presenta cuando las geopresiones anormalmente altas son controladas deficientemente por una columna hidrostática con sobrebalance mínimo, igual o menor a la presión de la formación. (Figura 30) Los resultados de la inestabilidad son observados con la presencia de derrumbes en la salida del pozo; fricción de la tubería durante los viajes, alta torsión de la sarta de perforación, presiones altas de circulación, atorones, etc. El mas importante y visible de estos efectos es la presencia de derrumbes, que son fragmentos de roca que la presión de formación empuja hacia el agujero y son fácilmente reconocidos al salir a la superficie por su tamaño y forma.

48

Presión hidrostática y de formación en gr/cm³ 0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

2000 m 2250 m

2500 m

2750 m

3000 m

3250 m

3500 m

3750 m

3800 m

Presión de poro

Densidad del lodo

Figura 31. Inestabilidad del agujero visualizado con presión y densidad de lodo

CONDUCTIVIDAD Partiendo del principio de que la mayoría de los materiales inorgánicos disueltos en un medio acuoso se ionizan. El lodo puede conducir una determinada corriente eléctrica dependiendo de la concentración de iones y de la temperatura. Si se conserva constante la temperatura de la solución, se obtendrán conductividades que representan la cantidad de sólidos disueltos. Los cortes hechos por la barrena pueden aportar cierta cantidad de agua salada al volumen del lodo ionizándolo, siendo posible medir su conductividad por un equipo apropiado para eso. El sensor de conductividad se coloca en el flujo del lodo de salida para cuantificarnos el aumento de la ionización del lodo o la disminución de la misma y uno más en la presa del lodo de la entrada para una referencia patrón que sirve para reconocer la variación neta de la conductividad en la salida. (Figura 32)

49

Entrada Salida

Figura 32. Forma correcta de instalación de los sensores de conductividad

La conductividad se mide en Millimhos/cm a una temperatura constante de 25 ºC. El sistema de control electrónico del equipo está programado para compensar los cambios de temperatura del lodo. Si sabemos que la mayor o menor ionización de una solución nos da una mayor o menor conductividad, entonces, un aumento en la conductividad nos estará señalando una mayor ionización de la solución. Todas las sales disueltas en un líquido producen ionización del líquido, por tanto, una variación en la lectura de conductividad indicará el efecto abajo señalado. (Figura 33) C O N D UC T I V I D A D mmh os /c m

0 500

Curva “A”:

Indica presencia de Hidrocarburos.

Curva “B”:

Indica presencia de sal o domo salino

Curva “C”:

Indica presencia de agua salada o zona geopresurizada

510

P R O F U N D I D A D E N m

520

530

540

550 CURVA "A" CURVA "C" CURVA "B"

Figura 33

05

10

15

20

25

50

METODO PARA ESTIMAR LA PRESIÓN DE PORO USANDO EL “dc” a) Graficar el Exponente “dc” contra profundidad b) Trazar la línea de “Tendencia Normal” sobre la mayoría de los puntos graficados. Si los valores de “dc” son afectados considerablemente por elcambio de barrena (figura 21) ajustar la tendencia con otra paralela a la original y que una a la mayor cantidad de puntos posible. c) Si hay cambios en el diámeto del agujero, ajustar la tendencia normal en la misma forma del inciso anterior. d) Seleccionar el punto de la curva del exponente “dc” en donde se desea calcular la presión de poro (Figura 22). 500

1000

1500 1750m

B

2000 .

Linea de tendencia normal

3000

A

. 3000

0.5

Curva del exponente “dc”

1.0

2.0

2.5

Figura 34. Selección de puntos para calcular la presión de poro

51

Ejemplo: calcular la presión de poro a la profundidad de 2500 m con el valor del exponente “dc” graficado en el punto “A” (Figura 35) Paso 1

Trazar una linea vertical ( A B ) desde el punto del exponente “dc” que se quiera verificar, hasta que haga intersección con la línea de tendencia de la presión de poro normal.

Paso 2

Calcular la presión de poro en el punto “A” considerando que el punto “B” tiene el mismo gradiente de presión de poro (Normal) PP = Profundidad * PPN = 2500 m * 0.107 kg/cm²/m = 267.5 kg/cm²

Paso 3

Obtener la presión de poro equivalente a densidad en el punto “A” dividiendo la presión calculada a 2500 m entre la profundidad del punto “B” y el resultado multiplicarlo por 10. Pres. Equivalente a densidad a 2500 m = (267.5 kg/cm² / 1750 m)10 PP = (267.5 / 1750 )10 = 1.528 gr/cm³

FORMULA PARA CALCULAR LA PRESIÓN DE PORO

PP = S – (( S – PPn ) (Dco / Dcn)1.2 ) PP = 2.30 – ((2.30 – 1.07) (Dco / Dcn) 1.2) PP = 2.30 – ( 1.23 ((Dco / Dcn) 1.2) = Presión de Sobrecarga 2.30 en gr/cm3 = Presión de poro normal 1.07 gr/cm³ = Exp. Dc calculado. = Exp. Dc extrapolado con la línea de tendencia normal y el valor superior de la gráfica 1.2 = Exponente de perforabilidad de la roca.

S PPn Dco Dcn

52

EJEMPLO: 500

Dcn 1.80 0.5

1.0

2.0

2.5

1000

1500 1750m

B

2000 .

Linea de tendencia normal

3001

A

Dco 1.36 3000

.

Curva del exponente “dc”

Figura 35.

PP = S – (( S – PPn ) (Dco / Dcn)1.2 ) PP = 2.30 – ((2.30 – 1.07) (1.31 / 1.91) 1.2) PP = 2.30 – ( 1.23 ((1.31 / 1.91) 1.2) PP = 2.30 – (1.23 * 0.6360) PP = 2.30 – 0.7823 PP = 1.52

53

GRADIENTE DE FRACTURA El gradiente de fractura es el esfuerzo que en necesario aplicar para levantar la sobrecarga; en otras palabras, es la presión que se debe aplicar para vencer la resistencia de la roca y crear un fracturamiento. La fórmula para calcular el gradiente de fractura por el método de Matthews and Kelly es la siguiente: GF = PP + (Ki * EM) GF = gradiente de fractura (gr/cm³) PP = presión de poro (gr/cm³) Ki = Constante de esfuerzo de matriz (psi/pie, en tabla siguiente) EM = Esfuerzo de matriz (gr/cm³) Existen varos métodos y fórmulas para calcular el gradiente de fractura; la mayoría de ellos dan resultados prácticos que se pueden utilizar en la perforación del pozo. La fórmula mas utilizada es la siguiente: GF = PP + (( S – PP ) ( Po / (1 – Po )) GF PP S Po

= Grdiente de fractura en gr/cm³ = Presión de poro en gr/cm³ = Presión de sobrecarga en gr/cm³ = Relación de Poisson adimensional que varía de: • • • •

Po para areniscas 0.19 Po para lutitas (el mas usual) 0.21 Po para calizas cretosas no compactas 0.22 Po para calizas compactas 0.25

Ejemplo: Calcular el gradiente de fractura con los isguientes datos: Profundidad Presión de poro Sobrecarga Po

= 2000 m = 1.28 gr/cm³ = 0.204 kg/cm²/m (ver tabla ) = 0.21 adimencional.

GF= PP+(S – PP) (Po/(1 – Po)) = 1.28 +(2.04 – 1.28)(0.21/(1 – 0.21) = 1.48 gr/cm³ Esto quiere decir que el límite máximo de la densidad del lodo a usar debe de ser de 1.48 gr/cm³ para no fracturar la formación.

54

Convertir de densidad de fractura a presión de fractura: (Prof. x GF)/10= 296 kg/cm² Otra ecuación muy util y que proporciona buenos resultados del gradiete de fractura es el método de Ben Eaton. GF = PP + ( S – PP ) ( U / ( 1 – U ) GF = Gradiente de fractura en gr/cm³ PP = Presión de poro en gr/cm³ S = Sobrecarga en gr/cm³ U = Relación de esfuerzo de matriz (adimencional en tablas) En caso de no contar con las tablas calcularlo con (0.0471 x Prof)0.2353

Se debe considerar que todos estos cálculos de presión de fractura son elaborados en el momento de la perforación y nos dan un valor aproximado al equivalente del levantamiento de la sobrecarga. Un método mas exacto para conocer el valor real del gradiente de fractura se realiza despues de cementar alguna tubería de revestimiento. Se perforan 10 o 15 metros para tener agujero de cubierto y se efectúa una prueba de goteo o Leak Off PRUEBA DE GOTEO O LEAK OFF. Esta prueba consiste en aplicar dentro del pozo la presión hidráulica necesaria para vencer la sobrecarga de la roca y el esfuerzo de cohesión molecular de la misma y generar una pérdida controlada de fluido. Figura 36 La prueba se suspende cuando la curva de presión inicia un descenco hacia la derecha que indica que la roca cede a la presión dejando que el fluido se introduzca dentro de la misma, pero sin generar una pérdida total. Al final de la prueba, se espera recuparar una cantidad del lodo inyectado, indicio de que no se ha deformado por completo la estructura físca de la toca y que su elasticidad recupera parte de la forma original regresando una cantidad proporcional del lodo que se introdujo, por presión, hacia la estructura rocosa sin deformarla permanentemente. El método correcto para hacer una prueba de goteo es el siguiente: • • •

Perforar de 10 a 15 metros de agujero nuevo debajo de la zapata. Levantar la barrena a la zapata. Cerrar el preventor anular.

55

• • • • •

Bombear lentamente por el interior de la TR a un gasto controlado, de preferencia con la unidad de lata presión. Graficar el volumen bombeado contra presión superficial registrada hasta que se alcance el límite de presión de prueba (Este límite se obtiene cuando la aguja del manómetro deja de moverse y empieza a disminuir la presión.) Parar el bombeo y registrar la presión instantánea de cierre, mantener el pozo presionado por 10 minutos registrando la presión cada minuto. Abrir el preventor para descargar la presión y cuantificar el volumne de lodo regresado. Finalmente se calcula la presión de fractura y se transforma a densidad equivalente de fractura. PRUEBA DE GOTEO O LEAK OFF Bombeo suspendido Presión instantáne al cierre

50 45

PRESIÓN SUPERFICIAL EN kg/cm 2

Reistencia molecular

40 35

presión límite de prueba

Fin de la prueba

30 25 20 15 10 5 0

0

80

240 160 320 Volumen de lodo bombeado en litros

Figura 36.

400

480

56

Cálculo del gradiente de fractura (GF) con la prueba de goteo. DATOS: PLP = (presión límite de prueba) 41 kg/cm² = 583 psi Dl = Densidad del lodo 1.58 gr/cm² Prof = Profundidad 2950 m PH = Presión Hidrostática en kg/cm² (calcular) PF = Presión de fractura en kg/cm² (calcular) GF = Gradiente de fractura equivalente a densidad (calcular) PF = PH + PLP PH = (Prof * Dl ) / 10 = (2950 * 1.58) / 10 = 466.10 kg/cm² PF = PH + PLP = 466.10 + 41.0 = 507.10 kg/cm² GF = (PF * 10) / Prof = (507.1 * 10) / 2950 = 1.72 gr/cm³ Con la información de la prueba de goteo se puede calcular el valor de la resistencia de la roca a la ruptura, o sea, la resistencia molecular (RM) que opone la roca a la fractura o a la deformación permanente. Este valor es la diferencia entre la Presión Límite de Prueva (PLP) y el punto de presión máximo bombeo. (PMB) RP = Resistencia molecular kg/cm² PMB = Presión máxima de bombeo en kg/cm² RP = PMB – PLP = 46 – 41 = 5 kg/cm². Convertido a densidad. RP = (5 * 10) / 2950 = 0.01695 gr/cm³ Gradiente total de fractura o deformación permanente. GTF = 1.72 + 0.01695 = 1.7369 gr/cm³

57

RELACIÓN DE PROFUNDIDAD CONTRA GRADIENTE DE SOBRECARGA, COEFICIENTE DE ESFUERZO DE MATRIZ (Ki) Y RADIO DE POISSON (U) Profundidad Metros Pies 112 244 366 488 610 732 854 976 1098 1220 1342 1464 1586 1708 1830 1952 2074 2196 2318 2440 2562 2684 2806 2928 3050 3172 3294 3416 3538 3660 3782 3904 4026 4148 4270 4392 4514 4636 4758 4880 5002 5124 5246 5368 5490 5612 5734 5856 5978 6100

400 880 1200 1600 2000 2401 2801 3001 3601 4001 4401 4802 5202 5602 6002 6402 6803 7203 7603 8003 8403 8803 9203 9604 10004 10404 10804 11204 11604 12005 12405 12805 13205 13605 14005 14406 14806 15206 15606 16006 16406 16807 17207 17607 18007 18407 18807 19207 19608 20008

Gradiernte de sobrecarga Kg/cm²/m PSI/pie 0.1984 0.1984 0.1996 0.2008 0.2020 0.2032 0.2044 0.2056 0.2068 .02080 0.2088 0.2096 0.2104 0.2112 0.2120 0.2128 0.2136 0.2144 0.2152 0.2160 0.2168 0.2176 0.2184 0.2192 0.2200 0.2205 0.2216 0.2214 0.2219 0.2224 0.2229 0.2234 0.2238 0.2243 0.2248 0.2253 0.2257 0.2262 0.2267 0.2272 0.2277 0.2282 0.2286 0.2291 0.2306 0.2301 0.2306 0.2304 0.2315 0.2320

0.850 0.855 0.861 0.866 0.872 0.877 0.883 0.888 0.894 0.900 0.9033 0.9066 0.9100 0.9133 0.9166 0.9200 0.9233 0.9266 0.9300 0.9333 0.9366 0.9400 0.9433 0.9466 0.9500 0.9520 0.9540 0.9560 0.9580 0.9600 0.9620 0.9640 0.9660 0.9680 0.9700 0.9720 0.9740 0.9760 0.9780 0.9800 0.9820 0.9840 0.9860 0.9880 0.9940 0.9920 0.9940 0.9960 0.9980 1.000

Esfuerzo de matriz (Ki) “Ki” (psi/pie) “Ki” kg/cm²/m 0.2805 0.2900 0.3014 0.3128 0.3242 0.3357 0.3471 0.3586 .03700 0.3745 0.3790 0.3835 0.3880 0.3925 0.3970 0.4015 0.4060 0.4105 0.4150 0.4195 0.4240 0.4285 0.4330 0.4375 0.4420 0.4465 0.4510 0.4555 0.4600 0.4610 0.4620 0.4630 0.4640 0.4650 0.4660 0.4670 0.4680 0.4690 0.4700 0.4710 0.4720 0.4730 0.4740 0.4750 0.4760 0.4770 0.4780 0.4790 0.4800

Radio de Poisson (U) “U” psi/pie “U” Kg/cm²/m 0.2735 0.2750 0.2796 0.2880 0.2964 0.3048 0.3132 0.3216 0.3300 0.3356 0.3412 0.3468 0.3525 0.3581 0.3637 0.3693 0.3750 0.3806 0.3868 0.3918 0.3975 0.4031 0.4282 0.4143 0.4200 0.4512 0.4225 0.4237 0.4250 0.4262 0.4275 0.4287º 0.4300 0.4312 0.4325 0.4337 0.4350 0.4362 0.4375 0.4387 0.4400 0.4412 0.4425 0.4437 0.4450 0.4462 0.4475 0.4487 0.4500

58

GRADIENTE DE PRESIÓN DE SOBRECARGA 0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0 0

600 m

1200 m

1800 m

2400 m

3000 m

3600 m

4200 m

4800 m

5400 m

.162

.163

.184

.196

.208

.220

.232

6000 m .234

59

Variación máxima y mínima del radio de Poisson de acuerdo a la profundidad

0 SOBRECARGA VARIABLE

600 m

SOBRECARGA EN ARCILLAS

1200 m

1800 m

2400 m

3000 m

3600 m

4200 m

4800 m

5400 m

6000 m 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

60

Coeficiente de esfuerzo matricial -Ki máximo y mínimo; elegir el adecuado al valor real de presión observado (Matthews and Kelly)

0.

.3

.4

.5

.6

.7

.8

.9

1 0

600

1200

1800

2400

3000

3600

4200

4800

5400

6000 .2

.3

.4

.5

.6

.7

.8

.9

1

61

En los tiempos presentes, la producción de gas y aceite se ha estado explorando y explotando en intervalos muy superficiales. En el Litoral de Tabasco, parte de Veracruz y Campeche; tienen producción de gas y aceite en el Reciente Pleistoceno al Plioceno, y Mioceno Superior. En algunos pozos no se encuentra la producción mas allá de los 700 m, aunque en algunos, existen hidrocarburos en cantidades comerciales a 3500 m. La producción se ha enfocado a los Plays, que son áreas deltaicas de desembocadura de los rios, en donde la acumulación de arcillas y arenas es mas pronunciada. En estas secciones, se ha generado una secuencia muy especial de sedimentos. En la parte superior y media del Pleistoceno, se encuentran cuerpos potentes de arenas de grano grueso con pocas posibilidades de contener hidrocarburos en cantidades comerciales, ya que el grosor es grande y la sobrecarga aún no ha compacatado suficientemente los sediemntos para crear zonas de atrapamiento de hidrocarburos. (Figura Lutitas y lutitas arenosas Arenas

Lutitas y lutitas arenosas Figura 37 Las zonas geopresurizadas del Pleistoceno y Plioceno tienen un comportamiento muy especial. Como se trata de entrampamiento de fluidos con poca sobrecarga, las presiones de confinamiento no son muy grandes y solo afectan a la parte que contiene sedimentos arenosos o areniscas; las lutitas que sirven como sello no contienen grandes cantidades de gas o aceite; solamente cerca de los contactos, apenas una treintena de metros arriba de los lechos de arena y unos 10 o 15 metros debajo de los mismos. (Figura 38)

Zona geopresurizada de confinamiento de fluidos de formación

Figura 38.

62

Debajo de las zonas de confinamiento de fluidos, las presiones vuelven a ser casi normales, ya que las arcillas, por la baja sobrecarga, no han tenido la suficiente presión para convertirse en montmorillonita y crear presiones anormalmente altas por osmosis. Dado que la función de las lutitas y lutitas arenosas es de generar fluidos (la lutita es una roca madre) y crear sellos de confinamiento; el comportamiento de las curvas de presión anormalemente alta, solo crea picos altos en la zonas geopresurizadas, disminuyendo a la tendencia que tenía antes de presentarse la zona geopresurizada. (Figura 39) Presión de poro DEC Gradiente de fractura

Vel. de Perf. Exp. Dc

Lecturas de gas

Figura 39 Como se puede observar en el diagrama de las gráficas presentadas, la presión de poro aumenta solamente en las secciones de confinamiento de hidrocarburos registrados en la parte derecha de la gráfica de exponente “Dc”; al terminar la zona de confinamiento, la presión regresa a la tendencia que tenía antes de registrar la zona de alta presión. El aumento de la perforabilidad se ve registrado en la velocidad de penetración que ocasiona que el exponente disminuya su valor y aumete la presión de confinamiento de los fluidos porales. Las lecturas de gas de fondo y gas de conexión son indicativos claros de zona geopresurizada. (Figura 40)

63

0.0

1.50

2.0

2.50

CURVA DE PRESIÓN DE PORO

LUTITA

LUTITA SELLO

ARENA

LUTITA SELLO LUTITA

ARENA

LUTITA

LUTITA SELLO

ARENA LUTITA

LUTITA SELLO

L. ARENOSA

SELLO LUTITA ARENOSA

ARENA FINA ARENA

LUTITA

SELLO DE LUTITA

ARENA FINA

LUTITA

Figura 40

LUTITA SELLO

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HIDRÁULICA Y CONCEPTOS G E N E R A L ES D E O P T I M I Z A C I Ó N

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HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN ROTARIA. La hidráulica es la parte de la mecánica que estudia el comportamiento de los fluidos en movimiento, la transmisión de energía y los efectos del flujo. Su empleo en el campo tiene como objetivo: Mantener limpio el agujero de los recortes de la barrena. Proporcionar una fuerza de impacto debida al flujo expulsado a través de las toberas de la barrena, con la finalidad de optimizar la velocidad de perforación. Controlar el tipo de flujo en el espacio anular para no dañar las paredes del agujero descubierto. Controlar las condiciones reológicas y presiones de bombeo, para evitar la fracturación de las formaciones. Conocer los valores reales de la presión hidrostática, para evitar brotes o fracturas en formaciones débiles o de baja presión. Permitir el cálculo del efecto de pistón o émbolo, sobre las formaciones, al bajar o levantar la sarta de tubería de perforación a velocidades excesivas. En las operaciones de perforación rotatoria, la circulación del fluido de perforación requiere de la aplicación de más potencia (HP) que cualquier otra operación. Las bombas, líneas superficiales de circulación, tuberías, toberas y áreas del espacio anular a través de las cuales el lodo fluye, merecen especial consideración. Los diversos equipos y tuberías por los cuales el lodo es transportado, se describen a continuación en el orden de circulación normal.

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1. Línea de Succión. La circulación del fluido inicia en las líneas de succión de las presas de lado las cuales permiten su introducción a las bombas.

Retorno del lodo

Presa de lodo Succión Presa de lodo, llegada y succión. 2. Bombas de lodo. Su función es impulsar el lodo a través de las diferentes tuberías de conducción superficial, tubo vertical, hasta la manguera rotaria de la unión giratoria y posteriormente a través de la sarta de perforación, toberas de barrena y de regreso a la superficie por el espacio anular.

SUCCIÓN Bomba de lodo triplex.

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3. Tuberías de conducción superficiales. Conducen el lodo desde las bombas hasta el tubo vertical o Stand Pipe, en donde se conecta a este a través de un conjunto de válvulas de distribución y manómetros indicadores de presión. Línea al Stand Pipe Salida del lodo

Succión o entrada del lodo

Bomba de lodo y tubería de conducción superficial. (Dibujo JBGO) 4. Tubo Vertical o Stand Pipe. Es un tramo de tubería colocado a un costado de la estructura del mástil desde el nivel de la rotaria hasta una altura aproximada de 15 metros. La parte superior de este tubo se conecta a un extremo de la manguera rotaria. 5. Manguera rotaria de perforación. El tubo vertical, en la parte superior tiene una junta de cuello de ganso en cuyo extremo se conecta la manguera rotaria y el otro extremo de la manguera se conecta al cuello de ganso de la unión giratoria o Swivel. El tubo Stand Pipe y la manguera rotaria también llamada manguera del Kelly forman un conjunto flexible para el transporte del fluido de perforación en el sistema de circulación y la manguera puede izarse o bajarse como sea necesario. La manguera tiene una longitud de 17 metros permitiendo un movimiento de aproximadamente 25 metros. Este tamaño permite hacer conexiones con una flecha de hasta 14 metros y un tramo de tubo de 9 metros teniendo aún un margen razonable de seguridad de movimiento.

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Unión giratoria o Swivel. La Unión giratoria o cabeza de inyección, va conectada al cuello de ganso por la parte superior, al cual se conecta la manguera flexible de perforación y al Kelly por la parte inferior. La unión giratoria tiene tres funciones básicas: soportar el peso de la barra maestra, permitir que la barra maestra gire y proveer un sello hermético y un pasadizo para que el lodo de perforación se bombee por la parte interior de la barra maestra. 6. Flecha o Kelly. Es una pieza de tubo cuadrado o hexagonal aproximadamente de 12 metros y que forma el extremo superior de la barra maestra. Transmite la rotación a la sarta y a la barrena. Tiene una válvula de seguridad especial que aparece como un bulto en la parte superior del cuadrante, y que puede cerrar para aislar la presión que sale por la sarta de perforación. El extremo superior del cuadrante o flecha, se conecta a la unión giratoria y su extremo inferior va conectado a la tubería de perforación. 7. Sistema TOP DRIVE. Se compone de una unión giratoria, motor eléctrico, frenos de disco para orientación direccional y un freno de inercia; de un sistema para controlar el torque, sistema de control remoto para controlar el gancho, válvula de control interior, elevador bi direccional para enganchar lingadas y elevadores de potencia El Top Drive hace las funciones de la unión giratoria y la flecha Kelly a la vez. Las ventajas de su uso son entre otros: Elimina dos tercios de las conexiones al perforar con lingadas triples. Mantener la orientación direccional a intervalos de 30 metros. Se puede escarear y circular durante los viajes. Se puede circular y rotar mientras se viaja en pozos horizontales. Mejora la seguridad en el manejo de tuberías.

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8. Tubería de perforación. Es un elemento cilíndrico hueco con una geometría definida por el diámetro exterior y el espesor de la pared de acero que la forma. Existen en general dos tipos de tuberías de perforación. La tubería normal que sirve para incrementar la longitud de la sarta durante la perforación y la tubería pesada o Heavy Weight (HW) conectada en la parte inferior de la T.P. y se utiliza como auxiliar entre la tubería de perforación y los lastra barrenas o Drill Collars. Su función es evitar la fatiga de los tubos durante la perforación soportando el punto neutro de carga.

9. Drill Collars. Son elementos tubulares que se conectan en la parte inferior de la tubería Heavy Weight. También se les denomina herramienta o lastra barrenas y son usadas para dar tensión a la sarta de perforación y cargar peso a la barrena durante las operaciones de perforación.

10. Toberas de la barrena. Son orificios que se encuentran en la base de las barrena y tienen como función reducir o aumentar el área de flujo del lodo que circula por el interior de la sarta de perforación.

70

11. Espacio anula. Es la distancia concéntrica que se encuentra alrededor de la tubería de perforación y está limitado en su parte interior por el diámetro exterior de la sarta de perforación y en la parte exterior por el diámetro interior de las tuberías de revestimiento y por el diámetro del agujero formado por la roca perforada. El lodo es bombeado por la parte interior de la tubería de perforación desde la superficie hasta el fondo del pozo, y regresa a la superficie por el espacio anular, acarreando los recortes hechos por la barrena y la información que se incorpora al fluido. Espacio anular

12. Línea de flujo. Es el conducto del lodo que va desde el cabezal del pozo hasta los vibradores o temblorinas, en donde se separan los recortes transportados por el mismo.

71

13. Temblorinas o Vibradores. Dispositivos mecánicos en donde llega el flujo de circulación, cuya función es hacer la primera limpieza del lodo eliminando los recortes.

Vibrador normal para cortes gruesos 14. Presas de lodo. Son recipientes metálicos de diferentes formas geométricas en donde se acumula el exceso de volumen de lodo en la superficie. Este es el final o principio del circuito de lodo.

Vibrador alto impacto, cortes finos

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CIRCUITO DE FLUJO DEL LODO

a)

Sección No. 1: El flujo inicia en la presa de succión, pasa por las bombas, línea superficial, Standpipe, tubo vertical, manguera flexible, cuello de ganso y Flecha Kelly o en su caso Top Drive.

b)

Sección No. 2: El flujo sale por la Flecha Kelly o Top Drive, continúa por el interior de la tubería de perforación, Tubería Extra pesada o HW y Herramienta o Drill Collar hasta llegas a la barrena.

c)

Sección No. 3: En la barrena, se pierde la mayor parte de la energía por los orificios de salida o toberas.

d)

Sección No. 4: Continúa el flujo saliendo por las toberas e inicia su regreso a la superficie por el espacio anular.

e)

Sección No. 5: En la superficie, retorna por la línea de flujo (llamada también línea de flote) a los vibradores donde se limpia de recortes y cae a su punto inicial en la presa de lodos

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LIMPIEZA DE CORTES DEL AGUJERO. Dentro del agujero en el espacio anular, se presentan dos tipos de velocidades; la velocidad de asentamiento de cortes y la velocidad del fluido de perforación. La limpieza adecuada del agujero se efectúa cuando la velocidad anular excede a la velocidad de asentamiento de los cortes. Si la velocidad del lodo en el espacio anular es igual a la velocidad de asentamiento de cortes, estos no se levantan; permanecen en el mismo nivel en el agujero. Normalmente con una velocidad anular de 9 a 13 m/min (30 a 40 pies/min) mayor que la velocidad de deslizamiento máximo, es suficiente para mantener limpio el agujero. La velocidad a la cual un recorte se sedimenta en un fluido se llama velocidad de caída o de asentamiento. La velocidad de caída o de asentamiento de un recorte depende de su densidad, tamaño y forma, y de la viscosidad, densidad y velocidad del fluido de perforación. Si la velocidad anular del fluido de perforación es mayor que la velocidad de caída del recorte, el recorte será transportado hasta la superficie. La velocidad neta a la cual un recorte sube por el espacio anular se llama velocidad de transporte. En un pozo vertical: Velocidad de transporte = Velocidad anular - velocidad de caída

Velocidad mayor a la caída

Velocidad menor o igual a la caída

El transporte de recortes en los pozos de alto ángulo y horizontales es más difícil que en los pozos verticales. La velocidad de transporte, tal como fue definida para los pozos verticales, no es aplicable en el caso de pozos desviados, visto que los recortes se sedimentan en la parte baja del pozo, en sentido perpendicular a la trayectoria de flujo del fluido, y no en sentido contrario al flujo del fluido de perforación.

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En los pozos horizontales, los recortes se acumulan a lo largo de la parte inferior del pozo, formando camas de recortes. Estas camas restringen el flujo, aumentan el torque, y son difíciles de eliminar. Los recortes en un pozo desviado están sometidos a varias fuerzas que actúan sobre ellos y hacen difícil su transporte. Generalmente se elimina el problema con un flujo suficiente sin llegar a la turbulencia.

Va Fv

Fg

Fuerzas que actúan sobre un recorte:

Vh

Fv = Fuerza de Visc. Fg = Fuerza gravedad Ff = Fuerza flotación Fl = Flujo del lodo

Recorte

Ff Acción de la velocidad sobre un recorte.

Fl

Fuerzas actuantes

Va = Vel. axial Vh = Vel. helicoidal Vc = Vel. de caída Fl = Flujo del lodo

Vc Fl

Velocidades actuantes

Los recortes y las partículas que deben ser circulados desde el pozo están sometidos a tres fuerzas que actúan sobre ellos de la manera ilustrada arriba: (Fg) una fuerza descendente debido a la gravedad, (Ff) una fuerza ascendente debido a la flotabilidad del fluido y (Fv) una fuerza paralela a la dirección del flujo de lodo debido al arrastre viscoso causado por el flujo del lodo alrededor de las partículas. Estas fuerzas hacen que los recortes sean transportados en la corriente de lodo siguiendo una trayectoria de flujo que suele ser helicoidal. También se representa una ilustración simplificada de los componentes de velocidad que actúan sobre una partícula: (Vc) una velocidad de caída descendente debido a las fuerzas gravitatorias, (Vh) una velocidad radial o helicoidal debido a la rotación y al perfil de velocidad, y (Va) una velocidad axial paralela al flujo de lodo. La velocidad de asentamiento de cortes, disminuye al incrementarse la densidad y viscosidad del lodo. La forma de los cortes influye en la capacidad del lodo para acarrearlos. Las partículas de forma plana irregular, son más fáciles de levantar que las partículas redondas.

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Calculo de la velocidad de asentamiento. 21.23 * DiamC * (ds – dl) VS =

= m/seg VA

VS = Velocidad de asentamiento en m/seg DiamC = Diámetro de cortes en pulgadas. ds = Densidad de los cortes en gr/cm³ dl = Densidad del lodo en gr/cm³ VA = Viscosidad Aparente en centipoices VELOCIDAD ANULAR Se define como la velocidad ascendente del lodo a través del espacio anula y depende del gasto de la bomba, del área anular y de las condiciones del lodo de perforación. La mayoría de los pozos tienen por lo general tres secciones con respecto a la aplicación de la hidráulica, aunque podría haber más de estas. Sección 1.

Es la primera etapa o etapa superficial del agujero. El tamaño del agujero es grande y se requiere un volumen de circulación de lodo mayor. La cantidad de lodo deberá ser suficiente para mantener una adecuada velocidad anular. En ocasiones se requiere el empleo de hasta dos bombas de lodo; como se requieren grandes volúmenes de lodo para tener una velocidad anular aceptable, es poco frecuente que se optimice la hidráulica de la barrena en esta sección.

Sección 2.

Será la segunda etapa o agujero intermedio. El diámetro del agujero es menor que el de la primera etapa. El volumen de lodo requerido también es menor. En esta etapa es posible optimizar la hidráulica en la barrena.

Sección 3.

El diámetro del agujero es aún más pequeño; así, el volumen de lodo y caballaje hidráulico requerido será de moderado a bajo. Se necesitan unas toberas apropiadas para proporcionar una alta velocidad de chorro y, por consecuencia una fuerza de impacto elevada que ayude a perforar usando al lodo como agente erosionante.

SECCIÓN 1

SECCIÓN 2

SECCIÓN 3

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FLUJO LAMINAR Y FLUJO TURBULENTO. El fluido de perforación está sometido a una variedad de configuraciones del flujo durante el proceso de perforación de un pozo. Estas configuraciones del flujo pueden definirse como diferentes etapas de flujo, de la manera ilustrada. Etapa 1 – Ningún flujo. . La mayoría de los fluidos de perforación resisten con fuerza suficiente al flujo, de manera que es necesario aplicar una presión para iniciarlo. El valor máximo de esta fuerza constituye el esfuerzo de cedencia verdadero del fluido. En un pozo, el esfuerzo de cedencia verdadero está relacionado con la fuerza necesaria para “romper la circulación”. Etapa 2 – Flujo tapón. Cuando se excede el esfuerzo de cedencia verdadero, el flujo comienza en la forma de un tapón sólido. En el flujo tapón, la velocidad es la misma a través del diámetro de la tubería o del espacio anular, excepto para la capa de fluido que está contra la pared del conducto. Muchas veces se hace referencia al flujo de la pasta dentífrica dentro del tubo para describir un ejemplo de flujo tapón. El perfil de velocidad del flujo tapón es plano. Etapa 3 – Transición de flujo tapón a flujo laminar. A medida que el gasto aumenta, los efectos de corte comenzarán a afectar las capas dentro del fluido y a reducir el tamaño del tapón en el centro del flujo. La velocidad aumentará desde el pozo hasta el borde del tapón central. El perfil de velocidad es plano a través del tapón que tiene la mayor velocidad, y decae o disminuye a cero en la pared del conducto. Etapa 4 – Flujo laminar. A medida que se aumenta el gasto, los efectos del caudal y de la pared sobre el fluido siguen aumentando. A cierto punto, el tapón central dejará de existir. A este punto, la velocidad alcanzará su nivel más alto en el centro del flujo y disminuirá a cero en la pared del conducto. El perfil de velocidad tiene la forma de una parábola. La velocidad del fluido está relacionada con la distancia a partir del espacio anular o de la pared de la tubería. Dentro de una tubería, se puede describir al flujo como una serie de capas telescópicas cuya velocidad aumenta de capa en capa hacia el centro. Todo el fluido a través de la tubería o del espacio anular se moverá en la dirección de flujo, pero a diferentes velocidades. Esta etapa de flujo regular se llama laminar debido a las capas o láminas formadas por las diferentes velocidades.

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Etapa 5 – Transición de flujo laminar a flujo turbulento. A medida que el gasto aumenta, el flujo regular comienza a descomponerse. Pareciera que la punta de la parábola se volviera más inestable y cayera por el propio peso del lodo iniciando la etapa crítica del flujo. Esta etapa crítica es medida por el Número de Reynolds cuyos rangos de valores determinan el tipo de flujo existente. Dibujo (JBGO)

Flujo muy turbulento

Flujo turbulento

Flujo de transición o crítico

Flujo ordenado completo

Flujo ordenado incompleto

Flujo tapón

Ningún flujo.

Etapa 6 – Flujo turbulento y may trbulento. Cuando el caudal sigue aumentando, el flujo regular se decompone totalmente y el fluido tiene un flujo vorticial y turbulento. El movimiento del fluido total sigue siendo a lo largo del espacio anular o de la tubería en una dirección, pero la dirección del movimiento será imprevisible en cualquier punto dentro de la masa del fluido. Bajo estas condiciones, el flujo es turbulento. Una vez que estas condiciones han sido alcanzadas, cualquier aumento del caudal producirá simplemente un aumento de la turbulencia. Estas etapas de flujo tienen varias implicaciones diferentes. La presión requerida para bombear un fluido dentro de un flujo turbulento es considerablemente más alta que la presión requerida para bombear el mismo fluido dentro de un flujo laminar. Una vez que el flujo es turbulento, los aumentos del caudal aumentan geométricamente la presión de circulación. En el flujo turbulento, cuando se duplica el caudal, la presión se multiplica por cuatro (22). Cuando se multiplica el caudal por tres, la pérdida de presión se multiplica por ocho (23). Durante la perforación, la columna de perforación casi siempre tiene un flujo turbulento en el espacio donde se encuentra la herramienta o Drill Collar, y los aumentos resultantes de la pérdida de presión pueden limitar el caudal. Las pérdidas de presión asociadas con el flujo turbulento dentro del espacio anular pueden ser críticas cuando la Densidad Equivalente de Circulación (DEC) se aproxima al gradiente de fractura. Además, el flujo turbulento dentro del espacio anular está asociado con la erosión del pozo y los socavamientos en muchas formaciones. En las zonas propensas a la erosión, el diámetro del pozo se desgastará de tal manera que el flujo vuelva a ser un flujo

78

laminar. Al perforar estas zonas, el caudal y las propiedades reológicas del lodo deberían ser controlados para impedir el flujo turbulento. La única finalidad del flujo turbulento en la parte inferior del agujero consiste en que escarea las paredes del mismo, tirando las partes débiles de la roca perforada, antes de formarse el enjarre y levanta los cortes hasta la parte superior de la herramienta. Para conocer el tipo de flujo que se encuentra circulando en el pozo, se utiliza el número de Reynolds el cual se define como: NÚMERO DE REYNOLDS. El número de Reynolds (Re) es un número adimensional usado para determinar si un fluido está en un flujo laminar o turbulento. La “Práctica Recomendada para la Reología y la Hidráulica de los Fluidos de Perforación de Pozos de Petróleo” supone que un número de Reynolds inferior o igual a 2000 indica un flujo laminar. Los rangos para determinar el tipo de flujo se determinan bajo la siguiente consideración. Re < a 2000 = Flujo laminar Re de 2000 a 3000 = Etapa de transición. Re > a 3000 = Flujo turbulento FORMULA PARA CALCULAR EL VALOR DEL NÚMERO DE REYNOLDS D * V * dl Re =

= adimensional. µ

Re = Número de Reynolds D = Diámetro de agujero en cm V = Velocidad del flujo en cm/seg. dl= Densidad del fluido en gr/cm³ µ = Viscosidad plástica del fluido en cps.

RESUMEN DE FLUJO. Flujo Laminar. Se presenta cuando el frente del flujo tiene una forma parabólica y ordenada de las partículas que viajan en forma paralela a las paredes del pózo, y de la tubería de perfoarción. En la parte media del flujo, la recuperación de las partículas es mas rápida. Flujo Turbulento. Se origina cuando la velocidad del fluido se incrementa por un excesivo gasto y la dirección de las partículas es en forma desordenada, encontrándose en colisión en forma constante, golpeando y limpiando las paredes del agujero.

79

VELOCIDAD ANULAR. Se definen como la rapidez con la que se desplaza el lodo por el espacio anular, desde la barrena, pasando por las diferentes secciones, hasta llegar a la superficie. La fórmula utilizada para su cálculo es la siguiente. Sistema Internacional G Va =

= m/min ( D² - d²) 0.5067

Va = Vel anular en m/min G = Gasto de la bomba en l/min D = Diámetro del agujero o TR en pulgadas d = Diámetro de la tubería o DC en pulgadas.

Sistema Ingles. Q * 24.51 Va =

= pies/min D² - d²

Va = Vel anular en pies/min Q = Gasto de la bomba en GPM D = Diámetro del agujero o TR en pulgadas d = Diámetro de la tubería o DC en pulgadas.

VELOCIDAD CRÍTICA. La velocidad crítica se usa para describir la velocidad a la cual ocurre la transición del flujo laminar al flujo turbulento. El flujo dentro de la tubería de perforación es generalmente turbulento y en el espacio anular es laminar, a excepción del espacio anular entre el agujero y la herramienta. Fórmula. VC = 0.44

Yp / dl

VC = Vel. Crítica en m/seg Yp = Punto de cedencia lb/100 pies² dl = Densidad del lodo en gr/cm³

80

250

3000

Turbulento Caída de

2000

Presión Vel. Crítica

Reynolds

kg/cm² 1000

Laminar

0 0

0 Gasto en GPM

400

PRESIÓN DE CIRCULACIÓN. La presión de circulación en el fondo, es la suma de las presiones hidrostática, mas la presión necesaria para hacer circular el lodo por el espacio anular hacia la superficie. La presión de circulación tiene la función de vencer la fricción entre el lodo y todo lo que éste puede encontrar durante su desplazamiento, dentro de la tubería, desde la bomba hasta la barrena, en la misma barrena y en el espacio anular. Las presiones de circulación se generan por la hidrostática y fricción en el sistema de circulación. 0.- Equipo superficial 1.- Dentro de la tubería de perforación 2.- Dentro de la tubería extrapesada (HW) 3.- Dentro de la herramienta (DC) 4.- En las toberas de la barrena 5.- Dentro del espacio anular del agujero descubierto y herramienta 6.- En el espacio anular del agujero descubierto y tubería de perforación. 7.- En el espacio anular de la tubería de revestimiento (TR) y la tubería de perforación.

Sistema de circulación simplificado

81

PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN EL SISTEMA. Dentro del sistema de circulación del fluido de perforación, existen caídas de presión en diferentes secciones: Caída de presión en la superficie (Líneas de las bombas, stand pipe, manguera flexible, swivel y kelly). Caída de presión en el interior de la sarta de perforación (TP, HW, Drill Collar y herramientas especiales). Caída de presión en la barrena (toberas) Caída de presión en el espacio anular (en las diferentes secciones del espacio anular). La presión de bombeo es igual a la caída de ésta en todas las secciones del sistema de circulación. PÉRDIDAS DE PRESIÓN DEL EQUIPO SUPERFICIAL (∆PES) Las pérdidas de presión superficiales incluyen las pérdidas entre el manómetro del tubo vertical y la tubería de perforación. Esto incluye el tubo vertical, la manguera del kelly, la unión giratoria y el kelly o la rotaria viajera (Top Drive). Para calcular la pérdida de presión en las conexiones superficiales, utilizar la fórmula para pérdida de presión en la tubería de perforación. Las geometrías comunes del equipo superficial están indicadas en la siguiente tabla. Caso 1 2 3 4

Conductor bomba-stand pipe 18.5 m y 3” DI 20.0 m y 3” DI 22.5 m y 3” DI 22.5 m y 3” DI

Tubo vertical

Manguera

18.5 m y 3” DI 22.5 m y 3.5” DI 24.0 m y 4” DI 24.0 m y 4” DI

15.75 m y 2” DI 17 m y 2.5” DI 17 m y 3” DI 17 m y 3” DI

Unión Giratoria, etc 6.1 m y 2” DI 7.5 m y 2.5” DI 7.5 m y 2.5” DI 9.15 m y 3” DI

Kelly 12.5 m y 2.25” DI 12.5 m y 3.25” DI 12.5 m y 3.25” DI 12.5 m y 4.0” DI

FORMULA PARA CAIDAS DE PRESIÓN FLUJO TURBULENTO. Caída de presión en equipo superficial. VP0.18 x dl0.82 x Q1.82 x L ∆PES = 700.3 x Di

4.82

= psi

∆PES = Caída de presión en equipo superficial en psi VP = Viscosidad plástica en centipoices dl = Densidad del lodo en gr/cm³ Q = Gasto de la bomba en GPM. L = Longitud de los intervalos del equipo superficial en metros. Di = Diámetro interior del equipo superficial en pulgadas.

82

CONEXIONES SUPERFICIALES DE LA ROTARIA VIAJERA Actualmente no hay ningún caso estándar para las unidades de rotaria viajera o TOP DRIVE. Las conexiones superficiales de la mayoría de estas unidades se componen de un tubo vertical de 86 pies (26.2 m) y 86 pies de manguera con un diámetro interior (DI) de 3,0 ó 3,8 pulgadas. Además, hay una tubería en “S” que es diferente en casi todos los equipos de perforación.

PÉRDIDAS DE PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (∆PTP). La pérdida de presión en el interior de la tubería de perforación es igual a la suma de las pérdidas de presión en todos los intervalos de la sarta de perforación, martillo, los motores de fondo, las herramientas de MWD/LWD/PWD o cualquier otra herramienta de fondo. VP0.18 x dl0.82 x Q1.82 x L ∆PTP = 700.3 x Di

4.82

= psi

∆PTP = Caída de presión en la tubería de perforación psi VP = Viscosidad plástica en centipoices dl = Densidad del lodo en gr/cm³ Q = Gasto de la bomba en GPM. L = Longitud de los intervalos de la sarta de perforación en m. Di = Diámetro interior de los intervalos de la sarta en pulg.

PÉRDIDAS TOTALES DE PRESIÓN EN EL ESPACIO ANULAR (∆PEA) La pérdida total de presión en el espacio anular es la suma de todas las pérdidas de presión del intervalo anular. Los intervalos anulares son divididos por cada cambio del diámetro hidráulico. Algún cambio del diámetro exterior de la columna de perforación y/o algún cambio del diámetro interior de la tubería de revestimiento, tubería de revestimiento corta o agujero descubierto resultaría en cambios del diámetro hidráulico. Si la velocidad de bombeo permite que el flujo del lodo en el espacio anular sea laminar (como generalmente sucede), pueden usarse los modelos Newtonianos, de Binham o la ley de potencias para desarrollar la relación matemática entre la velocidad de flujo y las pérdidas de presión por fricción. Si el flujo es laminar, la velocidad del fluido inmediatamente adyacente a las paredes de la tubería será mínima, y la velocidad del fluido en la región más distante de las paredes de la tubería será máxima.

83

L x Yp ∆PEA =

VP x Va x L +

68.6 x ( D – d )

= psi 27432 ( D – d )²

∆PEA = Caída de presión en el espacio anular en psi Yp = Punto de cedencia en lb/100 pies² VP = Viscosidad plástica en centipoices Va = Velocidad anular de la sección calculada en pies/min. L = Longitud del intervalo en metros D = Diámetro exterior del agujero o de la TR en pulgadas. d = Diámetro exterior de la tubería de perforación en pulgadas. DENSIDAD EQUIVALENTE DECIRCULACIÓN (DEC) La presión en una formación durante la circulación es igual al total de las pérdidas de presión de circulación anular desde el punto de interés hasta el niple de campana, más la presión hidrostática del fluido. Esta fuerza se expresa como la densidad del lodo que ejercería una presión hidrostática equivalente a esta presión. Este peso equivalente del lodo se llama Densidad Equivalente de Circulación o DEC. Una DEC excesiva puede causar pérdidas al exceder el gradiente de fractura en un pozo. La presión hidrostática y la presión de circulación tienden a modificar aparentemente la densidad del fluido. Esta densidad resultante siempre es mayor a la densidad original (estática); las propiedades reológicas que afectan a la DEC son: Punto de cedencia (Yp) y la viscosidad plástica (VP). Mientras mayor sea la DEC habrá un consumo excesivo de potencia de la bomba para circular el lodo y será más factible inducir una pérdida de lodo a la formación. La DEC debe de ser siempre mayor que la densidad del lodo en estado estático, pero menor que la densidad necesaria para vencer la sobrecarga y romper la formación. Cuando se observa un descontrol del pozo, si el lodo está estático, se debe considerar la presión hidrostática vencida con densidad del lodo original, pero si el descontrol se efectúa con el lodo en circulación; es la DEC la que se considera para el cálculo de la presión hidrostática vencida por la presión de la formación. FORMULA SISTEMA INTERNACIONAL

FORMULA SISTEMA INGLES

(PH + ∆PEA) 10 DEC =

PH + ∆PEA gr/cm³

Prof.

DEC =

lb/gal Prof x 0.052

84

PH = Presión hidrostática kg/cm² ∆PEA = Caida de presión en EA en kg/cm² Prof = Profundidad en metro

PH = Presión hidrostática en psi ∆PEA = Caida de presión en EA psi Prof = Profundidad en pies.

VELOCIDAD Y PÉRDIDA DE PRESIÓN EN LAS TOBERAS. La limpieza del fondo del agujero reviste una importancia primordial en la optimización de la perforación. La buena limpieza del fondo del agujero depende de las fuerza de impacto, la velocidad de las toberas y de la pérdida de presión en la barrena. En algunas formaciones suaves, es posible perforar solo por la acción del chorro de la barrean. En este caso, las máximas velocidades de penetración se obtendrán con la máxima acción de las toberas de la barrena. Además de la pérdida de presión de la barrena, varios cálculos de hidráulica adicionales son usados para optimizar el rendimiento de la perforación. Éstos incluyen cálculos de la potencia hidráulica, de la fuerza de impacto y de la velocidad del chorro. FORMULA PARA CALCULAR LA VELOCIDAD EN LAS TOBERAS Aunque se pueda utilizar más de un tamaño de tobera en una barrena, la velocidad de tobera será la misma para todas las toberas. Velocidades de tobera de 250 a 450 pies/seg son recomendadas para la mayoría de las barrenas. Las velocidades de tobera mayores que 450 pies/seg pueden desgastar la estructura de corte de la misma SISTEMA INTERNACIONAL

SISTEMA INGLES

G Vt =

Q x 0.32 m/seg

Vt =

At x 38.7

pies/seg At

Vt = Velocidad en toberas m/seg G = Gasto de la bomba en lt/min At = Área de todas las toberas en pul²

Vt = Velocidad en toberas pies/seg G = Gasto de la bomba en GPM At = Área de todas las toberas en pul²

CALCULO DEL ÁREA DE UNA TOBERA. At = (0.785 x D² )n

At = área de toberas en pul² D = Diámetro de una tobera en pulg. n = Número de toberas del mismo diámetro.

85

La medida de las toberas se da generalmente en 32avos, para convertir a pulgadas es necesario dividir la medida de la tobera entre 32 Ej. 14/32 = 0.4375 pulgadas de diámetro. IMPACTO HIDRÁULICO. Conocido comúnmente como Fuerza de Impacto (FI) es la fuerza con la que el chorro del fluido de perforación golpea el fondo del agujero e inicia la remoción de los cortes hechos por la barrena. La fuerza de impacto máxima será cuando la barrena obtenga hasta el 60% de la potencia del sistema. CALCULO DE LA FUERZA DE IMACTO. FI = 0.001953 x dl x Q x Vt = kilogramos fuerza. FI = Fuerza de impacto en kg de = Densidad del ldod en gr/cm³ Q = Gasto de la bomba en GPM Vt = Velocidad en toberas en pies/seg PERDIDA DE PRESIÓN EN LA BARRENA. La caída de presión en la barrena (∆PBna) se lleva acabo en las toberas de la misma y depende del área de flujo de todas las toberas, la densidad del lodo y el gasto de la bomba de lodo. SISTEMA INTERNACIONAL

SISTEMA INGLES

dl x Q² ∆PBna =

dl x Q² / 14.28 = kg/cm²

1303 x At²

∆PBna =

psi 1303 x At²

∆PBna = Caída de presión en la barrena dl = Densidad del lodo en gr/cm³ Q = Gasto de la bomba en GPM At = Área de las toberas en pul² o área de flujo (Af)

86

POTENCIA HIDRÁULICA EN EL SISTEMA (HPS) La potencia hidráulica en el sistema (HPS) está en función de la presión de descarga de la bomba, así como el gasto. La cantidad de caballaje hidráulico disponible en la superficie está basada en la máxima presión de descarga y el máximo gasto que pueda proporcionar la bomba.

Potencia para el sistema de circulación

La potencia superficial se debe distribuir en potencia para el “sistema de circulación” y “potencia de la barrena”.

PB x Q FORMULA

HPS = 1714

Potencia para la barrena

HPS = HP en el sistema en HP Q = Gasto de la bomba en GPM PB = Presión de bomba en psi

POTENCIA HIDRÁULICA EN LA BNARRENA (HPBna) Una buena limpieza del fondo del agujero y un óptimo avance en la velocidad de perforación, dependen de la potencia hidráulica en el sistema, que estará en función de la pérdida de presión total y el gasto de la bomba. La potencia hidráulica en la barrena, debe ser de entre 40 y 65% de la potencia total del sistema. FORMULA PAR LA POTENCIA HIDRÁULICA EN LA BARRENA Q x ∆PBna HPBna = 1714

Q = Gasto de la bomba en GPM ∆PBna = Caída de presión en barrena en psi HPBna = Potencia hidráulica en la barrena en HP

POTENCIA HIDRÁULICA POR PULGADA CUADRADA DEL ÁREA DE LA BARRENA (HPPulg²) El rango de potencia hidráulica recomendado para la mayoría de las barrenas para rocas es de 2,5 a 5,0 Caballos de Fuerza por Pulgada Cuadrada del área de la barrena. Una potencia hidráulica baja en la barrena puede producir bajas velocidades de penetración y un rendimiento deficiente de la barrena.

87

La potencia hidráulica por pulgada cuadrada (HPPulg²) de área de barrena, debe de ser en función de la velocidad de perforación, como se muestra en al tabla siguiente. Velocidad de perforación.

HPPulg² de área de barrena recomendado

De 1 a 7 minutos por metro De 8 a 12 minutos por metro Mas de 12 minutos por metro Barrenas de diamantes

5 HPPulg² de área de barrena 4 HPPulg² de área de barrena 2.5 – 3 HPPulg² de área de barrena 3.1 HPPulg² de área de barrena

Formula para determinar el HPPulg² de área de barrena. HPBna HPPulg² =

ABna. = D² x 0.785 = pulg² ABna.

HPPulg² = HPPulg² de área de barrena en HP HPBna = Potencia hidráulica en la barrena en HP ABna = Área de barrena en pulg² D = Diámetro de la barrena en pulgadas % DE POTENCIA HIDRÁULICA EN LA BARRENA (%HPBna) Es el porcentaje de la energía disponible en el sistema usada para hacer eficiente la perforación a través de la barrena. Es directamente proporcional a la caída de presión en la barrena %HPBna = (HPBna / HPS) 100 HIDRÁULICA EN LAS BARRENAS DE DIAMANTES. En las barrenas de diamantes, el fluido de perforación circula a través del centro y alrededor de la cara de ataque, por las vías de agua (canales) y entre los diamantes o cortadores (según sea el caso) Como el fondo del pozo se encuentra en contacto con las vías de agua; ello origina restricciones al flujo, “forzándolo” a través del diamante o cortadores para enfriar y lubricar la barrena. Para calcular la caída de presión en las barrenas de diamantes o PDC con cortadores, se emplea una fórmula similar a la utilizada para barrenas tricónicas, con la salvedad

88

de que es necesario calcular el área de flujo o área de toberas (At) equivalente en estas barrena. FORMULA

Af = NV x AC x PC = Área de flujo o toberas en pul²

Af = Área de flujo en pulg² que es igual a área de toberas (At) NV = Número de vías de agua AC = Ancho de las vías en pulgadas PC = Profundidad del canal en pulgadas Ejemplo. ¿Cuál será el área de flujo o área de toberas (At) de una barrena de diamantes que tiene 15 vías de agua de 1/4” de ancho y 5/32” de profundidad. At = NV x ACx PC = 15 x ¼ x 5/32 = 15 x 0.25 x 0.15625 = 0.5859 pulg² Conociendo el área de toberas (At) o área de flujo (Af), se puede determinar la caída de presión de la barrena de diamantes o PDC de cortadores fijos. dl x Q² ∆PBna =

dl x Q² / 14.28 = kg/cm²

∆PBna =

1303 x At²

psi 1303 x At²

Con el valor del área de flujo, se puede calcular un área equivalente a tres o mas toberas como se usan en las barrena tricónicas o PDC de toberas. Af

0.5859

Área de una tobera =

=

= 0.1953 pulg² cada tobera. 3 3 NOTA: el 3 indica el número de toberas usado en este caso. Diámetro de cada tobera =

0.1953/0.785

= 0.4987 pulgadas.

Calcular el valor en 32avos para cada tobera.

0.4987 x 32 = 16/32

89

CONSIDERACIONES GENERALES APLICADAS A LA HIRÁULICA GASTO NECESARIO DE LA BOMBA. Para obtener un gasto adecuado, que proporciones una buena limpieza del fondo del agujero, y para mantener un flujo laminar dentro del espacio anular, el gasto de la bomba deberá ser en proporción al diámetro de la barrena y la velocidad de perforación. Cuando la velocidad de perforación es de 1 a 14 min/m, se emplea la siguiente fórmula para calcular el gasto adecuado. Q = D x 45 = GPM

Q = Gasto de la bomba en GPM D = Diámetro de la barrena en pulgadas.

Cuando la velocidad de perforación es lenta, mas de 15 min/m utilizar la siguiente fórmula para calcular el gasto adecuado. Q = D x 35 = GPM NOTA: Nunca usar más de 50 galones por pulgada de diámetro de la barrena, porque puede ocasionar altas presiones y erosión en el espacio anular. DIÁMETRO DE TOBERAS NECESARIO. El diseño de un programa hidráulico está basado en la optimización de la limpieza del agujero. Los métodos más utilizados para realizar el diseño son basados en: Impacto hidráulico o fuerza de impacto (FI) Potencia hidráulica (HP) Velocidad de toberas (Vt) Para el diseño de cualquiera de los métodos arriba indicados, se requiere de determinar el área o diámetro de las toberas a utilizar. ÁREA DE TOBERAS REQUERIDA PARA OBTENER UNA PÉRDIDA DE PRESIÓN CONOCIDA At =

( dl x Q² ) / (10859 x ∆PBna)

90

At = Aárea de las toberas en pulg² dl = Densidad del lodo de perforación en lb/gal Q = Gasto de la bomba en galones por minuto ∆Pbna = Pérdida de presión en las toberas en psi Ejemplo: Con lo siguientes datos calcular el área necesaria de las toberas. dl = 14.5 lb/gal Q = 300 GPM ∆Pbna = 1000 psi

At =

( dl x Q² ) / (10859 x ∆Pbna)

At =

( 14.5 x 300² ) / (10859 x 1000)

At =

0.3466 pulg²

At / 3 = área de cada una de las tres toberas usadas = 0.1155 pulg² cada una. Para conocer el diámetro de una de las toberas, despejar “D” de la fórmula del área del círculo. A = 0.785 x D² = pulg²; D=

0.1155 / 0.785

D² = A / 0.785 = pulg²; = 0.383 pulg.

D=

A / 0.75 = pulg

Convertir a 32avos = 0.383 x 32 = 12/32

A = Área del círculo D = Diámetro del círculo DIÁMETRO DE TOBERAS NECESARIAS PARA OBTENER UNA VELOCIDAD DE TOBERAS CONOCIDA.

Dt =

Q / (2.33 x N x Vt)

Dt = Diámetro de toberas en pulg. Q = Gasto de la bomba en GPM N = Número de toberas Vt = Velocidad en toberas en pies/seg

91

Ejemplo: Con los datos siguientes calcular el diámetro de las toberas necesarias. Q = 300 GPM; Dt =

N = 3 toberas;

Vt = 85 pies/seg

300/(2.33 x 3 x 85) = 0.7105 pulg (diámetro de cada tobera)

Convirtiendo a 32avos.

0.7105 x 32 = 0.7105*32 = 22/32

DIÁMETRO DE TOBERAS NECESARIAS PARA OBTENER UNA PÉRDIDA DE PRESIÓN DETERMINADA EN LA BARRENA.

Dt =

dl x Q² / (6700 x N² x ∆PBna)

Dl = Densidad del lodo en lb/gal. Q = Gasto de la bomba en GPM N = Número de toberas ∆PBna = Caída de presión en la barrena en psi

Ejemplo: Con los datos proporcionados, calcular el diámetro de las toberas

Dt =

9.33 x 300² / (6700 x 3² x 526)

Dt =

9.33 x 90000 / (6700 x 9 x 526)

Dt =

0.1627

dl = 9.33 lb/gal Q = 300 GPM N=3 ∆PBna = 526 psi

= 0.4033 pulg de diámetro de cada tobera.

Convirtiendo a 32avos. 0.4033 x 32 = 13/32

92

DATOS DE HERRAMIENTA

Referencia técnica.

Peso Nominal de Drill Collar (lb/pie)

Drill Collar DI (pulgadas)

DrillCollar DE (pulg)

1

11/4

1-1/2

13/4

2

21/4

2-7/8

19

18

16

3

21

20

18

3-1/8

22

22

20

3-1/4

26

24

22

3-1/2

30

29

27

3-3/4

35

33

32

4

40

39

4-1/8

43

4-1/4 4-1/2

21/2

23/4

3

31/4

37

35

32

29

41

39

37

35

32

46

44

42

40

38

35

51

50

48

46

43

41

4-3/4

54

52

50

47

44

5

61

59

56

53

50

5-1/4

68

65

63

60

57

5-1/2

75

73

70

67

64

60

5-3/4

82

80

78

75

72

6

90

88

85

83

6-1/4

98

96

94

6-1/2

107

105

6-3/4

116

7

31/2

67

64

60

79

75

72

68

91

88

83

80

76

72

102

99

96

91

89

85

80

114

111

108

105

100

98

93

89

125

123

120

117

114

110

107

103

7-1/4

134

132

130

127

124

119

116

7-1/2

144

142

139

137

133

129

7-3/4

154

152

150

147

144

8

165

163

160

157

8-1/4

176

174

171

8-1/2

187

185

9

210

9-1/2 9-3/4

3-3/4

4

98

93

84

112

108

103

93

126

122

117

113

102

139

136

132

128

123

112

154

150

147

143

138

133

122

168

165

160

158

154

149

144

133

182

179

176

172

169

165

160

155

150

208

206

203

200

195

192

188

184

179

174

234

232

230

227

224

220

216

212

209

206

198

248

245

243

240

237

232

229

225

221

216

211

93 10

261

259

257

254

251

246

243

239

235

230

225

11

317

315

313

310

307

302

299

295

291

286

281

12

379

377

374

371

368

364

361

357

352

347

342

Referencia Técnica Tabla de conversiones Unidad Profundidad

Unidad Peso / barrena

Unidad Tamaño de tobera Unidad Volumen

Unidad

Para convertir

Velocidad anular Unidad

Multiplicar por

Pies

metros

0.3048

Metros

Pies

3.28084

Pulgadas

Milímetros

25.4

Milímetros

Pulgadas

0.03937

Para convertir

A

Multiplicar por

Libras

Decanewtons

0.444822

Decanewtons

Libras

2.24809

Libras

Toneladas

0.00045

Toneladas

Libras

2204.62

Libras

Kilogramos

0.4536

Kilogramos

Libras

2.205

Para convertir

A

32avos de pulgada

Milímetros

0.79375

Milímetros

32avos de pulgada

1.2599

Para convertir

A

Multiplicar por

Multiplicar por

Barriles

Metros cúbicos

0.158984

Metros cúbicos

Barriles

6.28994

Galones U.S.

Metros cúbicos

0.003785

Metros cúbicos

Galones U.S.

264.2

Galones U.S.

Litros

3.78533

Litros

Galones U.S.

.2642

Para convertir

Régimen de circulación Barrile/min

Unidad

A

A

Multiplicar por

Galones/min

42

Galones/min

Barriles/min

0.0238

Galones/min

Litros/min

3.78533

Litros/min

Galones/min

0.264178

To Convert

INTO

Multiply by

Pies/min

Metros/min

0.3048

Metros/min

Pies/min

3.28084

Para convertir

A

Multiplicar por

94 Presión

psi

Kilopascales

6.894745

Kilopascales

psi

0.145038

psi

Megapascales

0.0068947

Megapascales

Psi

145.038

Referencia Técnica Tabla de Conversiones continúa…

Unidad Densidad

Unidad Torque Unidad Área

psi

Atmósferas

0.06804

Atmósferas

psi

14.696

psi

Bares

0.0689475

bares

psi

14.5038

psi

Kilogramos/cm²

.070307

Kilogramos/cm²

psi

14.2233

Para convertir

A

Multiplicar por

Libras/galón

Kilogramos/m³

119.829

Kilogramos/m³

Libras/galón

0.00834523

Libras/galón

Gravedad específica

0.119829

Gravedad específica

Libras/galón

8.34523

Libras/galón

psi/1000 pies

51.948

psi/1000 pies

Libras/galón

.0019231

Libras/galón

Gramos/cm³

0.1198

Gramos/cm³

Libras/galón

8.34

Para convertir

A

Multiplicar por

Libras pie

Newtons metro

1.35582

Newtons metro

Libras pie

0.737561

Para convertir

A

Multiplicar por

Pulgadas²

Milímetros²

645.2

Milímetros²

Pulgadas²

0.001550

95

HIDRÁULICA DE TOBERAS Área Total de Flujo (Af) de toberas estándar (pulg²) Tamaño de tobera

Número de Toberas 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

7/32

0.038

0.075

0.113

0.150

0.188

0.225

0.263

0.301

0.338

0.376

8/32

0.049

0.098

0.147

0.196

0.245

0.295

0.334

0.393

0.442

0.491

9/32

0.062

0.124

0.186

0.249

0.311

0.373

0.435

0.497

0.559

0.621

10/32 0.077

0.153

0.230

0.307

0.383

0.460

0.537

0.614

0.690

0.767

11/32 0.093

0.186

0.278

0.371

0.464

0.557

0.650

0.742

0.835

0.928

12/32 0.110

0.221

0.331

0.442

0.552

0.663

0.773

0.884

0.994

1.104

13/32 0.130

0.259

0.389

0.518

0.648

0.778

0.907

1.037

1.167

1.296

14/32 0.150

0.301

0.451

0.601

0.752

0.902

1.052

1.203

1.353

1.503

15/32 0.173

0.345

0.518

0.690

0.863

1.035

1.208

1.381

1.553

1.726

16/32 0.196

0.393

0.589

0.785

0.982

1.178

1.374

1.571

1.767

1.963

17/32 0.222

0.443

0.665

0.887

1.108

1.330

1.552

1.773

1.995

2.217

18/32 0.249

0.497

0.746

0.994

1.243

1.491

1.740

1.988

2.237

2.485

19/32 0.277

0.554

0.831

1.108

1.384

1.661

1.938

2.215

2.492

2.769

20/32 0.307

0.614

0.920

1.227

1.534

1.841

2.148

2.454

2.761

3.068

22/32 0.371

0.742

1.114

1.485

1.856

2.227

2.599

2.970

3.341

3.712

24/32 0.442

0.884

1.325

1.767

2.209

2.651

3.093

3.534

3.976

4.418