Parámetros de perforación en tiempo real Parámetros en tiempo real Los parámetros en tiempo real son registrados al momento de la perforación, estos datos son registrados por sensores que se ubican en la mesa rotaria. Profundidad total. Es monitoreada por el sensor de profundidad llamado profundimetro, como se muestra en la figura II.4, se ubica a la altura del block viajero, en el eje del tambor del malacate. El sensor electrónico se registra en función del movimiento del block viajero, y de acuerdo a la posición de las cuñas, permite llevar el control de la profundidad total del pozo, posición de la barrena, cálculo de la velocidad de perforación, entre otros datos importantes que se registran durante el recorrido del block; este seguimiento de datos se hace a través de un codificador óptico y de un sistema por software (Rotenco, 1999). La profundidad dependerá principalmente del programa inicial, conforme se presenten las condiciones esta puede o no variar.
Velocidad de perforación Este parámetro es un factor determinante durante la perforación de un pozo, dependerá básicamente de la dureza de la formación. Otros factores que intervienen son el diámetro de la barrena, peso sobre la barrena, velocidad de rotación, condiciones del lodo, limpieza del agujero, etc. Se define como velocidad de perforación el tiempo en minutos que tarda la barrena en perforar un metro de formación, esta es reportada en minutos por metro (min/m). La relación está dada de la siguiente manera: Velocidad, en sistema inglés (S.I.):
Para fines prácticos, en el ámbito petrolero se expresa como:
En la velocidad de perforación se pueden presentar quiebres, es decir un aumento brusco en la velocidad de perforación y puede deberse a varios factores como:
Se modificaron las condiciones de operación.
Ajuste de profundidad al realizar una conexión.
Perforar una zona porosa de alta presión que puede contener fluidos.
Un cambio de formación.
En caso de presentarse un quiebre, se debe sugerir al perforador el avance de otro metro con las mismas condiciones de trabajo, para asegurarse que persiste la señal de avance rápido. Analizar un quiebre es importante para programar donde cortar un núcleo y para prevenir el descontrol del pozo, proyectando un programa adecuado para continuar perforando. Aplicaciones de la curva de velocidad de penetr ación. Es importante utilizar la curva de velocidad de penetración ya que proporciona información valiosa directa e indirecta. Indirectamente porque los cambios de la velocidad indican condiciones propias de las rocas como son porosidad, permeabilidad, cambios litológicos, etc., antes de observar las muestras a la salida. Directamente proporciona elementos para calcular la presión de la formación y el gradiente de fractura con lo que se controla, en su mayoría, los problemas de los pozos. Factores que afectan a la velocidad de perforación. Los factores que afectan a la velocidad de perforación son variados, se pueden clasificar en dos grupos: condiciones de perforación y características del subsuelo. Condiciones de perforación 1.- Diámetro de la barrena. - A mayor diámetro de la barrena, el avance será más difícil, ya que el área a cortar será mayor con una barrena de diámetro grande que con una de diámetro menor. 2.- Peso sobre la barrena. - Mientras más peso se le carga a la barrena, va a tender a avanzar más rápido, ya que la carga sobre la roca será un factor importante en la perforación de la misma. 3.- Velocidad de rotación. - El ritmo en la velocidad de rotación controla tanto el tamaño como la cantidad de recortes generados (Mitchell, 2008). 4.- Condiciones del lodo. - Un lodo en buenas condiciones será una herramienta óptima para tener un avance rápido y eficiente, controlando en forma adecuada las paredes del pozo, los fluidos de la formación y proporcionando un buen acarreo de recortes. 5.- Limpieza del agujero. - Debe contar con una capacidad de acarreo buena, de lo contrario se tendrá como consecuencia que los recortes caigan y rellenen el pozo. Emboladas por metro. La medición de emboladas por minuto se realiza mediante un sensor que recibe el mismo nombre, el cual se ubica en las bombas de lodo (figura II.5), que opera al ser desplazada la bomba al contacto con el pistón y un contador va registrando las emboladas totales de la bomba.
Este contador es de suma importancia ya que se tiene un control exacto para poder calcular el tiempo que tarda el lodo en circular, y conocer con exactitud el tiempo que tardará la muestra en llegar a la superficie (Rotenco, 1999). (no se si esta bien esto de arriba ) Peso en el gancho
a profundidad y la posición de la broca son generados por el sensor instalado en el malacate que esta programado de acuerdo al diámetro del cable y del número de vueltas del malacate . Este codifica con el peso del gancho para determinar la posición y el estado del taladro. Este sistema es totalmente independiente del perforador. El software determina si la Broca esta en fondo en viaje o rimando. Utilizando este sistema monitorea en los viajes la posición de la broca, altura y velocidad del bloque viajero, calcula el llenado del hueco y la presión de surge/swab Calcula el ROP para cualquier intervalo (metros o pies). Las alarmas pueden ser para ROP altos o bajos. La penetración puede ser mostrada como instantánea, o como un promedio del intervalo seleccionado. La rata es calculada para 0.001 min./m. y la velocidad es calculada para 0.1 metros por segundo.
¿Qué es el peso en el gancho?R: Es el peso de la sarta de perforación suspendido en el gancho. 2. ¿Cuáles son las 4 características del peso en el gancho? R: Mayor profundidad mayor será el peso soportado Por el desplazamiento de la sarta en el fluido de perforacióndisminuye la carga Entre mas denso sea el fluido, mayor será el efecto de boyanciay menor el peso aparente de la sarta Cuando se está sacando tubería, la resistencia del lodo hace que la carga efectiva sobre el gancho sea mayor que el peso dela sarta en flotación
Volumen en presas Nivel de presas. Este sistema de medición del nivel del lodo, permite registrar tres parámetros para un control efectivo en el volumen de lodos: volumen de cada presa ya sea activa o inactiva, volumen total y ganancia ó pérdida del flujo. Durante la perforación existen pérdidas, que se debe n a varios problemas, dentro de los más importantes destaca la pérdida de circulación, que puede ser a causa de formaciones porosas y permeables, lo que provoca que regrese menos lodo a la línea de descarga. La reducción del flujo puede oc asionar problemas, provocando que los recortes se acumulen en zonas de baja velocidad y caer al fondo cuando se suspende el bombeo. Las formaciones que provocan perdida en la circulación del lodo pueden ser: Formaciones no consolidadas o sumamente permeables (material deleznable, fallas, grietas o fisuras). Fracturas naturales. Zonas cavernosas o con cavidades. Fracturas inducidas. Las pérdidas pueden variar desde una pérdida parcial y gradual en el nivel de presas, hasta la falta rápida y total de circulación, clasificando estas como pérdidas naturales ó pérdidas inducidas (Mitchell, 2008). Las pérdidas naturales son aquellas en las cuales no se tiene un control humano, es decir tales como fracturas o cavernas, entre otras; son formaciones en las que al atravesarlas no se pueden controlar estas pérdidas ya que no siempre se conoce su magnitud. Las pérdidas inducidas se deben a errores humanos, la mala operación o la falta de control, ocasionando pérdidas que puede deberse a factores como: gelatinosidad. Excesiva presión hidrostática. derrumbes, estabilizadores, etc.
Alta presión de circulación.
Alta
Incremento brusco de presión de circulación debido a
El sistema tiene Capacidad para monitorear el número de sensores de volumen de tanque de lodo. El programa utilizado por DATALOG puede monitorear hasta cuatro diferentes sistemas totales de piscinas, durante la perforación (totalizador de los tanques del sistema activo), en viajes para obtener el volumen calculado de diferencia entre el llenado teórico y el observado. Las alarmas pueden registrar el volumen total absoluto o el volumen de cada tanque y están construidos en acero inoxidable sin contacto entre el flotador y los sensores electrónicos.
¿Qué es el volumen en presas ?R: Permite registrar tres parámetros: volumen de cada presa ya seaactiva o inactiva, volumen total y ganancia o pérdida del flujo.
Totalizador de Volumen en Presas (PVT): mide la ganancia o pérdida de fluído de perforación en el hoyo a través de flotadores colocados en cada presa. • Indicador de emboladas de la bomba de lodos: mide la tasa de circulación mostrando el número de emboladas por minuto producidas por la bomba de lodos.
• Medidor de flujo: mide e l flujo en la salida del pozo. El incremento del flujo puede indicar que se ha producido un influjo.
Detección de gas Detección de Gases. El objetivo principal de la detección de gas es evaluar la concentración de hidrocarburos encontrados en las formaciones que se estén perforando, lo cual es de utilidad para determinar los intervalos de interés y para tomar las medidas de seguridad necesarias en las instalaciones de perforación. Para ello es necesario conocer los gases que se analizarán. De acuerdo a su tipo molecular existe una clasificación en la serie parafínica, llamados así porque no fácilmente reaccionan con otros compuestos, donde se incluyen a gran parte de los hidrocarburos contenidos en los aceites crudos; es necesario dividir los componentes gaseosos que contiene para su análisis, clasificándolos en dos grupos: 1) Los gases de bajo peso molecular o gases secos, representados por el metano y etano; estos revelan una formación productora o portadora de gas comúnmente denominado gas de lutitas que no tienen relación con la presencia de aceite en la formación. 2) Los gases de alto peso molecular comúnmente denominados gases húmedos que incluyen al propano, butano, pentano, hexano y sus isómeros, etc.; estos indican la presencia de una manifestación de gas proveniente de una zona con aceite. La detección de los gases, es posible gracias a un detector de combustión catalítica, el cual funciona mediante un filamento de alambre de platino calentado por una corriente eléctrica e instalado en un brazo de circuito eléctrico, la forma como se detectan los gases ya sean húmedos o secos es controlando la temperatura de este filamento, la información proporciona una cantidad arbitraria de 0 – 100 unidades para comparar las lect uras (Rotenco, 2009). El lodo una vez que sale de la formación, pasa por la presa de descarga, donde se encuentra colocada la trampa de lodos, el movimiento de las aspas contenidas en la trampa, agitarán al lodo como se muestra en la figura II.6, liberando el gas que se encuentre atrapado para ser absorbido y transportado hacia la cabina.
Presión de bombeo Para la correcta ejecución de una prueba de bombeo se requiere controlar una serie de aspectos, que sólo una vez cubiertos puede darse inicio al ensayo.
Figura Nº 7.4.- Equipo motobomba
Por supuesto que se requiere disponer de un equipo de bombeo, con sus cañerías de descarga. Es muy importante que la bomba disponga de válvula de retención, ya que una vez detenido el bombeo, la columna de agua tiende a devolverse hacia el pozo, distorsionando los niveles de recuperación medidos. Una vez instalado el equipo de bombeo, aunque algunas veces se bajan en conjunto, se instala una línea de aire, que sirve para introducir la cinta de medición, que en conjunto con el carrete, conforman el pozómetro. La cinta mencionada, debe estar graduada de fábrica y no presentar discontinuidades, para no afectar la calidad de la medida. Estos equipos habitualmente disponen de chicharra y/o luz indicadora de contacto del sensor del pozómetro con el agua.
Se deberá disponer de un número adecuado de pozómetros, al menos en igual cantidad que pozos a controlar.
Como mecanismo de regulación de caudales, se utiliza una válvula de corta, la que debe contar con un juego amplio para cumplir su rol sin mayor dificultad.
Respecto a los mecanismos de control de caudal, se recomienda utilizar más de uno; dentro de ellos se dispone del clásico tubo de aforo, que no e s más que un venturi, también se e ncuentra el flujómetro y el vertedero.
Figura Nº 7.7 .- Flujómetro
En la Figura Nº 7.8, se muestra un tubo de aforo de diámetro conocido, al cual se le acopla un disco de aforo con un orificio de menor sección que la del tubo, esto origina un estrechamiento brusco, cuya pérdida de carga para un caudal dado, se mide en la manguera conectada al tubo.
Figura Nº 7.8 .- Tubo de aforo
Como tercer mecanismo de control de caudales, se presenta el vertedero triangular de pared delgada, que para dimensiones definidas, cuenta con su curva de descarga.
Gasto de bomba Emboladas por metro. La medición de emboladas por minuto se realiza mediante un sensor que recibe el mismo nombre, el cual se ubica en las bombas de lodo (figura II.5), que opera al ser desplazada la bomba al contacto con el pistón y un contador va reg istrando las emboladas totales de la bomba.
Este contador es de suma importancia ya que se tiene un control exacto para poder calcular el tiempo que tarda el lodo en circular, y conocer con exactitud el tiempo que tardará la muestra en llegar a la superficie (Rotenco, 1999).
Flujo multifásico Flujo multifásico en tuberías FLUJO MULTIFASICO EN TUBERIAS. El flujo multifásico es el movimiento de gas libre y de líquido, el gas puede estar mezclado en forma homogénea con el líquido o pueden existir formando un oleaje donde el gas empuja al líquido desde atrás o encima de él, provocando en algunos casos cres tas en la super ficie del líqui do, puede darse el caso en el cual el líquido y el gas se mueven en forma paralela, a la misma velocidad y sin perturbación rele vante sob re la superficie de la interfase gas-líquido. Cuando el fluido se desplaza desde el yacimiento hacia la superficie, se libera energía tanto en el flujo vertical como en el horizontal. Esta en er gí a la po se e el fl uid o du ra nt e su permanencia en el yacimiento. Po r lo tanto, para utilizarla al máximo se requiere realizar un buen di se ño de lo s eq uip os de l po zo , lín ea de flujo, estranguladores, separadores y de otras conexiones. El diseño óptimo, necesita de un estudio detallado del comportamiento del flujo multifásico en cada uno de es to s
componentes, lo cual debe tomar en cuenta las diferentes variables que afecten el proceso.
El
fl uj o
multi fásic o se despl aza a tr avés de la tuber ía ve rtic al y hori zonta l, e l cua l comprende el estrangulador, la línea de flujo, hasta llegar al separador y los tanques de almacenamiento. El flujo multifásico de gas y líquido, ocurre frecuentemente durante la fase de ex trac ción de pet róle o, en el área químic a y en indust rias que guarden relación con dichos parámetros. Durante el trayecto del flujo vertical y horizontal, la pr od uc ci ón d el p oz o pu ed e
encontrar restricciones por la existencia de válvulas, reducción de tuberías y los
necesarios estranguladores de flujo. La última restricción está generalmente colocada en el cabezal o en algunos casos en el fondo del pozo o a nivel del múltiple de producción, todos principalmente con el objeto de controlar el caudal, imponiendo una contra-presión a la formación. Además, el flujo de fluidos en una tubería involucra elementos que favorecen o impiden su movimiento, entre los cuales se puede mencionar la fricción, factor que se produce por el contacto del fluido con las paredes de la tubería. La mayor o menor velocidad con que fluyen los fluidos a través de las tuberías permite determinar el régimen de flujo que se t iene, (laminar o turbulent o), el porcent aje de líquido que se e ncuentra en un momento cualquiera en un intervalo de tubería determina el factor de entrampamiento. Otros parámetros, son la relación gas-líquido y el porcentaje de agua y sedimentos, el diámetro de la tubería, la viscosidad del petróleo, reuniéndose unacantidad de variables que regulan las ecuaciones de balance de energía y presión.
Correlaciones para tuberías verticales GRAY: La correlación fue desarrollada por "H. E Gray" de la compañía petrolera"Shell", para fases de gas, predominantemente para sistemas de gas y condensado enflujo multifásico vertical. Gray considero una fase simple, asumiendo que el agua o c o n d e n s a d o v a n a d h e r i d o s e n l a s p a r e d e s d e l a t u b e r í a e n f o r m a d e g o t a s . GILBERT (1954): Fue el primer investigador en presentar curvas de recorrido de p re si ón pa ra us o p r á c t i c o . S u t r a b a j o c o n s i s t i ó e n t o m a r m e d i d a s d e c a í d a s d e presión en el reductor; el método trabajó para bajas tasas de producción y utilizó enel mismo el término de "longitud equivalente" para el cálculo de la presión de fondo fluyente. DUNS & ROS (1963): Observaron la influencia de los patrones de flujo en elcomportamiento del mismo, desarrollando una correlación para la velocida d d e deslizamiento de las fases. Presentaron además relaciones para hallar la densidad dela mezcla y factor de fricción de acuerdo al régimen de flujo existente. ORKISZEWSKY (1967): El autor considera deslizamiento entre las fases y queexisten cuatro regímenes de flujo, (burbuja, tapón, transición y neblina). Presentó unmétodo para el cálculo de caídas de presión en tuberías verticales, el cual es unaextensión del trabajo expuesto por Griffith y Wallis. La pre ci si ón del mét odo fu everi fi cada cu ando su s val ore s pr ed eci dos fu er on co mp ara dos co n 148 caídas de presión medidas. Una característica diferente en este método es que el factor de entrampamiento es derivado de fenómenos físicos observados. BEGGS & BRILL (1973): Corrieron pruebas de laboratorio usando mezcla de airey agua fluyendo en tuberías acrílicas de 90 pies de longitud y de 1 a 1.5 pulgadas de di ámet ro inte rio r.
Correlaciones para tuberías
verticales
El problema del flujo horizontal bifásico se considera tan complejo como e l fluj o bifásico vertical. Para el diseño de las tuberías de gran longitud es necesario conocer las ca ída s de presión que se producen a lo largo de ellas. La predicción de las caídas de presión, cuando una mezcla de gas y líquido fluye en un conducto cerrado, es uno de los mayores problemas de ingeniería.
Las caídas de presión en flujo bifásico son bastantes diferentes dela s qu e ocu rr en en fl uj o de un a sol a fas e; est o se deb e a q ue gen era lme nte exi ste una interfase y el gas se desliza en el líquido, separadas ambas por una interfase que puede ser lis a o irr egu la r dep end ien do del rég ime n de fl uj o exi st en te y la s ca íd as de pr es ió n pueden llegar a ser de 5 a 10 veces mayores, que las ocurridas en flujo monofásico. Los tipos de regímenes que pueden darse en flujo multifásico horizontal dependen de las variaciones e n presión o de la velocidad de flujo de una fase con respecto a laotra. Estos flujos pueden ser: Flujo de Burbuja: El flujo de burbujas se caracteriza por una distribución uniformede la fa se gaseos a así como la pre se nc ia de burb uja s di sc re ta s en una fa se lí qu id acontinua. El régimen de flujo de burbujas, se divide en flujo burbujeante y flujo de bu rb u j as d is p er s as . Lo s d o s t ip o s difieren en el mecanismo de flujo. E l f l uj o b u r b u j e a n t e o c u r r e a t a s a s d e f l u j o r e l a t i v a m e n t e b a j a s , y s e c a r a c t e r i z a p o r deslizamiento entre las fases de gas y líquido. Flujo de Tapón de Gas: El flujo tapó n se cara cteri za por que exhi be una serie deunidades de tapón, cada uno es compuesto de un depósito de gas llamado burbujas d e T a yl o r y u n a cu bi e rt a d e l í q ui do alrededor de la burbuja. Los tapones van incrementando su tamaño hasta cubrir toda la sección transversal de la tubería. Flujo Estratificado: El gas se mueve en la parte superior de la tubería, y el líquido en la parte inferior, con una interfase continua y lisa. •
Flujo Transitorio: En este tipo de patró n de flujo exis ten camb ios cont inuo s d e l a fase líquida a la fase gaseosa. Las burbujas de gas pueden unirse entre sí y el líquido puede entrar en las burbujas. Aunque los efectos de la fase líquida son importantes, el defecto de la fase gaseosa predomina sobre la fase líquida. •
Flujo Ondulante: Es parecido al anterior, pero en este caso se rompe la continuidad de la interfase por ondulaciones en la superficie del líquido. •
Flujo de Tapón de Líquido: En est e cas o las cre sta s d e las ond ul aci one s pue de n llegar hasta la parte superior de la tubería en la superficie del líquido. •
Flujo Anular: Se caracteriza por la continuidad en la dirección axial del núcleo y la fase gaseosa. El líquido fluye hacia arriba de una película delgada alrededor de una película de gas mojando las paredes de la tubería o conducto. Además, una película de líquido cubre las paredes de la tubería, y el gas fluye por el interior, llevando las partículas de líquido en suspensión. •
Flujo de Neblina o Rocío: El líq uid o est á c omp let am ent e "di sue lto " en el gas ; e s decir, la fase continua es el gas y lleva en "suspensión" las gotas de líquido.
Flujo multifasico en anulares Los efectos del flujo multifásico en espacios anulares son muy similares a los observados en el flujo en tuberías y en muchos casos estudiados de la misma manera. Estrictamente esta consideración no es correcta, ya que los fenómenos que se presentan cuando el líquido y el gas fluyen a través de espacios anulares tienen diferentes rangos de ocurrencia que los que se presentan en tuberías. En la industria petrolera el flujo bifásico de gas y líquido en espacios anulares puede encontrarse en una gran variedad de situaciones de campo, desde la perforación, producción por espacio anular o con sarta de velocidad, hasta la inyección de fluidos al pozo, entre otras. Por lo tanto, es de gran importancia estudiar el comportamiento del flujo de dos fases en un anular y así interpretar correctamente situaciones como estas. El diámetro de un conducto de sección transversal circular es igual a cuatro veces el radio hidráulico, donde el radio hidráulico está definido como el área de la sección transversal abierta al flujo dividido por el perímetro mojado.
