PROGRAMA DE PERFORACIÓN PARA ATRAVESAR LA FORMACIÓN YANTATA Y DEL POZO BBL-16D 1. INTRODUCCIÓN la perforación de pozos petroleros es una actividad que se ha practicado en muchos países del mundo, su fin primordial era obtener salmuera, agua dulce e incluso gas y petróleo mucho antes de que este recurso fuera usado de manera comercial, la perforación de estos pozos era con el fin de cubrir la necesidad humana. Desde que se comenzó a exploración el petróleo y gas de manera comercial, la perforación ha sido siempre un elemento de gran importancia. Las técnicas usadas en la perforación actualmente van mejorando mejor ando cada vez más las tasas de producción y las ganancias. Al realizar el programa de perforación perforación de pozo, se tiene diferentes fases como el asentamiento de cañerías de revestimiento para aislar la formación siendo su función principal ejercer la presión hidrostática y enfriar la herramienta en fondo y sus herramientas en fondo en base al tipo de formación que se atravesara. En la perforación de pozos petroleros se presentan diferentes formaciones una de ellas
las
lutitas
que
en
su
composición
contienen
minerales
arcillosos
reactivos/hidratables, al utilizar fluidos base agua provoca la hidratación de dichos minerales, generando un hinchamiento que desencadenas en una serie de problemas para el pozo, que incluyen, reducciones del diámetro diámet ro del hueco, aumento en las probabilidades para el embotamiento de la sarta de perforación, incrementando e contenido de solidos del lodo por efectos de dispersión; estos factores incrementan de manera significativa el tiempo y costos de perforación.
2. ANTECEDENTES La perforación se inició en el año 1.859 en Pensilvania por el coronel Edwin Drake por el método de pico y pala, debido a que eran pozos someros, ya que tenían una profundidad de 21m.
En Bolivia se perforo por primera vez el campo Bermejo por la empresa Estándar Oil, actualmente se sigue realizando perforación, siendo uno de los campos más importantes en Bolivia el campo Bulo Bulo como se muestra en la figura 1.
FIGURA 1: CAMPO BULO BULO
Fuente: [Elaboración
propia en base a Google Earth ]
El campo Bulo Bulo fue descubierto en 1993 se encuentra situado en la zona este de Cochabamba, el campo bulo bulo inicio su producción en noviembre de 2.001, el 14 de octubre del 2.0174 se empozo la perforación del pozo BBl-16D que fue descubierto hace 23 años, se determinó que es un pozo en desarrollo y no un pozo exploratorio, como parte del plan intensivo de exploración de yacimientos petrolíferos fiscales bolivianos (YPFB CHACO, 2014). Según el plan de operaciones de perforación de YPFB CHACO S.A, tiene como objetivo realizar la perforación del pozo BBL-16D que presenta reservas probadas de gas en las formaciones de cajones & Yantata, resultando ser un pozo con una profundidad de 1.847,5 m TVD (true vertical Depht). Ahora toca realizar realizar el diseño de la sarta de perforación perforación para para el el tramo tramo que que contempla contempla la formación Yantata cuya litología está comprendida por areniscas Posterior a la formación Guandacay se encuentra las formaciones de Tariquia, Yecua, Petaca, Naranjillos, Cajones Y Yantata, siendo esta última formación objetivo Yantata.
En Bolivia se perforo por primera vez el campo Bermejo por la empresa Estándar Oil, actualmente se sigue realizando perforación, siendo uno de los campos más importantes en Bolivia el campo Bulo Bulo como se muestra en la figura 1.
FIGURA 1: CAMPO BULO BULO
Fuente: [Elaboración
propia en base a Google Earth ]
El campo Bulo Bulo fue descubierto en 1993 se encuentra situado en la zona este de Cochabamba, el campo bulo bulo inicio su producción en noviembre de 2.001, el 14 de octubre del 2.0174 se empozo la perforación del pozo BBl-16D que fue descubierto hace 23 años, se determinó que es un pozo en desarrollo y no un pozo exploratorio, como parte del plan intensivo de exploración de yacimientos petrolíferos fiscales bolivianos (YPFB CHACO, 2014). Según el plan de operaciones de perforación de YPFB CHACO S.A, tiene como objetivo realizar la perforación del pozo BBL-16D que presenta reservas probadas de gas en las formaciones de cajones & Yantata, resultando ser un pozo con una profundidad de 1.847,5 m TVD (true vertical Depht). Ahora toca realizar realizar el diseño de la sarta de perforación perforación para para el el tramo tramo que que contempla contempla la formación Yantata cuya litología está comprendida por areniscas Posterior a la formación Guandacay se encuentra las formaciones de Tariquia, Yecua, Petaca, Naranjillos, Cajones Y Yantata, siendo esta última formación objetivo Yantata.
3. OBJETIVOS.3.1.
Objetivos general.-
Diseñar el programa de perforación para el tramo III que contempla la formación Tariquia hasta Yantata del pozo BBl-16D
3.2.
Objetivos específicos.-
Analizar las condiciones actuales del pozo BBl-16D.
Dimensionar la sarta de perforación desde la formación Tariquia.
Realizar el diagrama de perforación del pozo BBL16-D.
3.2.1. Objetivos específicos y operativos. OBJETIVOS OBJETIVOS ESPEC FICOS
Analizar
las
OBJETIVOS OBJETIVOS OPERATIVOS OPERATIVOS
Identificar el área de estudio
Describir la formación, del pozo
condiciones BBL-16D
actuales del pozo BBL-16D
Identificar
las características
geológicas de todas las formaciones.
Diagnosticar la herramienta del
pozo.
Realizar
el
diseño
de
las
y seleccionar
los
tuberías de revestimiento.
Dimensionar
perforación Tariquia
desde
la
sarta
de
la
formación
Identificar
arreglos de fondo para el tramo.
Diseñar la sarta de perforación
Identificar
y seleccionar
los
tipos de trépanos adecuados
Calcular
la
hidráulica
de
perforación
Identificar
software de diseño
y
seleccionar
Realizar
el
diagrama
perforación del pozo BBL16-D.
de
Establecer el nuevo diseño de
la sarta de perforación para atravesar la formación Yantata
Establecer
el
diagrama
del
pozo en 3D mediante el programa seleccionado. Fuente:
Elaboración propia (2017)
4. ALCANCE 4.1.
Alcance temático
El proyecto está enfocado en el área de perforación petrolera. El cual se apoya en las siguientes materias.
Geología estructural
Fluidos de perforación
Perforación petrolera I
Perforación petrolera II
4.2.
Alcance geográfico
El trabajo se llevará a cabo en el campo Bulo Bulo ubicado en el departamento de Cochabamba, en la formación Guandacay del pozo BBL-16D. Coordenadas: X: 353.106,07 m E, Y: 886.322,19 m N.
Figura2: campo Bulo Bulo
Fuente : [YPFB
CORPORACION,2014 ]
4.3.
Alcance temporal.-
El presente proyecto se llevará a cabo durante el semestre I-2017 como cumplimiento al proyecto final de la materia de perforación petrolera II.
5. MARCO TEÓRICO 5.1.
HIDROCARBURO
Petróleo es el término que se aplica a cualquier hidrocarburo, sea gas, líquido o lodo que se encuentre en la corteza te3rrestre. Al igual que los hidrocarburos, el petróleo puede también contener una cantidad variable aunque menor que impurezas, como dióxido de carbono, sulfuros y nitrógeno. En forma líquida, al petróleo se le llama crudo, el cual puede estar compuesto de una compleja mezcla de hidrocarburos variables en tamaño y peso molecular. Cuando es recuperado en superficie, los compuestos de hidrocarburos pueden ser separados por medio de refinación y destilación para surtir la variedad de productos del petróleo. Por definición los hidrocarburos son aquellos compuestos que consiste de atamos de hidrogeno y de carbono. Estos compuestos, entre los cuales los más simpes son los gases de hidrocarburos, pueden ser calificados en dos tipos, dependiendo del enlace molecular de los átomos de carbono. (DATALOG, 2002, pág. 188).
5.2.
FORMACIÓN GEOLÓGICA
Una formación geología es una unidad lito estratigráfica que define una secuencia de capas y estratos de rocas caracterizados por unas propiedades litológicas comunes (composición, textura y estructura) que la diferencian de las otras formaciones supra yacentes y subyacentes. Toda formación para estar correctamente definida tiene que contar con una sección estratigráfica de referencia localizada necesariamente en la localidad geográfica de donde toma su nombre como se muestra en la tabla 2. Finalmente, dentro de una formación o en su caso de un miembro se pueden delimitar unidades lito estratigráficas de rango menor a las que se llama capas. Este término se aplica a estratos cuyo espesor puede variar desde un centímetro hasta
pocos
metros
con
características
litológicas
muy
peculiares,
fácilmente
diferenciales. (Torres, 1991, pág. 28).
TABLA 2: EDADES Y ESCALAS DEL TIEMPO GEOLÓGICO Era
Periodo
Edad(M.A)
Cauternaria
Holoceno
0,01
Plesitoceno
1,8
Pllioceno
5
Mioceno
22,5
Oligoceno
37,5
Eoceno
54
Paleoceno
65
Cretacico
141
Jurasico
195
Triasico
230
Permico
280
Carbonifero
347
Devonico
395
Silrurico
435
Ordovicico
500
Cambrico
570
Terciaria
Mesozoico
Paleozoico
Fuente:
Torres, 1994
5.3.
Coordenadas UTM
El sistema de coordenadas universal transversal de Mercator (en inglés universal transverse Mercator, UTM) es un sistema de coordenadas basado en la proyección cartográfica transversa de Mercator, que se construye como la proyección de Mercator normal, pero en vez de hacerla tangente al Ecuador, se la hace secante a un meridiano. A diferencia del sistema de coordenadas geográficas, expresadas en longitud y latitud, las magnitudes en el sistema UTM se expresan en metros únicamente al nivel del mar, que es la base de la proyección del elipsoide de referencia. (Franco, 2000, pag.1).
5.4.
Provincias Geológicas de Bolivia
El territorio de Bolivia, y coincidiendo aproximadamente con las regiones morfológicas, se dividió en varias provincias: Cordillera Occidental, Altiplano, Cordillera Oriental, Sub andino Norte, Sub andino Sur, Pie de monte, Llanura Chaqueña, Llanura Beniana, Madre de Dios, Craton de Guapore y Pantanal (ver fig. 8) (Soruco, 2000, p. 8).
FIGURA 3: PROVINCIAS GEOLOGICAS DE BOLIVIA
Fuente: [YPFB, 2012]
5.4.1. Pie de Monte Por su importancia petrolera, esta área cuenta con numerosos estudios de prospección geológica, geofísica y geoquímica. Desde el punto vista exploratorio es considerada como un área madura, siendo la región que contiene el mayor número de campos descubiertos. La región presenta colinas bajas que reflejan la menor deformación tectónica del último frente de la deformación Andina, donde son comunes las estructuras de baja amplitud con fallamientos de bajo rechazo, constituyendo trampas estructurales propicias para el almacenamiento de hidrocarburos. Morfológicamente la zona Central-Oriental de esta área corresponde a una llanura semejante a la del área Chaco. Desde el punto de vista estratigráfico-estructural, la región se divide en dos zonas Norte Sur separadas por el Río Grande; en esta síntesis a estas zonas las denominaremos: provincia Pie De Monte Sur y provincia Pie De Monte Norte (Ministerio de hidrocarburos y energía, 2011, p. 153). El Pie de Monte tiene una superficie de 33.092 Km 2 y se caracteriza por ser una faja plegada-corrida, con sistemas de fallas inversas escalonadas constituyendo estructuras suaves debido a esfuerzo compresivos menores. En el Pie de Monte afloran sedimentos Terciarios -Cuaternarios y en subsuelo se tienen espesores hasta más de 8.000 m de rocas sedimentarias cuyas edades comprenden del Paleozoico al reciente. Intercalaciones de areniscas y lutitas de plataforma marina del Silúrico al Devónico están sobrecubiertas por secuencias glacio- fluviales a marino somero del Carbonífero, Pérmico, Triásico. Los efectos compresivos de la orogénesis andina (Mioceno-Plioceno) fueron menores que los del Subandino (YPFB corporación, 2012, p. 33).
5.5.
Perforación.
Una perforación es un hueco que se hace en la tierra, atravesando diferentes estratos, entre los que puede haber unos acuíferos, gasíferos o pozos de petróleo. Cada formación requiere un sistema de perforación determinado, por lo que a veces un mismo pozo que pasa por estratos. Una misma perforación puede atravesar varios acuíferos, por lo que es conveniente valorar cada uno de ellos para definir
cuáles deben ser aprovechadas a la hora de terminar el pozo. El proceso de perforación consiste en que la tubería de perforación va conectada al Kelly, la cual le imparte a la barrena y a toda la sarta el movimiento rotatorio producido por la colisa. Esta sección de la sarta de perforación va aumentando en longitud a medida que se va abandonando el hoyo como se muestra en la figura 3. (FONCEIED, 1998, pág. 106). La mayoría de los pozos requieren una forma de prevenir el col apso de la formación de manera que pueda continuar con la perforación. El lodo de perforación, bombeado por el pozo para ejercer presión hacia afuera contra la pared del pozo, es efectivo solo hasta un cierto punto. (Schlumberger, Diseño de la sarta de perforación, 2004)
FIGURA 4: COMPONENTES DE LA COLUMNA DE PERFORACIÓN
Fuente:
5.6.
API 2001
TRAMOS DE PERFORACIÓN
Estos están relacionados a los cambios del diámetro del trepano, profundidad, comportamiento de las presiones, gradientes de formación fractura, particularmente del campo (litología) capacidad del equipo, experiencia operática y problemas que se pueden presentarse durante la perforación. (Medina, 2004, pag.43)
a) gradientes de fractura Se define como la presión a la cual ocurre la ruptura de una formación, roca a una profundidad dada. Una predicción exacta del gradiente de fractura es esencial para optimizar el diseño del pozo, en la etapa de la planeación del pozo, puede estimarse a partir de los datos de los pozos de referencia. (Schlumberger, diseño de la sarta de perforación, 2004, pág. 11).
b) Clasificación de gradientes
Normal.- es la presión de formación equivalente a un gradiente de agua de superficie.
Subnormal.- presión de formación que es menor que la presión hidrostática de los fluidos de los poros correspondientes. Menor a 0.433 psi/ft (8.33 ppg)
Anormal.- presión de formación que es mayor que la presión hidrostática de los fluidos de los poros correspondientes. Mayores a 0.478 psi/ft (9.2 ppg)
c) Presión hidrostática Es la presión ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área. No importa cuál sea el área de sección de la comuna y se expresa de la siguiente manera:
ℎ = ∗ 0.052 ∗
Ec-1
Donde: P: presión hidrostática (psi) ρlodo: Densidad del fluido (ppg) H: profundidad del pozo (ft).
d) Presión de formación Es la presión total contenida en la roca, es aquella a la que se encuentran confinados los fluidos dentro de la formación.
También se la conoce como presión de poro. Además, que a la presión hidrostática se be añadir un diferencial de presión de 400 psi que es el mayor diferencial de presión que puede existir entre la PH y la presión de formación
= ∗()
Ec-2
Donde: Pf: presión de formación (psi) Gf: gradiente de formación (psi/ft) H: profundidad del pozo (ft)
e) Presión de fractura Presión a la cual la roca o formación se parte y acepta el fluido. La presión de fractura siempre es mayor a la presión de formación. Si la presión de formación llega a ser mayor que la presión de fractura, se rompe el sello, el fluido se fuga y se ecualiza la presión.
= ∗()
Ec-3
Donde: Pfr: presión de fractura (psi) Gfr: gradiente de fractura (psi/ft) H: profundidad del pozo (ft) (Occidental Oíl & Gas, 2010, pág. 17)
f) Densidad del lodo La densidad del lodo para los tramos de perforación se calcular con la siguiente ecuación que está en base al gradiente de fractura y la profundidad de cada tramo.
() = .∗ ()
Ec-4
Donde: ρlodo :Densidad del fluido (ppg) Pf: Presion de formacion (psia) Gf: Gradiente de formación (psi/ft) H profundidad del pozo (ft)
5.7.
Diseño de las tuberías de revestimiento
El diseño de la tubería de revestimiento se refiere a alcanzar la profundidad total de manera segura, con la cantidad de sartas de revestimiento o “liners”, económicamente efectivas.
5.7.1. Función de la tubería de revestimiento Para permitir la perforación y competición de un pozo, es necesario “delinear” el agujero perforado con tubería de acero/ tubería de revestimiento Una vez que esta esté en su lugar, es cementada, soportando la tubería de revestimiento y sellando el espacio anular para:
Reforzar el agujero
Aislar formaciones
Confinar y contener fluidos y solidos producidos por perforación, completación.
Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforación, trabajos con línea de acero, completacion y más sartas de revestimiento y tubería) con dimensiones conocidas (ID’s, etc).
Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubería de revestimiento adicionales.
Sostiene el BOP y el arbolito.
5.7.2. Tubería de revestimiento conductora Es utilizada para apoyar formaciones no consolidadas, proteger arenas de aguas frescas a ser contaminadas y reviste cualquier depósito poco profundo de gas.
La sarta es usualmente cementada a la superficie en la tierra y al lecho marino costa afuera. Esta es la primera sarta que se instala la columna de BOP. En caso que se utilicen BOP’s de superficie (es decir auto elevables) la sarta de conducción también sostiene el cabezal de pozo, el arbolito y sartas de revestimiento subsecuentes.
5.7.3. Tubería de revestimiento superficial Provee protección contra arremetidas para la perforación más profunda, soporte estructural para el cabezal de pozo y sartas de revestimiento subsecuentes y es muchas veces utilizada para aislar formaciones problemáticas, la profundidad de asentamiento varía entre 300 ft. Y 3500 ft. La sarta de tuberías de revestimiento se encuentra, ya sea cementada a la superficie o en el interior de la sarta de conducción.
5.7.4. Tubería de revestimiento intermedia Una vez más esta sarta provee contra arremetidas para la perforación más profunda y aísla formaciones problemáticas que pudieran dañar la seguridad del pozo y/o impedir operaciones de perforación. Una sarta de tubería intermedia de revestimiento colocada cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o perdida de circulación en el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección contra arremetidas al mejorar la fuerza del pozo. La altura del cemento es determinada por el requisito del diseño de sellar cualquier zona de hidrocarburo y de flujos de sal. El tope del cemento no necesit a estar dentro de la sarta superficial de revestimiento.
5.7.5. Tubería de revestimiento de producción Este es el nombre que se aplica a la tubería de revestimiento que contiene la tubería de producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma podría ser extendida hasta la superficie con una sarta integral o ser una combinación de un “liner” de producción (7”) y la tubería de revestimiento de producción anteriormente colocada (9- 5/8”).
El propósito de la tubería de revestimiento de producción o explotación es la de aislar zonas productoras, permitir el control de reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisión de fluidos/gas/condensado, a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados.
5.7.6. Liner tubería corta de producción Un liner será suspendido o colgado a corta distancia por encima de la zapata anterior y será cementada a lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al aislar el espacio anular. Muchas veces un empacador de “liner” puede ser instalado como una segunda barrera, por precaución. Pozos HP/H, que incorporan un “liner” largo podrían ser cementados solo en la zapata y forzar el traslape. Los “liners” permiten una perforación más profunda, separar zonas productoras, de forma ciones de reservorio y puede también ser instalado para propósitos de la realización de pruebas son colocados para proveer una zapata más profunda.
FIGURA5: DISTRIBUCION DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO
Fuente:
5.8.
API 2001
Selección de las profundidades de asentamiento. -
En la etapa de planeación del pozo, se determina en primer lugar la presión de formación esperada y el gradiente de fractura, que puede obtenerse por alguno de los métodos conocidos para este fin. El resultado inmediato, es el conocimiento de
peso del lodo requerido para llevar a cabo la perforación en las diversas secciones del agujero. Generalmente se establece un margen de seguridad en la presión hidrostática que ejercerá el lodo para exceder la presión de formación. Una vez constituido el perfil de presiones, el primer paso es determinar el asentamiento de las tuberías de revestimiento. El proceso de diseño se realiza partiendo desde fondo de pozo considerado siempre que la presión hidrostática del lodo que se utilizara en el fondo no debe exceder el gradiente de fractura a cierta profundidad en la parte superior. Una vez que se establece la densidad de utilizar, es recomendable agregar un margen de 0.04 gr/cm 3 al peso del lodo determinado en el perfil de presiones para tomar en cuenta las pérdidas de presión en el espacio anular (densidad equivalente) que se generan durante la circulación, para no rebasar en un momento dado la presión de fractura como se muestra en la figura.
FIGURA 6 : ASENTAMIENTO DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO
Fuente: (schlumberger) 1. Trabajando fondo arriba, entre la curva de peso de lodo en el Punto A. 2. Muévase hasta el Punto B, que se determina el estimado inicial de profundidad de anclaje para la tubería de revestimiento de producción.
3. Muévase hasta el Punto C, el cual identifica el requerimiento de peso de lodo, para esa profundidad. 4. Muévase hacia arriba hasta el Punto D, el cual determina la profundidad inicial de asentamiento para la tubería intermedia de revestimiento. 5. Muévase a través del Punto E para identificar el peso de lodo requerido a esa profundidad. Para el ejemplo mostrado aquí, el Punto E es el rango de presión normal y no es requerido mas tubería de revestimiento para soportar el peso asociado del lodo. No obstante, una tubería superficial de revestimiento y un conductor son requeridos, y la profundidad de asentamiento para estas tuberías de revestimiento es discutido más adelante. Se inicia en el fondo del fondo trazando una línea recta vertical con la densidad a utilizar hasta acercarse a la curva de gradiente de fractura, tomando en cuenta los márgenes mencionados y esta será la profundidad mínima a asentar la TR este proceso se repite hasta terminar todo el diseño del pozo. Se debe tomar en cuenta que un asentamiento programado de TR puede ser alterado por algún problema durante la perforación, como puede ser una pérdida de circulación, un brote un accidente de tipo mecánico. Es importante recalcar que en la elaboración de un programa de perforación se debe poner especial atención en los asentamientos de la tubería de revestimiento, ya que en algunas ocasiones se toman como base para la perforación de pozos vecinos. La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es un factor importante en la seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura economía del pozo.
5.9.
Selección de geometría del pozo
Una vez que se determinan los puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento, se seleccionan el diámetro de la TR de explotación y será la base
para determinar el arreglo de tuberías de revestimiento a utilizar así como los diámetros de agujero. El diámetro de la TR de explotación, va a depender de las características de los fluidos que se explotaran, las presiones, así como también si el pozo fluye por si solo o se le aplicara un sistema artificial de explotación. En la figura se muestran diferentes diámetros de barrena que se pueden utilizar de acuerdo al diámetro de la TR y es una guía para la selección de la geometría del pozo.
TABLA 7: DE SELECCIÓN DE DIAMETROS DE TR’s y BIT
Fuente: oil gas 5.9.1. Diseño de tuberías de revestimiento por presión de colapso Para todas las sartas de tubería de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presión externa es mayor que la presión interna. El diseño de colapso se enfoca en los perfiles de presión interna y externa.
Hablando de su forma general, el colapso de cargas estará en su punto más alto en la zapata guía. Suposiciones:
No existe fluido dentro del revestidor.
Presión interna en el revestidor es cero.
La presión externa del revestidor es ejercida por la columna de cemento.
La densidad del cemento es un 15% más que la densidad del lodo.
= ∗ 1,15
Ec-5
Donde:
: Densidad del cemento, ppg : Densidad del lodo, ppg = ℎ ∗
Ec-6
Pcz : presión de colapso en la zapata, ( psi) Ph: presión hidrostática en la zapata, (psi) Fs: factor de seguridad al colapso.
5.9.2. Diseño de tubería de revestimiento por presión de estallido El criterio para el estallido se basa normalmente en la máxima presión de formación que resulta al tomar un influjo durante la perforación de la siguiente sección del agujero. Suposiciones:
En el tope del hueco, la presión exterior ejercida por la columna de lodo es cero, consecuentemente la presión interna deberá ser soportada por la propia resistencia de la tubería.
La presión de estallido será máxima en la zapata, y su efecto mayor en el tope del revestidor, debido a que la carga hidrostática es cero.
El gradiente del gas del influjo se supone de 0,1 psi/pie. Este gradiente causara un pequeño incremento en la presión de formación a medida que asciende dentro del pozo.
El influjo de gas aligera el peso de la columna de fluido dentro del revestidor a medida que asciende dentro del pozo.
= ∗
Ec-7
: Presion de estallido (psi) : Presión del gas (Psi) Fs: factor de seguridad (adimensional)
5.9.3. Diseño de las tuberías de revestimiento por tensión Una vez seleccionada la tubería de revestimiento que cumple con las cargas de colapso y estallido, es necesario confirmar que dicha teoría satisfaga los requisitos de diseño por tensión, se asume que la tubería de revestimiento está sujeta en la superficie, pero libre para moverse en la zapata. La mayor parte de la tensión axial proviene del mismo peso del revestidor.
= ∑ ∗
Ec-8
WT: Peso total de la tubería (Lb) Pu: peso unitario de la tubería (Lb/ft) LTi: longitud de la tubería (ft) El diseño a la tensión se calcula afectando el factor de tensión que ya esta establecido donde:
= ()
Ec-9
Rt: resistencia a la tensión (Lbs) T (tabulado): tensión de la tubería seleccionada mostrada en tablas FST: factor de seguridad a la tensión.
2.4.2. Sarta de perforación Se define como el eje principal del proceso de perforación al final del cual se coloca la mecha o barrena de perforación. La sarta de perforación y el fluido de perforación son los únicos instrumentos que realizan el proceso de perforar. Su capacidad influirá en el tamaño del hoyo, profundidad alcanzada y tasa de penetración. La función básica de la sarta de perforación es la de transmitir la potencia rotatoria y el fluido de perforación desde la superficie hasta la barrena.
Componentes de la sarta de perforación
La sarta de perforación está compuesta desde la barrena hasta la superficie por:
Tubería de perforación operando en tensión
Tubería pesada (HWDP) y a veces también la TP Operando en Compresión o en Tensión.
Lastra Barrenas de varios tamaños.
Por lo general operando en Compresión.
Accesorios tales como barrenas, estabilizadores, motores, escariadores, fresas, martillos, etc, etc. Para cumplir los objetivos de la perforación de pozos verticales y de ángulo moderado.
2.4.2.1. Mechas o barrenas El funcionamiento óptimo es la base principal del proceso de perforación rotaria.
Cuando está en el fondo haciendo hueco, produce ganancia solo que mientras sea efectivo. Para hacerla perforar es necesario aplicarle peso mediante el uso de los porta mechas. El fluido de perforación debe ayudar a la mecha a mover el ripio y a su vez debe enfriar y lubricar la mecha. La barrena es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación como se muestra en la figura 7 que se utiliza para cortar o triturar l formación durante el proceso de la perforación rotaria. Su función es perforar los estratos de la roca mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión y de corte.
a) Barrenas triconicas Las barrenas triconicas tienen 3 conos cortadores que giran sobre su propio eje como se muestra en la figura. Por su estructura de corte se fabrican de dientes de acero y de inserto de carbureo de tungsteno. Actualmente las barrenas triconicas solo son usadas en las primeras etapas de la perforación.
CUERPO DE UNA BARRENA TRICONICA
Existen dos tipos de barrenas tricónicas
Barrena de dientes fresados
Ventajas Alta velocidad de perforación Buena estabilidad Económica
Consideraciones La velocidad de desgaste de dientes La vida de los cojinetes
Barrena de inserto de carburo de tungsteno
Ventajas Durabilidad de la estructura de corte Amplio rango de formaciones Se puede dirigir y es estable
Consideraciones Velocidad de perforación más lenta
Vida de los cojinetes
Código IADC para barrenas triconicas Las barrenas triconicas son las más utilizadas en la perforación petrolera. Cada compañía tiene sus propios diseños con características específicas. Para evitar confusión entre los diferentes tipos de barrenas equivalentes en relación con sus distintos fabricantes, la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC) ha desarrollado un sistema estandarizado para clasificar las barrenas triconicas de rodillos de acuerdo con:
El tipo de diente (acero o inserto)
El tipo de formación (en términos de serie y tipo)
Las características mecánicas
Función del fabricante
El sistema de clasificación permite hacer comparaciones entre los tipos de barrenas que ofrecen los fabricantes. El sistema de clasificación consta de tres dígitos el primero representa el sistema de corte y también el diseño de la estructura de corte con respecto al tipo de formación; segundo digito representa el grado de dureza de la formación en el cual se usara la barrena, varia de suave a dura y por último el tercer digito representa el sistema de rodamiento y lubricació n que tendrá el trepano. A continuación se representa la tabla de código IADC
b) Barrenas de cortadores fijos Las barrenas de cortadores fijos son cuerpos compactos, sin partes móviles, con diamantes naturales o sintéticos incrustados parcialmente en su superficie inferior y lateral que trituran la formación por fricción o arrastre.
Las barrenas de diamante natural son menos sensibles a la naturaleza del fluido de perforación que las barrenas de rodillos cortadores ;sin embargo una desventaja de esta es su fragilidad. Si se quedan en el fondo del agujero recortes, astillas o trozos de los dientes de una barrena de rodillos y caen debajo de ella al girarla, causaran una falla rápidamente. Por eso es indispensable lavar el fondo del agujero con circulación de lodo todo y cada una de las veces que la barrena de diamante se coloca en el fondo. Se divide en:
Barrenas de diamante natural.
Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP).
Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC).
Barrena de diamante natural Las barrenas de diamante natural tienen un cuerpo fijo cuyo material puede ser de matriz o de acero. Su tipo de corte es de diamante natural (el diamante es el material más duro hasta ahora conocido) incrustado en el cuerpo de la barrena. El uso de estas barrenas es limitado en la actualidad, salvo en casos especiales para perforar formaciones muy duras y abrasivas.
Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP) Las barrenas térmicamente estable (TSP). Son usadas para perforar rocas duras, por ejemplo caliza dura, basalto y arenas finas y duras, entre otras como se muestra en la figura. El uso de las barrenas TSP también es restringido porque, al igual que las de diamante natural, presentan dificultad en su uso por restricciones de hidráulica. Así las vías de circulación están prácticamente en contacto directo con la formación y, además, se generan altas torsiones en la tubería de perforación por la rotación de la sarta de perforación, aunque en la actualidad se pueden usar con motores de fondo.
Ventajas
Los diamantes TSP pueden ser orientados en el cuerpo de la barrena.
Los diamantes TSP son auto-afilables, igual que los cortadores PDC, cuando comienzan a desgastar.
Consideraciones
Los diamantes TSP son más difíciles de unir al material de soporte que los PDC, es por esto y al igual que los diamantes naturales.
Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC) Las barrenas PDC pertenecen al conjunto de barrenas de diamante con cuerpos sólidos y cortadores fijos y, al igual que las barrenas TSP, utilizan diamante sinteti co. El diseño de sus cortadores es en forma de pastilla (compacto de diamante).
Por su diseño hidráulico y el de sus cortadores en forma de pastillas tipo moneda y, además, por sus buenos resultados en la perforación rotaria, este tipo de barrena es la más usada en la actualidad para la perforación de pozos petroleros. También representa muchas ventajas económicas por su versatilidad.
Ventajas
Disponible para perforar desde una formación muy suave hasta una muy dura.
Disponibles en varios diámetros.
Pueden ser rotadas a altas velocidades (RPM).
Facilidades en la hidráulica.
Se puede utilizar con motor de fondo.
Estabilidad del pozo.
Códigos IADC para barrenas de cortadores fijos La IADC desarrollo un sistema de codificación de barrenas de cortadores fijos que incluye a todos los tipos (diamante natural, compactos de diamante policristalino,
diamante térmicamente estable). Este código consiste en cuatro caracteres (una letra y tres números) que describen siete características básicas.
La clasificación se representa mediante un código de cuatro cifras, cada digito se menciona a continuación: 1. Material del cuerpo: este puede ser de acero o matriz 2. Densidad de cortadores: para barrenas PDC, este digito va del 1 al 5. Mientras más bajo es el número, la barrena tendrá menos cortadores. 3. Tamaño de los cortadores: este digito indica el tamaño de cortador que se usa, puede ser 1,2 o 3, de diámetro en orden descendente 4. Forma: el ultimo digito indica el estilo general del cuerpo de la barrena y varia de 1 (forma achatada) a 4 (flanco largo). 5. Cabe hacer notar que a diferencia de los códigos IADC para barrenas ticónicas, el código IADC para barrenas de diamante no los relaciona con la
formación por perforar únicamente, como ya se mencionó, se puede identificar sus características más elementales.
2.4.2.2. Drill Collars Son tuberías especiales que se encargan de darle peso a la mecha, conformada por cilindros de acero hueco con paredes muy gruesas de una longitud de más o menos 30ft. Proporcionar peso a la barrena de perforación manteniendo peso en la sección inferior de la sarta, para hacer tensión de la misma.
Tipos de lastrabarrenas a) Lastrabarrenas lisos Se denomina convencional, ya que trae la forma tal y como sale de la aceria y satisface todos los requisitos nominales. Se fabrican esencialmente con diámetro interiores y exteriores uniformes y tienen roscas de sello en la parte inferior del piñón y de la caja.
Fuente: Manual de Perforación
b) Lastrabarrena Espiral Tienen una ranura en espiral a lo largo del cuerpo del lastrabarrena que tiene como función disminuir el área de contacto entre los lastrabarrenas y la pared del pozo evitando con esto pegaduras.
Fuente: Manual de Perforación
Selección del Diámetro del DC Según el diámetro del pozo
Para la selección del drill collar se considera el diámetro del pozo a perforar en cada tramo como se puede observar en la tabla 5 se obtiene el diámetro externo del drill collar según a la formación a atravesar.
TABLA 5 : DRILL COLLAR SEGÚN LA FORMACION
Diámetro de lastrabarrenas Diámetro del agujero (in)
Formación blanda
Formación dura
Diámetro exterior
Diámetro interior
Diámetro exterior
Diámetro interior
4 ¾”
3 1/8”
1 ¼”
3 ½”
1 ½”
5 7/8” – 6 1/8”
4 1/8”
2”
4 ¾”
2”
6 1/2” – 6 ¾”
4” – 4 ¾”
2 ¼”
5” – 5 ¼”
2”
7 5/8” – 7 7/8”
6”
2 13/16”
6 ¼” ó 6 ½”
2” – 2 ¼”
6 ¼” 81/2” – 8 ¾”
2 13/16” 6 ¾” ó 7”
2 ¼”
6 ½”
2 13/16”
7”
2 13/16”
7”
2 ¼”
8”
2 13/16”
8”
2 13/16”
7”
2 13/16”
8”
2 13/16”
8”
2 13/16”
9”
2 13/16”
8”
2 13/16”
9”
2 13/16”
10”
2 13/16” ó 3”
8”
2 13/16”
9”
2 13/16”
10”
2 13/16” ó 3”
11”
3”
9 ½” – 9 7/8”
10 5/8” – 11”
12 ¼”
8”
17 ½”
18 ½” – 26”
8”
2 13/16”
2 13/16”
Los programas de lastrabarrenas son iguales a los del tamaño de agujero i nmediatamente menor
Fuente: Juárez, 2011
2.4.2.3. Estabilizadores Herramienta que se colocan entre los lastrabarrenas, utilizadas para estabilizar el ensamble de fondo, reduciendo el contacto con las paredes del pozo para controlar la desviación. Pueden ser herramientas fabricadas con tres aletas soldadas o integrales. Las funciones principales de un estabilizador son: Se usan como el método fundamental para controlar el comportamiento direccional de la mayoría de las herramientas de fondo. Ayuda a concentrar el peso de la herramienta de fondo sobre la barrena, existen los estabilizadores de aleta soldada, de aleta integral y de diámetro ajustable.
