142984188 Fluidos de Completacion Trabajo(1)

República Bolivariana de Venezuela Ministerio del Poder Popular para la Educación Universidad Nacional Experimental Politécnica De la Fuerza Armada Nacional Bolivariana Núcleo: Anzoátegui. Sede: San Tome. Asignatura: Reacondicionamiento de Pozos

Facilitador: Ing. Joglyth Vargas

Bachilleres Arévalo Mariangelis C.I: V-23.538.612. Franco Gabriel C.I: V-20.740.625. Guevara Marielis C.I: V-19.362.395. Lanza Kellys C.I: V-20.739.109 José Rivas C.I: V-11.659.699. Sánchez Carlos C.I: V-21.538.323.

Escuela de Petróleo, 7mo semestre- Sección N01

San Tome-mayo, 2013 1

INDICE

Pág . INTRODUCCION…………………………………………………………………….

III

FLUIDOS DE COMPLETACION……………………………...............................

8

Funciones……………………………………………………………………

8

Propiedades de los fluidos de completación…………………………

9

 Densidad……………………………………………….........................

9

 Viscosidad plástica……………………………………………………

10

 Geles

11

 Ph…………………………………………………………………………

12

 Contenido de sólidos …………………………………………………

12

Clasificación………………………………………………………………...

12



Según su homogeneidad……………………………………………

13

 Fluidos con sólidos en suspensión………………………………

13

 Fluidos sin sólidos en suspensión……………………………….

13

 Fluidos espumosos………………………………………………..

13

Según su componente principal……………………………………

14

 Petróleo……………………………………………………………...

14

 Agua salada………………………………………………………...

14

 Agua salada producida en el campo…………………………….

15



2

 Cloruro de sodio y cloruro de calcio……………………………...

15

 Cloruro de calcio……………………………………………………

15

 Nitrato de calcio, cloruro de zinc y cloruro de calcio……………

16

 Lodo convencional a base de agua………………………………

16

 Lodo a base de petróleo o emulsiones inversas………………..

17

 Fluidos a base de polímeros………………………………………

17

 Fluidos de Empaque……………………………………………….

18

Factores que afectan la selección de un fluido de completación y

19

reparación 

Factores Mecánicos…………………………………………………..

19



Factores de Formación………………………………………………

21



Otros…………………………………………………………………….

23

Daños

a

la

Formación

ocasionado

por

los

Fluidos

de

24

Completación.  Daño por Cambios Físicos…………………………………………………

24

 Daño por Cambios Químicos……………………………………………….

25

DISEÑO DE REVESTIDORES ………………………………………………..

25

Procedimiento de Diseño…………………………………………………

25

Selección de la Profundidad de Asentamiento……………………….

26

Selección del Diámetro de los Revestidores………………………….

26

Peso por Unidad de Longitud……………………………………………

27

Grado del Acero…………………………………………………………….

28

Características y Propiedades Mecánicas…………………………….

28

Conectores de Tuberías de Revestimiento……………………………

30

Tipo de Acoplamiento……………………………………………………..

30 3

Tipo de Rosca………………………………………………………………

30

El Sello……………………………………………………………………….

31

El Reborde…………………………………………………………………...

31

Factores Técnicos y Económicos……………………………………….

32

Consideraciones de Diseño………………………………………………

32

 Colapso………………………………………………………………….

32

 Por fluencia o Esfuerzo Cedente………………………………..

33

 Colapso plástico……………………………………………………

34

 Colapso elástico……………………………………………………

36

 De transición……………………………………………………….

42

 Colapso de Cargas Durante la Instalación……………………..

42

 Colapso de Cargas Durante la Perforación…………………….  Colapso de Cargas Durante la Producción…………………….

42

 Estallido…………………………………………………………………

43

 Cargas de Estallido Durante la Instalación……………………..

45

 Cargas de Estallido Durante la Perforación…………………….

45

 Cargas de Estallido Durante la Producción…………………….

45

 Tensión………………………………………………………………….

46

 Cargas de Tensión Durante la Instalación………………………

48

 Cargas de Tensión durante la Perforación y Producción……...

51

Desgaste de la Tubería de Revestimiento……………………………..

53

Factores de Seguridad……………………………………………………

54

Factores de diseño vs. Factores de seguridad……………………….

54

4

CONCLUSIONES…………………………………………………………………...

56

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS………………………………………………

58

5

INTRODUCCIÓN.

Una vez se haya sacado toda la sarta de perforación del hoyo, la cuadrilla de revestimiento entra a trabajar. Ya que este es el hoyo superficial, la primera sarta de revestimiento se llama la sarta inicial. Esta tubería es de gran diámetro y, como toda tubería de revestimiento, no es más que tubería de metal. Meter tubería de revestimiento al hoyo no varía mucho de la operación para meter tubería de perforación, con excepción de que el mayor diámetro requiere tenazas, elevadores y cuñas especiales. También para conseguir la centralización del revestidor dentro del hoyo se instalan aparatos conocidos como centralizadores y raspadores en la parte exterior de la tubería antes de meterla al hoyo, otros accesorios del revestimiento incluye una zapata, un cuello flotador y un landing joint. El revestidor o tubería de revestimiento intermedio se corre desde la superficie a través de la tubería de revestimiento superficial hasta el fondo del hoyo intermedio, esta tubería forra el hoyo y cuando se cementa, aguanta bajo prisión estos líquidos que pueden causar erupciones o hacer difícil la producción de petróleo o gas del pozo. Siendo el propósito principal de bajar un determinado revestidor en un hoyo ya perforado es la de contener las diferentes presiones de las formaciones atravesadas. Muchas de estas formaciones se pueden atravesar durante la perforación, pero es más fácil y seguro sellarlas y aislarlas del hoyo mientras se termina el pozo. La última parte de perforación es el hoyo productor, el cual se hace con una barrena más pequeña. Esta barrena se introduce en el hoyo, se perfora la zapata intermedia y se sigue hasta donde se espera que exista una formación productora que produzca aceite y gas en cantidades comerciales suficientes para que sea económicamente factible terminar el pozo y así poder colocar la sarta de producción final. los fluidos de terminación se utilizan frente a las formaciones productivas para provenir el daño a la formación, existen muchas aplicaciones de fluidos en las actividades de reparación pueden ser utilizados para punzado, cementación, fracturación, acidificación, estimulación, control de pozo, taponamiento limpieza, fluidos de empaque, fluidos de terminación, circulación y más. Estos fluidos pueden ser de gases petróleo agua de salmuera, lodos u otras soluciones 6

químicas utilizadas durante intervenciones normales. Los fluidos de empaques son dejados en el pozo entre la tubería y la tubería de revestimiento sobre el empaquetador (packer) y debe ser estable, no corrosivo, mantener control de presión y permanecer bombeable. Estos deberían de ser lo suficientemente densos para controlar las presiones de los pozos, sin ser demasiado pesado. Esto reduce una perdida grande de fluido de la formación. Al estar cerca del equilibrio de la formación, se reducen las perdidas por desbalance. A veces fluidos costosos son necesarios para prevenir daños a formaciones sensibles. Algunos fluidos tienen grandes cantidades de partículas sólidas en suspensión que pueden ser dañinas para la formación productiva (finos o sedimentos), y abrasivas para el equipo (arenas o metales). Otros tienen pequeñas cantidades de solidos pero pueden también causar obstrucciones. Los fluidos son necesarios para el éxito de cualquier trabajo de reparación. No deben dañar la formación productiva y deben ser no peligrosos para el equipo, para el personal y para el medio ambiente. Es importante que los fluidos sean aplicados y controlados apropiadamente.

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FLUIDOS DE COMPLETACION

Los fluidos de completación permiten mantener las condiciones apropiadas para colocar la completación de modo eficiente y seguro, esto evita causar daño a la formación productora. El objetivo principal al momento de la aplicación del proceso de Completación es seleccionar el fluido adecuado para controlar la presión y evitar el daño a la formación. Los fluidos de completación o reparación de pozo son aquellos que se bombean o se hacen circular dentro del hoyo en el momento de realizar operaciones de control de pozo, limpieza, taponamiento, cañoneo, evaluación y Completación. Un fluido de completación es un fluido que mantiene en el pozo las presiones de formación a fin de evitar un posible influjo incontrolado desde el pozo a superficie. Este igualmente minimiza cualquier daño a la formación o corrosión en los equipos.

Funciones

Las funciones del fluido de completación son varias y todas son muy importantes. Cada una de ellas por sí y en combinación son necesarias para lograr resultados aceptables. Entre estas funciones tenemos:  Controlar las presiones del yacimiento.  Eliminar del pozo todos los sólidos movibles (ripios, arena, etc.), suspenderlos y transportarlos hacia la superficie.  Enfriar y lubricar la sarta de trabajo y las herramientas hoyo abajo.

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 Reducir a un mínimo, tanto las pérdidas por fricción mecánica como por el fluido.  Causar el menor daño a la formación.

Propiedades de los fluidos de completación

 Densidad

La densidad se define como la relación existente entre la masa por unidad de volumen de una sustancia en particular. En los fluidos de trabajo esta relación viene dada en lbs/gal.

Esta propiedad es de suma importancia en los fluidos de completación debido a que la presión hidrostática permite un control sobre las presiones de las formaciones; por lo que se debe tener mucho cuidado en el momento de controlar dicha propiedad, ya que una alta densidad puede ocasionar excesivas presiones generando una pérdida de fluidos hacia la formación, la cual ocurre siempre que la presión ejercida por el fluido contra la formación supera la resistencia, otro problema que se podría generar es la pega dela sarta de trabajo. La densidad también influye en la capacidad de levantar o remover los cortes hacia la superficie.

Fluidos libres de sólidos son frecuentemente preferidos para trabajos de reparación y completación, debido a que mantienen sus propiedades estables durante largos períodos en condiciones del hoyo.

Estos fluidos pesados, libres de sólidos son preparados por solución de varias sales, tales como cloruro de potasio, cloruro de sodio, carbonato de potasio, entre 9

otras. Para determinar la cantidad de material de peso que es necesario agregar a un lodo para aumentar su densidad, se utiliza la siguiente fórmula:

W= 350xGEx(f-i)xVi/(8,33XGE-f)

Dónde: W= Peso del material densificante necesario, lbs GE= Gravedad específica del material densificante f= Densidad final del fluido, lpg i= Densidad inicial del fluido, lpg Vi= volumen inicial del fluido, bls

 Viscosidad plástica

Es aquella parte de la resistencia a fluir, causada por la fricción mecánica. Su control permite detectar a tiempo problemas potenciales, incrementos en el contenido de sólidos y es determinada por un viscosímetro. En general, al aumentar el contenido de sólidos en el sistema aumentará la viscosidad plástica. El control de la viscosidad plástica en lodos de bajo y alto peso es indispensable para mejorar el comportamiento reológico. Este control se obtiene por dilución o por mecanismos de control de sólidos. Para determinar la viscosidad plástica se utiliza la siguiente ecuación:

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VP(Cps)= Lectura 600rpm– Lectura 300rpm

 Punto cedente

Es la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atracción entre las partículas sólidas del lodo. Esta fuerza es consecuencia de las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas en la fase líquida.

Las distintas sustancias químicas tienen diferentes efectos sobre el punto de cedencia. Así la cal y los polímeros, lo incrementan, mientras que los fosfatos, taninos, lignitos, lignosulfonatos lo disminuyen. Por otra parte, un alto contenido de sólidos produce un punto cedente elevado.

El punto cedente se calcula de la siguiente manera:

Pc= L300 – VP

Dónde: L300 = Lectura a 300 RPM del viscosímetro de Fann. VP= Viscosidad Plástica (cps).

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 Geles

Es una medida de interacción eléctrica entre las partículas presentes en un fluido en condiciones estáticas, y se expresa en Lbs/100 pie2. Indican la capacidad de suspensión de sólidos de un fluido en estado estático (tixotropía).

 Ph

Es una medida de la alcalinidad en un lodo; el punto neutro es 7, por encima de este valor el fluido es más alcalino, y por debajo del mismo aumentará el carácter ácido.

 Contenido de sólidos

Es una medida de la proporción de sólidos presente en un fluido, en relación con el volumen total (sólido + líquido), normalmente se expresa en %, en mg/lts o en ppm. Los sólidos que no son solubles en agua o ácido se consideran indeseables,

ya

que

su

intrusión

en

la

formación

productora

reduce

considerablemente la permeabilidad original y, en algunos casos, puede ocasionar daños irreversibles.

Clasificación

Los fluidos de completación se clasifican:

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

Según su homogeneidad.  Fluidos con sólidos en suspensión

Son aquellos que contienen una gran cantidad de sólidos dispersos para incrementar el peso de la columna hidrostática. Su función principal es controlar las presiones de la formación. Sin embargo son poco recomendados puesto que producen taponamiento y acarrea daños a la formación. Esto ocasiona una disminución en la productividad de los pozos.

 Fluidos sin sólidos en suspensión.

Son aquellos fluidos cuyo principal componente es petróleo o soluciones de salmuera. Estos fluidos contienen una serie de aditivos para mejorar sus propiedades, tales como: inhibidores de arcillas, anticorrosivos y controladores de pérdidas de circulación. Son lo más utilizados, ya que producen poco daño a la formación, y la productividad no se afecta tanto como cuando se usan fluidos con sólidos en suspensión.

 Fluidos espumosos.

Están constituidos por emulsiones estables de lodo, aireadas (aire o gas) con aditivos estabilizadores del lodo y agentes espumosos. Tienen aplicación cuando otras técnicas no son satisfactorias por razones económicas, mecánicas u otras. Con los fluidos espumosos se baja la presión hidrostática contra la formación con

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lo cual se minimiza la invasión de sólidos y la pérdida de circulación. Estos fluidos son muy usados en pozos depletados o de muy baja presión.



Según su componente principal

 Petróleo

Es un fluido que se utiliza cuando el factor de densidad no es un valor crítico para el control del pozo. Con petróleo se pueden limpiar puentes de arena y realizar procesos de fracturamiento de una manera efectiva. Representa una alternativa bastante accesible en las localizaciones por lo que se caracteriza por ser uno de los lodos más utilizados de la industria petrolera. Sin embargo, cabe destacar que este tipo de fluido requiere un manejo cuidadoso, tanto por el costo, el mantenimiento de sus propiedades físicas y el peligro de incendio que puede ocasionar. Es por ello que el petróleo se encuentra en los tanques de almacenaje lo suficientemente desgasificado como para minimizar el peligro de incendios. El petróleo representa un fluido muy satisfactorio para dejarlo en el espacio anular al finalizar la completación.

 Agua salada

Este tipo de fluido tiene excelente propiedades de resistencia de Temperatura y Presión. Sin embargo en formaciones donde existe la presencia de arcillas el agua puede producir un hinchamiento en la misma, lo cual es muy indeseable. Pruebas de laboratorio han indicado que si estas arcillas se contaminan con el agua salada se reduce considerablemente la permeabilidad de la formación. Es por ello que en formaciones con arcilla este fluido no es recomendable.

La

máxima densidad que se alcanza con este lodo es hasta 10 Lpg. 14

 Agua salada producida en el campo

Este es el fluido de reparación más comúnmente usado. Esto se debe, fundamentalmente, a su bajo costo y a su disponibilidad, a pesar de que contiene bastantes sólidos. Cuando sea necesario tener una presión superior a la de la formación, se puede usar una solución de agua salada de densidad apropiada. El agua salada a base de cloruro de sodio puede alcanzar densidades entre 8.3 y 10 libras por galón (lpg)

 Cloruro de sodio y cloruro de calcio

La combinación de cloruro de sodio y cloruro de calcio se utiliza cuando se requieren manejar densidades en la formación entre 10.0 y 11.0 LPG. Es comúnmente utilizado en formaciones someras. El cloruro de sodio se puede utilizar sin mezcla con otras sales, lo cual es una práctica muy común, ya que de esta manera se disminuye el costo total del fluido.

 Cloruro de calcio

Para obtener una densidad máxima de 11.7 lpg, se usa el cloruro de calcio. Normalmente, el cloruro de calcio se obtiene en concentraciones de 95%. No obstante, si se produce una disminución de la temperatura, por debajo de la temperatura de saturación, correspondiente a una densidad dada del agua salada, el cloruro de calcio se precipita. Este problema se elimina al no exceder el límite de densidad para la temperatura mínima que pudiera presentarse. En otras palabras, este tipo de lodo puede ocasionar problemas respecto a la temperatura de saturación que soporte.

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 Nitrato de calcio, cloruro de zinc y cloruro de calcio

Con una solución de cloruro de calcio y nitrato de calcio se puede incrementar la densidad hasta 14.3 lpg. De una manera similar, con una combinación de cloruro de calcio y cloruro de zinc, se pueden obtener densidades de hasta 17 lpg.

Ambas sales son costosas y los inhibidores orgánicos disponibles no proveen efectividad por periodos largos de tiempo. Debido a su corrosividad, estas soluciones deben usarse con extremo cuidado.

Los fluidos de reacondicionamiento, que contengan nitrato de calcio o cloruro de zinc, no deben emplearse como fluidos de empacaduras, y en todos los casos se deben circular completamente, hasta eliminar los residuos del hoyo antes de la terminación. El factor limitante de estas salmueras es su costo relativamente alto.

 Lodo convencional a base de agua

El lodo no puede considerarse entre los fluidos de completación más deseables, debido a que las partículas de los sólidos contenidos en el agua (calcio, magnesio, cloruros)

pueden bloquear la formación y taponear las

perforaciones. El análisis económico y la disponibilidad son las razones que imponen su uso, como fluido de control, en lugar del agua salada. Esto ocurre, especialmente, cuando se requieren densidades mayores de 11 lpg. El lodo a base de agua también es indeseable como fluido de empacadura, debido a la tendencia de los sólidos de acumularse alrededor de la tubería, lo que puede resultar costoso cuando se requiera un trabajo de pesca.

Otro de los problemas que ocasiona la utilización de un lodo pesado (14-15 lpg) es la imposibilidad de realizar los trabajos de guaya fina durante la completación de un pozo, ya que dichas herramientas flotan en el mismo 16

 Lodo a base de petróleo o emulsiones inversas

El filtrado de los lodos a base de petróleo o emulsiones inversas es petróleo. Por lo tanto, estos lodos son considerados, generalmente, menos dañinos que los lodos convencionales a base de agua. Además, evita problemas de hinchamiento de las arcillas que suelen ocurrir con la presencia de agua en el fondo. Los lodos a bese de petróleo o emulsiones inversas pueden usarse como fluidos de empaque, porque, aunque permiten cierto asentamiento de sólidos, el mismo ocurre después de un largo periodo de tiempo. También su uso está limitado a pozos profundos con altas temperaturas de fondo que requieren fluidos densos.

 Fluidos a base de polímeros

Son lodos que utilizan polímeros de largas cadenas con alto peso molecular, los cuales pueden encapsular los sólidos que se encuentran en el hoyo previniendo la dispersión. Son excelentes para prever perdida de circulación, puesto que son bastante estables Es considerado uno de los más eficientes y limpios del mercado. Puede trabajar con presiones ponderadas, altas y bajas temperaturas. Su principal limitante es su alto costo. Los principales fluidos a base de polímeros presentes en el mercado son: solubridge, solukleen, baravis, barabuf, baracard, los cuales son considerados como fluidos limpios.

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 Fluidos de Empaque Los fluidos de empaque son aquellos que se dejan en el espacio anular: tubería de producción, revestidor de producción, una vez finalizada la completación. Razones para usar un Fluido de Empaque  Mantener la presión hidrostática necesaria para controlar el pozo, si la empacadura falla o filtra.  Reducir la presión diferencial entre: 

El diámetro interno de la tubería de producción y el anular.



El exterior del revestidor y el anular.



Las zonas cañoneadas y el espacio anular.

 Proteger las superficies metálicas de la tubería de producción y el revestidor.  Prevenir el asentamiento de sólidos y así, facilitar la recuperación de la tubería de producción y la empacadura.

Propiedades de los Fluidos de Empaque  Deben permanecer bombeables durante la vida productiva del pozo, es decir, que no desarrollen altos geles o se solidifiquen con el tiempo.  Deben ser estables química y mecánicamente, bajo las condiciones del fondo del pozo. Esto se debe cumplir para evitar el asentamiento de solidos sobre la empacadura, precipitados químicos, si se mezclara con

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los fluidos del yacimiento y degradación de materiales orgánicos (polímeros e inhibidores).  No deben dañar el yacimiento productor.  No deben causar corrosión dentro del revestidor ni afuera de la tubería de producción.

Factores que afectan la selección de un fluido de completación y reparación

El tipo de fluido se debe emplear depende de los factores inherentes a la operación de completación y reparación sobre la cual se desea controlar. Estos factores son:



Factores Mecánicos

 Velocidad Anular. Este factor influye en la selección del Fluido con el que se desea trabajar, puesto que la velocidad manifiesta en el espacio anular es proporcional a la densidad que posea el lodo de completación y a la tasa de inyección del fluido que se esté proporcionando. En este sentido, si no existe un arreglo adecuado de las mismas pueden ocasionar daños en el pozo tales como: derrumbes, perdida de circulación, arremetidas, entre otros.

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 Facilidades De Mezcla. En la amplia oferta de fluidos de completación presentes en el mercado, se muestran una gran gama con características particulares, todos los lodos de acuerdo a sus propiedades químicas presentan un tiempo y un método para su preparación. Cuando se elija un lodo, se debe considerar que dicho fluido proporcione todas las condiciones de disponibilidad, con el objeto que cuando se ejecute el trabajo se logre mantener y manejar un volumen de fluido según las necesidades latentes. (Escoger un fluido que pueda ser mantenido con poca cantidad de material y preparado con facilidad).

 Naturaleza Y Cantidad De Fluido En El Pozo. Se refiere a la compatibilidad físico-química que debe tener el fluido a seleccionar para que no traiga consecuencias negativas a la formación (Daño).

 Espacio Anular. La reducción del espacio anular con los equipos de completación influye en el mantenimiento de la caída de presión en el sistema, por lo cual es importante que usemos un fluido pertinente que contribuya a mantener el control del pozo en dicho proceso.

 Estabilidad De Mezcla. Una de los aspectos a tener en cuenta en el momento de la selección del fluido, es que éste debe mantener estabilidad con el tiempo de operación en el cual se encuentra sometido, especialmente las características de densidad y la fuerza de Gel. 20

 Corrosión. Algunos fluidos de completación pueden originar alto grado de corrosión sobre las superficies metálicas. “Puede controlarse por medio de estabilizadores de PH e inhibidores”.

 Componentes De Los Fluidos El proceso de selección de un fluido de completación, reparación o reacondicionamiento es necesario fundamentarse en los componentes que presentan, ya que ellos determinaran sus propiedades y límites de aplicación. En este sentido el lodo debe poseer una serie de componentes que sean solubles y estables a presiones, temperaturas, evitando la presencia de sólidos en suspensión.



Factores de Formación

 Presión La presión es uno de los parámetros determinantes al momento de seleccionar un lodo, puesto que es necesario conocer las presiones presentes en la formación y las presiones que puedan proporcionar los diferentes fluidos en el pozo. A efecto de la ejecución de los diversos trabajos de completación se debe manejar un sobre balance de 200 @ 300 Lpc respecto a la presión de la formación.

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 Consolidación De La Formación Se debe considerar la estructura geológica ya que su grado de consolidación influye en la selección de la densidad a trabajar.

 Permeabilidad El fluido seleccionado debe impedir la perdida de circulación cuando existen formaciones altamente permeables y a su vez considerar evitar el bloqueo de la formación

 Porosidad Vugular Existen formaciones con porosidad vugular, lo cual ocasiona pérdidas de volumen de fluido conocida también como “pérdidas por filtración”. Cuando este fenómeno ocurre se debe añadir ciertos aditivos para el control, algunos de ellos como píldoras de grasa y semillas de algodón.

 Temperatura Todos los fluidos de completación, reparación o reacondicionamiento disponibles en el mercado petrolero presentan sus beneficios, ventajas y desventajas. Al seleccionar un lodo es muy importante conocer las limitantes, especialmente en cuanto al factor TEMPERATURA, puesto que se requiere que el fluido a utilizar se mantenga estable y conservando sus propiedades a lo largo del proceso.

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 Arcillosidad En la selección del fluido a utilizar, se debe considerar la litología presente en la formación. Así mismo es necesario tomar en cuenta el grado de concentración de arcillas presentes, puesto que todas las formaciones pueden contener diversos tipos y concentraciones de arcilla.



Otros

 Contaminación Es uno de los factores más relevantes a considerar al momento de seleccionar un lodo para realizar un trabajo en un pozo petrolero, puesto que el grado de contaminación que generan algunos fluidos son poco reversibles, por lo tanto se deben tomar en cuenta aquellos lodos que proporcionen menos contaminación al ambiente que se encuentra involucrado en dicho proceso.

 Economía Este aspecto hace referencia al costo que ocasiona el trabajar con un lodo de completación específico, así como la consideración de todos los trabajos adicionales que amerita la implementación de dicho fluido. Es importante destacar que la economía es proporcional a la necesidad latente que presenta el yacimiento y a su rentabilidad.

 Seguridad En cada proceso de trabajo que se realice a un pozo petrolero se debe considerar en primera instancia la seguridad del mismo. En el caso de la selección idónea del fluido de completación no escapa de tal proceso, por lo tanto se debe 23

indagar en las características que posee cada lodo y las consecuencias posibles que pueden acarrear su uso.

Daños a la Formación ocasionado por los Fluidos de Completación.

 Daño por Cambios Físicos Son todas aquellas modificaciones físicas (permeabilidad, porosidad) que padece la formación productora, respecto a su condición inicial. Es causado generalmente por las operaciones efectuadas en el pozo, las cuales traen como consecuencias en diversas ocasiones la invasión de partículas de sólidos hacia el espacio poroso de la formación productora. Dicho cambio de la estructura física se clasifica de la siguiente manera:

 Superficial Este daño ocurre en la región circunvecina al hoyo, donde los sólidos en suspensión son hidráulicamente inducidos hacia la formación, logrando penetrar pocos centímetros en la misma generando modificaciones de sus condiciones físicas pero de manera leve.

 Profundo Este daño sucede cuando las partículas del fluido penetra a una distancia profunda de la pared del hoyo, debido a altas presiones en la columna de fluido, lo cual genera cambios drásticos en la permeabilidad inicial de la formación.

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 Daño por Cambios Químicos Este daño depende de las propiedades mineralógicas y textura particulares de cada formación. Generalmente ocurre un cambio relevante en aquellas rocas sensibles al agua donde sufren taponamiento del medio poroso y dispersión de la arcilla.

DISEÑO DE REVESTIDORES

Procedimiento de Diseño.

La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de pozos. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura vida productiva del pozo. El objetivo es diseñar un programa de revestidores que sea confiable, sencillo y económico, mediante pozos vecinos, dada por las informaciones de geólogos, en base al estudio de la sísmica (Pozos Nuevos) se debe conocer: la presión del pozo y la presión de fractura (hasta la profundidad final), la distribución de temperaturas y las funciones actuales y futuras del pozo. Consecutivamente, al poseer estos datos procedemos a seleccionar la profundidad de asentamiento que depende de la distribución de presiones, y también se seleccionan los diámetros más apropiados de las diferentes sartas de revestimiento, los cuales depende del caudal “Qo” de petróleo que se piensa extraer. Y se determinar los tipos de material, espesores y conexiones de las sartas.

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Selección de la Profundidad de Asentamiento.

Para la selección de la profundidad de asentamiento se requiere conocer el diferencial de presión existente dependiendo de la profundidad del pozo, y adicionalmente se tiene que verificar:  Riesgo de Pega por Presión Diferencial. Al ser mayor la presión ejercida por el lodo que la ejercida por la formación, hay el riesgo de que la tubería “se pegue” a la pared del hoyo. Para prevenir esto, se trata de que la diferencia entre ambas presiones: Diferencial de Presiones = 0,052 * (Presión de lodo –Presión de poro)* D (Sea menor a 2.000 ó 3.000 psi).  Resistencia de la Formación Contra Arremetidas. La presión que ejerce la arremetida, como función de la profundidad, se calcula con la siguiente fórmula: Presión de arremetida = (Profundidad del hoyo/Profundidad calculada) *

M+

Presión del lodo. M = 0,5 lpg, incremento del peso del lodo en la arremetida Para determinar la profundidad correcta del revestidor superficial se tantea con profundidad calculada hasta que la presión de arremetida sea menor que la presión de fractura.

Selección del Diámetro de los Revestidores.

La selección del diámetro se hace principalmente en función de que cada revestidor pueda contener al siguiente. El último, es decir, la tubería de producción debe tener suficiente diámetro para conducir el fluido del pozo hasta la superficie. Así pues, se escoge primero la tubería de producción y luego, sucesivamente los demás revestidores.

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Un segundo criterio de selección es la consideración de dejar suficiente espacio para herramientas o para bajar un revestidor intermedio, debido a algún problema imprevisto. Después de que los pesos, grados y longitudes de las secciones se determinaron satisfaciendo los requisitos de presiones interior y exterior, se procede a calcular la resistencia a la tensión, tanto para la junta (unión o cople) como en el cuerpo.  Diámetro Exterior y Grosor de la Pared. El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería y no a los coples, pero el diámetro de los coples es importante, ya que determina el tamaño mínimo del agujero en el que puede ser corrida la tubería de revestimiento. El grosor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por lo tanto el tamaño máximo de la barrena que puede ser corrida a través de la tubería. La tolerancia permitida en lo que se refiere a diámetro exterior y grosor de la pared, es dictada por API Spec. 5CT. Como regla general: 

Diámetro exterior de la TR >= 4½” Resistencia + 1.00%, - 0.50%.



Diámetro exterior de la TR < 4½” Resistencia ± 0.031%.



Grosor de la pared Resistencia – 12.5%.

Peso por Unidad de Longitud.

El peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para identificar tubería de revestimiento durante el ordenado. Los pesos nominales no son exactos y están basados en el peso teórico calculado de una tubería con roscas y coples de 20 pies de longitud.

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Grado del Acero.

Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen de la composición química del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su fabricación.API define nueve grados de acero para tubería de revestimiento: H40, J55, K55, C75, L80, N80, C95, P110 y Q125. El número de designaciones da el mínimo de API para el esfuerzo de resistencia o cedencia, en miles de psi. Por lo tanto una tubería de revestimiento L80 tiene un esfuerzo de resistencia de 80,000 psi. La carta de designación da una indicación sobre el tipo de acero y el tratamiento que recibo durante su fabricación.

Características y Propiedades Mecánicas.

El Instituto Americano del Petróleo (API) ha desarrollado estándares para los Revestidores que han sido aceptadas internacionalmente por la Industria Petrolera y que han definido las características y propiedades mecánicas de los tubulares.

Estas están plasmadas en Tablas API la cual es utilizada por los Ingenieros de Diseño y Planificación a fin de desarrollarlos Programas de las Sartas de Revestimiento para los proyectos pozos. A continuación, describiremos las características incorporadas en dichas Tablas a fin de consolidar el manejo de sus términos para poder ejecutar un Diseño de Revestidores. 

Diámetro Nominal.



Peso Nominal de los Revestidores.



Grado de acero de los revestidores.



Espesor de la pared.



Diámetro interno.



Conexiones para los revestidores. 28



Diámetro Mínimo Interno (Drift Diameter).



Resistencia a la Tensión en el cuerpo del tubo.



Resistencia al Colapso.



Resistencia al Estallido.



Resistencia a la Tensión en la conexión.

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Conectores de Tuberías de Revestimiento.

Las conexiones son los elementos mecánicos que mantienen unidas las tuberías. Los principales elementos que caracterizan una conexión son: 

Si es acoplada o integral, es decir, si la caja es separada o es parte del tubo.



Los diámetros internos y externos (en relación al tubo).



El tipo de rosca.



El tipo de sello.



El reborde.

Tipo de Acoplamiento.

Una conexión es acoplada cuando los tubos se unen a través de un acople y es integral, cuando la caja está tallada en el tubo.  Diámetros Internos y Externos. En la conexión acoplada el diámetro interno se mantiene igual, pero el diámetro externo aumenta debido al acople, y en la conexión integral pueden haber cuatro tipos: la externa lisa, la interna lisa, la intermedia y la completamente lisa.

Tipo de Rosca.

Existen básicamente dos tipos de rosca: la triangular (60°) o redonda y la trapezoidal.

30

El Sello.

El sello es el dispositivo mecánico explícitamente encargado de impedir que el fluido interno salga.

El Reborde.

Tope mecánico que limita el movimiento de enroscado, además de proporcionar la resistencia a la compresión. Existen múltiples tipos de conexiones disponibles en el mercado. La selección de una conexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el desempeño requerido y el costo. El tipo de conexión varía de acuerdo a la intención de aplicación, desempeño requerido, y costo. Entre los de principal utilización tenemos:

 API 8-Redonda, STC o LTC. Buena disponibilidad y precio, sellado de líquido hasta un máximo de 210°F, el sellado es una combinación de geometría de conexión y grasa lubricante para roscas, apretamiento pobre de gas, alto esfuerzo circunferencial en los coples, eficiencia tensora de 70y 75% dependiendo el tipo de roscas.  API BCT. Buena disponibilidad y precio, apretamiento pobre de gas, cobertura de estaños mejora la resistencia de fugas sellado de líquido hasta un máximo de 210°F, el sellado es una combinación de geometría de conexión y grasa lubricante para roscas, eficiencia tensora de 85 y 95% dependiendo el tipo de roscas.  Sello Metal-Metal, con Roscas y Coples. Su disponibilidad depende de las propiedades de la tubería, se encuentra disponibles coples de despejes, susceptibles a daños de manipuleo, buenas características de conexión, eficiencia 31

tensora de 85 y 95% dependiendo el tipo de roscas y en muchas instancias igual o mayor que el cuerpo de la tubería.

 Otras son: 

Sello metal-metal, reforzada e integral.



Sello metal-metal, formada e integral.



Soldada, reforzada e integral.

Factores Técnicos y Económicos.

La capacidad de la sarta seleccionada para resistir esfuerzos y cargas bajo determinadas condiciones es un factor muy importante para la seguridad y economía en la perforación y posterior producción del pozo. La sarta de revestimiento representa un alto porcentaje de la inversión total de un pozo, por lo tanto no se justifica pagar más por resistencia o calidad de lo que es realmente necesario. Los factores técnicos corresponden al diámetro, peso, longitud, tipo de unión o rosca, material utilizado, condiciones de carga, naturaleza de la formación, método de fabricación, etc.

Consideraciones de Diseño.

 Colapso. Para todas las sartas de tubería de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presión es ejercida por la columna de fluido de perforación en el espacio anular, creado por la tubería y el hoyo, y la presión de las formaciones perforadas, tienen que ser contrapesadas por la columna del fluido que está dentro de la tubería y por la resistencia de los tubos mismos al aplastamiento. Debido a que la presión hidrostática de una columna aumenta con la profundidad, 32

la presión de colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y nula en la superficie, es decir, las presiones externas son originadas por la Presión Hidrostática del fluido en el pozo y actúan sobre la tubería tratando de aplastarla o colapsarla. Existen cuatro tipos distintos de colapso, dependiendo básicamente de la relación entre diámetro y espesor (D/t) de la tubería:  Por fluencia o Esfuerzo Cedente: El colapso por fluencia se refiere a la presión externa que causaría que el material de la parte interna del tubo alcance fluencia. No es por lo tanto un aplastamiento del tubo. La fórmula de colapso por fluencia es:

 ( D / t )  1 Pc, Rp  2  Rp   2  ( D / t )   Donde: 

Rp: Esfuerzo de cedencia mínima del tubular, psi.



D/t: Relación del Diámetro externo y el espesor del tubular.



Se aplica para relaciones D/t pequeñas.

El colapso por fluencia solo ocurre cuando el tubo es suficientemente grueso. Es decir, cuando la relación diámetro a espesor (D/t) tiene un valor suficientemente bajo. La fórmula para calcular el valor crítico para (D/t) para colapso por fluencia es:

( D / t ) Rp 

( A  2)

2



1/ 2

 8  ( B  C / Rp)  ( A  2) 2  ( B  C / Rp) 33

 Colapso plástico: El colapso plástico se refiere a la presión externa que causaría que el tubo efectivamente colapse. La fórmula para el colapso plástico es empírica y se obtuvo de más de 2.000 ensayos con tubos de diferentes diámetros y resistencias:

 A  PC, P  Rpa    B  C  (D / t)  Esta fórmula está deducida en base a una probabilidad de falla de 0,5% (5 fallas en 1.000). Donde: 

Rp: Esfuerzo de cedencia mínima, psi



D/t: Relación del Diámetro externo y el espesor del tubular



A, B, C: Coeficientes empíricos.

El rango de validez de la fórmula para el colapso plástico es:

( D / t ) Rp

( A  2) 

2



1/ 2

 8  ( B  C / Rp) 2  ( B  C / Rp)

( D / t ) PT 

Rp  ( A  F ) C  Rp  ( B  G)

 ( A  2) 34

Tabla de selección

35

Coeficientes empíricos para determinar la Presión de Colapso

F1= A

F2= B

F3= C

F4= D

F5= E

 Colapso elástico: El colapso elástico está deducido en base a una formulación teórica, ajustando luego los resultados a valores experimentales (el valor adoptado fue el 71,25% del cálculo teórico):

PC , E

46,95  106  2 ( D / t )  ( D / t )  1

Donde: D/t: Relación del Diámetro externo y el espesor del tubular.

36

 De transición: Como las fórmulas para colapsos plástico y elástico daban resultados que no se cruzan, hubo necesidad de crear una fórmula intermedia, llamada colapso de transición:

 D  PC ,T  Rpa    E  (D / t)  Donde: 

RP: Esfuerzo de cedencia mínima, psi.



D/t: Relación del Diámetro externo y el espesor del tubular.



D y E: Coeficientes empíricos. Estos dependen de la relación de D/t Por otra parte, la presencia de una carga axial afecta la resistencia al

colapso de una tubería. API ha tomado en cuenta eso a través de un cambio en la resistencia nominal del tubo:



Rpa  1  0,75   a Rp



2 12



 0,5   a Rp  Rp

Donde: Rpa: es la resistencia de fluencia ajustada. σa= Carga Axial aplicada (lbs) / Área seccional del tubo (pulg2.) El rango de validez de la fórmula para el colapso de transición es:

37

( D / t ) PT 

Rp  ( A  F ) C  Rp  ( B  G)

( D / t )TE 

 A 3  B  A

2 B

Ejemplo Se tiene un revestidor 23lb/ ft P-110 de 5-1/2 pulgadas con conexiones roscadas y acopladas con sello metal con metal. Determinar el factor de colapso de diseño cuando el revestidor está sujeto a una presión externa de 12.858 psi, una presión interna de 1.000 psi y una carga por tensión de 50.000 lb, a una profundidad de 10.000 pies. Como el revestidor está en tensión, la resistencia a la fluencia ajustada se debe calcular de la manera siguiente:

Área transversal:

Esfuerzo axial aplicado:

38

Resistencia a la fluencia ajustada:

Relación diámetro/espesor:

39

Relaciones D/t límites para cada tipo de falla, falla por fluencia:

40

Falla por colapso plástico:

Como 12.54 < D/t=13.25 < 20.63, hay que usar la ecuación para colapso plástico.

41

La resistencia al colapso plástico es:

La presión de colapso equivalente:

Y finalmente el factor de diseño a colapso:

 Colapso de Cargas Durante la Instalación. El peor caso de colapso de cargas durante la instalación, ocurre durante la cementación. Para trabajos de cementación convencionales el peor caso ocurre con la columna de cemento en el exterior de la tubería de revestimiento.  Colapso de Cargas Durante la Perforación. El peor caso de colapso de cargas durante la perforación ocurre si se encuentra perdida de circulación y 42

disminuye la presión hidrostática interna. Por convención el fluido externo es forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió la tubería de revestimiento. Esto es debido a la incertidumbre del aislamiento completo del cemento alrededor de la tubería de revestimiento causado por acanalados o deslaves. El nivel del fluido interno cae hasta cualquier medida, desde cientos de pies de evacuación total de la tubería de revestimiento y depende del peso interno del lodo en uso y la presión de poros de la zona de perdida.  Colapso de Cargas Durante la Producción. Los colapsos de carga a los que estarán expuestos las tuberías de revestimiento de producción y los “Liners”, necesitan ser considerados para la vida entera del pozo. Esto depende del uso que se le dará al pozo, pero se deberá dar consideración a lo siguiente, según sea aplicable:



Operaciones DST.



Técnicas de Estimulación.



Levantamiento de Gas.



Abatimiento.

 Estallido. Son presiones internas que actúan del centro de la tubería hacia las paredes de la misma, es decir, es la posibilidad de que la tubería falle por exceso de presión interna. Estas cargas resultan de: Ph interna, presiones en la cementación, cambios en las densidades de los fluidos y otros factores. La situación de carga interna más fuerte es cuando ocurre una arremetida y el pozo se cierra con todo el hoyo lleno de gas. Es importante resaltar que la tensión de un tubular influye sobre la resistencia al estallido.

43

La presión interna que podría causar la fluencia del material del tubo se calcula por la fórmula:

 2  Rp  t  P  0,875    D  Donde: 

Rp: Esfuerzo de cedencia mínima del tubular, psi.



t: Espesor del tubular, pulgs.



D: Diámetro externo del tubular, pulgs. El factor 0,875 proviene de las posibles variaciones en el espesor de pared

del tubo (12,5%). Si se tiene tubería con tolerancias más estrechas, se puede aumentar ese valor. A pesar de que una presión externa de respaldo afecta también la resistencia al estallido, no se calcula una presión equivalente como en el caso de colapso. Así pues, la presión a considerar es simplemente la diferencia entre la externa y la interna. Pe = P i - Po Donde: 

Pe : es la presión equivalente.



Po: la presión externa.



Pi: la presión interna. Terminado un pozo, su tubería revestidora invariablemente se somete a

presiones de pruebas de fuga, o más a las motivadas por la maniobra de introducción forzada de cemento en las formaciones debido a una variedad de razones

formuladas

en

el

programa

de

terminación

original

o

de

reacondicionamiento posterior del pozo. Por tanto, la resistencia de la tubería a 44

presiones de este género es cualidad importante, puesto que evita que los tubos estallen durante alguno de los varios trabajos de cementación forzada que el pozo pueda requerir.

 Cargas de Estallido Durante la Instalación. El peor caso de ruptura de carga de instalación ocurre durante la cementación. Dos casos necesitan ser considerados en este punto: 

Durante el desplazamiento, inmediatamente antes de que el espaciador salga de la zapata.



Golpeando el tapón.

 Cargas de Estallido Durante la Perforación. El peor caso de ruptura de cargas de perforación ocurre, ya sea durante la prueba de presión o durante un evento de control de pozos.

 Cargas de Estallido Durante la Producción. Las cargas de ruptura que necesitan ser consideradas durante la producción incluyen pruebas de presión con una completación o fluido para matar el pozo, una fuga de tubería cerca de la superficie. Ejemplo Se tiene un revestidor de 9-5/8 pulg. 43,5 lb/pie P-110 (t=0,435 pulg) con conexiones roscadas y acopladas con sello metal-metal. Determinar el factor de diseño de fluencia interna mínima cuando el revestidor está sujeto al caso de carga “Estimulación a través de la tubería de producción” con una presión externa de 6.240 psi y una presión interna de 10.000 psi (50% de la presión de cierre del pozo) a 10.000 pies de profundidad.

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Solución: Como se está utilizando una conexión MTC, sólo se verifica la resistencia del cuerpo de la tubería y no hace falta verificar la del acoplamiento, ya que éste está diseñado de modo que sea equivalente o más fuerte que el cuerpo en condiciones de carga por presión diferencial interna. Esfuerzo contra fluencia interna del cuerpo de la tubería:

P  0,875  2 Rp t   0,875  2110.000 psi0,435 pulg  8.700 psi D  9,625 pulg    







Factor de diseño:

DF  Presion interna de fluencia estallido Diferencial de presion interna 8.700 psi DF   2,31 estallido (10.000 psi- 6.240 psi)

 Tensión.

Es el esfuerzo a la cual está sometida la tubería originada por su propio peso. Esto está asociado a la resistencia a la cedencia mínima del tubular, por supuesto, esto evidencia que la tensión será máxima en la superficie y a medida que se profundiza va decreciendo. Este esfuerzo con lleva a que durante el diseño se prevea que el revestidor de mayor esfuerzo o resistencia se coloque en la superficie. Al diseñar el revestimiento se considera que el tramo superior de la 46

sarta es como el punto más débil a la tensión toda vez que tendrá que soportar el peso total de la misma. Los valores de la Tensión deben ser calculados tomando en cuenta el área seccional del tubo, el cual se calcula de la siguiente manera: Asecc= π/ 4 (DE2 –DI2 ) = pulgs 2 Donde: DE: Diámetro externo del tubo, pulgs DI: Diámetro interno del tubo, pulgs

Luego la Tensión en el cuerpo del tubo es calculada por. Tensión (T) = Yp x Asecc= lbs En la mayor parte de la tensión axial proviene del peso mismo del revestidor, al diseñar el revestimiento se considera el tramo superior de la sarta como el punto más débil a la tensión toda vez que tenga que soportar el peso total de la misma. Los esfuerzos de tensión se determinan de la siguiente manera: 1. Calcular el peso del revestimiento en el aire (valor positivo) empleando la profundidad vertical. 2. Peso del revestidor en el aire = peso del revestidor en (lbs/pie) x profundidad del agujero (prof vertical verdadera, TVD pies) 3. Calcular la boyancia o flotación (valor negativo). 4. BF = Pe (Ae – Ai) para revestidor con punta abierta (zapata guía). 5. BF = PeAe – PiAi para revestidor con punta cerrada (zapato y collares flotadores).

47

Ejemplo Datos 

Revestimiento de 20”, ID=18,71 pulg, 133 lb/pie, cpn extremo abierto



Prof de la zapata = 2800 pies



Peso del lodo = 10 lbs/gal.

Solución empleando el método de boyancia 

Presión en el aire =2800 x 133 = 372400 lbs



Fuerza de empuje por flotación, BF = Pe (Ae-Ai) para extremo abierto



BF = (1 – 10 / 65,4) = 0,847



Peso sumergido = Peso en el aire x Peso Flotando = 372400 x 0,847 = 315422 lbs.

 Cargas de Tensión Durante la Instalación. Esta etapa incluye evaluar la conveniencia de la tubería de revestimiento seleccionada, para soportar cargas durante la corrida, cargas durante la cementación y cualquier prueba de presión. Se asume que la tubería de revestimiento está sujeta en la superficie, pero libre para moverse, en la zapata. Las cargas que deben considerarse, son las que siguen:  Peso en el Aire. El peso de la tubería de revestimiento en el aire es simplemente el peso nominal de la tubería de revestimiento multiplicada por la profundidad vertical real de la tubería de revestimiento. Fair = W x TVD. Donde: 

W = Peso nominal de la TR (lb. / pies).



TVD = TVD debajo del punto de interés hasta la zapata (pies). 48

Flotación. La flotación puede ser calculada utilizando el método de presión de área y es normalmente la presión hidrostática multiplicada por las áreas seccionales cruzadas de la tubería de revestimiento. Se necesita tener cuidado en caso de que se utilicen sartas de tubería de revestimiento disminuidas, ya que la fuerza de flotación cambiara, dependiendo de la profundidad y los diámetros internos y externos. La flotación es siempre restada.

Doblado. Cuando la tubería es forzada alrededor de un doblaje o curva en el pozo, ocurrirá una fuerza de doblado. La fuerza de doblado es una carga de tensión que ocurre en la pared externa y cargas de compresión que ocurren en la pared interna, de la tubería de revestimiento. Las fuerzas de doblado son calculadas utilizando la siguiente fórmula:

Fbend = 64 x DLS x OD x W

49

Donde: 

DLS = Severidad de las patas de perro (º / 100 pies).



OD = Diámetro exterior de la TR (in). Arrastre. El arrastre es el resultado de resistencia de deslice entre el agujero del

pozo y la tubería. Ocurre en pozos desviados y en agujeros apretados y con atrapamiento. No es fácil de computar manualmente y es mejor dejarlo para las simulaciones por computadora. Choque. La carga de choque es la carga que resulta del movimiento de la tubería de revestimiento mientras está siendo corrida en el agujero, o cuando las cuñas son colocadas o cuando la tubería de revestimiento encuentra una capa en el fondo del agujero. Las cargas de choque son calculadas utilizando la siguiente fórmula: Fshock = 1780 x V x As Donde: 

V = velocidad instantánea (pies / seg.)



As = Ao - Ai (in2)

Se deberá cuidar que la velocidad instantánea usada en estos cálculos no sea excedida durante las operaciones del equipo de perforación.

50

Prueba de Presión. El propósito de una prueba de presión es el de verificar que la sarta de tubería de revestimiento puede resistir las cargas de ruptura máximas anticipadas. Es por esto que debe exceder las mayores cargas predichas, durante ambas operaciones, perforación y producción. Fptest = Pptest x Ai Donde Pptest = Presión del golpe de tapón o prueba de presión aplicada (psi).  Cargas de Tensión durante la Perforación y Producción. Esta etapa incluye la evaluación apropiada de la tubería de revestimiento seleccionada para soportar las cargas que pudieran ser ejercidas a la tubería de revestimiento, después de que el cemento se ha asentado. Se asume que la tubería de revestimiento esta fija en la superficie y fija en el tope del cemento en el espacio anular. Las cargas que necesitan ser consideradas, son las que siguientes:

Anclaje de la Tubería de Revestimiento. Cualquier tensión adicional aplicada a la tubería de revestimiento después de esperar por el cemento (WOC). Esto esta normalmente restringido a operaciones de auto-elevables o plataformas, en donde la tensión es aplicada antes de colocar las cuñas en el cabezal de pozo. Pandeo. El potencial de pandeo existe, cuando ocurre cualquiera de los siguientes escenarios: 

Se incrementa la densidad interna del lodo.



Se incrementa la presión interna de superficie.

51



Se remueve el fluido anular o se reduce la densidad del lodo del espacio anular.



La tubería de revestimiento es anclada con menos del peso completo de colgada.



Se incrementa la temperatura de la tubería de revestimiento.

El pandeo ocurre cuando una tubería es sometida a una carga de compresión por encima de ciertos límites. El problema principal del pandeo es la posibilidad de que se atasque una herramienta al tratar de pasarla por un revestidor pandeado. La forma de determinar si una tubería puede sufrir pandeo es a través de la fórmula de Lubinski:

FEfe  Fa  A0  P0  Ai  Pi Donde: 

FEfe: Fuerza efectiva.



Fa : Fuerza axial.



A0: Área externa



P0: Presión externa.



Ai: Área interna



Pi: Presión interna. Hay varias variables que permiten evaluar la “magnitud” del pandeo:



El paso de la “hélice” que forma el tubo.



La severidad de la curvatura (pata de perro).



El diámetro máximo de herramienta que puede pasar por la zona pandeada.

52

Paso de la hélice:

P

   8  E  I Fefe 12

Severidad de la curvatura:

275.000   2  rc DLS  144  P 2  4   2  rc (rc es la holgura entre la tubería y el hoyo) El diámetro máximo de herramienta que puede pasar por la zona pandeada:

Lherr

 (d int, tub  Dext,herr )    arccos1    rc  d int, tub 2   P

Desgaste de la Tubería de Revestimiento.

El desgaste de las tuberías toma forma de surco de desgaste generado por la sarta de perforación en rotación que es forzada dentro de la pared de la tubería de revestimiento. Altas fuerzas de paredes laterales y contacto extendido de una sarta de perforación en rotación ocasionan el desgaste de la zona. Las áreas más comunes con este tipo de desgaste en T.R son: puntos de influjo y patas de perro.

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Factores de Seguridad.

Para el Diseño de Revestidores se requiere del uso de unos Factores de Seguridad los cuales deben cumplir las normas y procedimientos pre-establecidos por las Industrias Petroleras. Estos factores de Seguridad garantizarán que aquellos Revestidores seleccionados cumplan con todos los esfuerzos involucrados en un Diseño durante la vida útil del pozo. Sus rangos dependerán del Esfuerzo a considerar y del Revestidor que se esté diseñando, por mencionar algunos de estos se presenta la siguiente. Tabla referencial:

Factores de diseño vs. Factores de seguridad. Todos los modos de carga básicos pueden reducirse a parámetros mediante los cuales puede evaluarse la aptitud de un diseño de sarta. Estos parámetros pueden expresarse en el siguiente formato:

54

55

CONCLUSION

Los fluidos de completación nos permiten mantener las condiciones adecuadas para colocar la completación de modo eficiente y seguro, lo cual impide causar daños a la formación productora. Estos fluidos se bombean o se hacen circular dentro del hoyo en el momento de realizar operaciones de control de pozo, limpieza, taponamiento, cañoneo, evaluación y completación. Las funciones de los fluidos de completación controla las presiones del yacimiento, eliminar del pozo todos los sólidos movibles (ripios, arena, etc.), suspenderlos y transportarlos hacia la superficie, enfriar y lubricar la sarta de trabajo y las herramientas hoyo abajo, reducir a un mínimo, tanto las pérdidas por fricción mecánica como por el fluido, causar el menor daño a la formación.

Las propiedades de los fluidos se encuentran la densidad, viscosidad plástica, punto cedente, Ph, geles y contenidos de sólidos. Los fluidos se clasifican según su homogeneidad como lo son fluidos con sólidos en suspensión, sin sólidos en suspensión y espumoso. También según su componente principal está el petróleo, agua salada, agua salada producida en el campo, cloruro de sodio, cloruro de calcio, nitrato de calcio, cloruro de zinc, lodo convencional a base de agua, lodo a base de petróleo o emulsiones inversas, fluidos a base de polímeros y fluidos de empaque que está a su vez tiene ciertas razones para su uso.

Sin embargo existen factores que afectan la selección de un fluido de completación y reparación estos son mecánicos que se clasifica en velocidad anular, facilidades de mezcla, cantidad de fluido en el pozo, espacio anular, estabilidad de mezcla, corrosión y componentes de los fluidos. Además consta de otro factor que es la de formación y esta a su vez se cataloga por la presión, consolidación de La formación ,permeabilidad, porosidad vugular, temperatura, arcillosidad y otros como contaminación, economía, seguridad.

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En el diseño de los revestidores la selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de pozos, la capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura vida productiva del pozo, para la selección de la profundidad de asentamiento esencialmente se tiene que comprobar el riesgo de pega por presión diferencial y la resistencia de la formación contra arremetidas. Es importante la selección del diámetro de los revestidores se hace principalmente en función de que cada revestidor. Asimismo seleccionar un diámetro exterior y grosor de la pared, peso por unidad de longitud y el grado de acero. De la misma forma las características y propiedades mecánicas, conectores de tuberías de revestimiento, tipo de acoplamiento, diámetros internos y externos, tipo de rosca, el sello, el reborde, las consideraciones de diseño, colapso, tensión y por último los factores de Seguridad que garantizarán que aquellos revestidores seleccionados cumplan con todos los esfuerzos involucrados en un diseño durante la vida útil del pozo.

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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

http://www.ingenieriadepetroleo.com/2011/06/fluidos-de-completacion-depozos.html http://es.scribd.com/doc/19226553/Fluidos-de-Completacion http://es.scribd.com/doc/82545424/Manual-de-completacion-Schlumberger http://es.scribd.com/doc/52145237/50976908-Completacion-de-Pozos-1 http://achjij.blogspot.com/2012/04/diseno-de-revestidores.html http://petrogroupcompany.com/archivos/353399057660.pdf http://www.buenastareas.com/materias/dise%C3%B1o-de-revestidores/0 http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/10637/1/Dise%C3%B 1o%20de%20Revestidores%20y%20cementaci%C3%B3n%20del%20pozo %20ESPOL%20X1-D.pdf CIED PDVSA. (1996). Completación y Reacondicionamiento de Pozos

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