5 de La Mañana Marcp Teorico
July 7, 2022 | Author: Anonymous | Category: N/A
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ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” SUCRE” BOLIVIA
PERFIL DE TRABAJO DE GRADO
DISEÑO DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN PARA POZOS DE ALTA PRESIÓN Y TEMPERATURA APLICADO AL POZO CAR-X1005 DEL CAMPO CARANDA
JHON CRISTHIAN QUISPE SANCHEZ
SANTA CRUZ DE LA SIERRA - 2018
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” SUCRE” BOLIVIA
PERFIL DE TRABAJO DE GRADO
DISEÑO DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN PARA POZOS DE ALTA PRESIÓN Y TEMPERATURA APLICADO AL POZO CAR-X1005 DEL CAMPO CARANDA
JHON CRISTHIAN QUISPE SANCHEZ
modalidad: proyecto de grado, presentado como requisito para optar al título de licenciatura en ingeniería petrolera TUTOR: ING. ANGEL HERBAS ORTEGA
SANTA CRUZ DE LA SIERRA - 2018
ÍNDICE PÁG. 1.
ANTECEDENTES................................................. .......................................................................... .......................................... ................. 2
2.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA....................... ................................................ ...................................... ............. 3
2.1 2.2
Identificacion del Problema.......................... ................................................... ................................................... ..........................3 Diagrama análisis Causa Causa – – Efecto ....................... ................................................. ........................................... ................. 4
2.3
Formulacion del Problema .......... .................................... ................................................... .......................................... ................. 5
3.
OBJETIVOS ...................... ................................................ ................................................... ................................................... .......................... 5
3.1 3.2
Objetivo General ............................. ....................................................... ................................................... ...................................... ............. 7 Objetivos Específicos ......................... ................................................... .................................................... .................................. ........ 7
4.
JUSTIFICACIÓN................ JUSTIFICACIÓN.......................................... ................................................... .................................................. ........................... 6
4.1 4.2
Justificación Técnica ............... ........................................ ................................................... ............................................... ..................... 6 Justificación Económica ......................... ................................................... .................................................... .............................. .... 6
5.
ALCANCE.................................................... ............................................................................. ................................................... ..........................6
5.1 5.2 5.3
Alcance Temático ....................... ................................................. ................................................... .......................................... ................. 6 Alcance Geográfico ................................. .......................................................... ................................................... .............................. .... 6 Alcance Temporal ....................... ................................................. ................................................... .......................................... ................. 7
6.
FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA ............................................................ ..................................................................... ......... 8
7.
MARCO METODOLÓGICO ............ ...................................... ................................................... ...................................... ............. 9
7.1 7.2
Metodologia de investigación ...................... ............................................... ................................................... ..........................9 Tipo de estudio ....................... ................................................ .................................................. ............................................... ...................... 9
7.3
Procedimiento de recoleccion de datos……………………… datos………………………………………… ………………… 9
7.4 7.5
Procedimiento del tratamiento d de e la información ...................... ............................................ ...................... 9 Fuentes de información ................................... ............................................................ ............................................. .................... 10
8.
TEMARIO TENTATIVO ........ ……………………………..…………………… ……………………………..……………………11 11
9.
CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ................................................. ............................................................ ........... 13
10.
FUENTE DE CONSULTA ................................................. ........................................................................... ............................ .. 14 i
ÍNDICE DE CUADROS PÁG.
CUADRO 1. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA…………….…………………….……. TEÓRICA…………….…………………….……......8 .....8 CUADRO 2. CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN… EJECUCIÓN…................ ............................. .............................. ........................13 .......13
ii
ÍNDICE DE FIGURAS PÁG. FIGURA 1. ANÁLISIS CAUSA Y EFECTO………………………………………..…… EFECTO………………………………………..……...4 ...4 FIGURA 1. UBICACIÓN DEL CAMPO CARANDA………………………….. CARANDA…………………………..……… ……….. ..… …7
iii
1. ANTECEDENTES En 1833, un ingeniero francés llamado Flauvile estaba observando la técnica de perforación con herramienta operada por cable, cuando el aparato de perforación se topó con agua. Entonces se dio cuenta de que el agua que brotaba era muy útil para sacar los detritos del pozo. El principio p rincipio de utilizar fluidos en movimiento para sacar los detritos del pozo tuvo su origen en ese momento. Flauville ideó una instalación para bombear el agua hacia el interior de un vástago de perforación y arrastrar los detritos al regresar a la superficie a través del espacio existente entre el vástago de perforación y la pared del pozo. La perforación rotatoria ha reemplazado ampliamente a la perforación perfo ración con herramienta operada por cable. Con esta técnica, los trépanos de perforación se encuentran en el extremo de una tubería rotatoria. Para la perforación de un pozo es necesario el empleo de un fluido el cual puede ser base agua, base aceite o un gas con el fin de llevar a cabo múltiples funciones. Este fluido debe, entre otras cosas, contrarrestar contrarre star las presiones de los fluidos de perforación, enfriar y lubricar la barrena, acarrear los recortes perforados a la superficie para su separación y ser reciclado, previo acondicionamiento, ac ondicionamiento, para volver a introducirlo al pozo mismo.
En las operaciones de perforación se atraviesan diferentes formaciones , antes de llegar a la zona de interés que contiene los hidrocarburos que han de ser extraídos para su comercialización. Usualmente los yacimientos donde su ubican los hidrocarburos consisten de rocas carbonatadas, arenas y/o lutitas arenosas, las cuales en virtud de su permeabilidad pueden puede n permitir que dichos hidrocarburos fluyan de una manera natural aprovechando las presiones existentes en los yacimientos, el flujo de los hidrocarburos a través del medio poroso dependerá mucho de que tanto las partículas insolubles de los fluidos de perforación hayan invadido dichas zonas, provocando, entre otras causas, el taponamiento de los poros de la formación, y con esto la reducción de la producción de hidrocarburos. 2
Los sólidos que contienen los fluidos de perforación generalmente son sólidos insolubles en agua y en aceite, mismos que al estar perforando invaden la formación
productora causando el taponamiento de los poros de d e la formación y con esto un daño a la permeabilidad de la formación. Debido a estos factores que pueden suscitarse el ingeniero debe analizar las propiedades del fluido y determinar que fluidos deberán ser aplicados `para la perforación de cada intervalo del pozo. El diseño del fluido de perforación dependerá del tipo de formación, de la composición de los fluidos de la formación, del programa del diseño de la tubería de revestimiento y mecánica de la roca, para la selección del fluido adecuado. El objetivo de la perforación del pozo CAR-X1005 son los reservorios Robore del Sistema Devónico Inferior y del Reservorio Sara del Sistema Silúrico
3
2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 2.1 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA Durante la perforación de pozos de alta presión y temperatura se presentan diversos problemas como ser las alteraciones de las propiedades físico-químicas y la excesiva contaminación hacia la formación productora lo cual genera perdida de permeabilidad, taponamiento de los poros y baja productividad de la zona de interés
4
2.2
DIAGRAMA ANÁLISIS CAUSA – EFECTO
O T C E F E Y A S U A C S I S I L Á N A : 1 A R U G I F
a i p o r P n ó i c a r o b a l E : t e n e u F
5
2.3 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ¿Cómo se podrá evitar el daño a la formación del pozo CAR-X1005 del campo caranda?
6
3. OBJETIVOS 3.1 OBJETIVO GENERAL Elaborar el diseño del fluido de perforación de alta presión y temperatura aplicado al pozo CAR-X1005 del Campo Caranda.
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS Recopilar información necesaria del pozo CAR-X1005.
Determinar las características del fluido de perforación.
Realizar el Diseño del fluido de perforación para cada intervalo intervalo del pozo CAR-
X1005. Realizar la propuesta técnica del fluido de perforación para el pozo CARX1005.
Evaluar la rentabilidad económica del proyecto.
7
4. JUSTIFICACIÓN 4.1 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA Para realización del diseño del fluido de perforación para el pozo CAR-X1005 de alta temperatura y alta presión se realizarán pruebas de laboratorio para la selección del fluido que evite el daño a la formación, mientras menor es el daño a la formación se tendrá una mayor eficiencia en la recuperación de los hidrocarburos.
4.2 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA Es muy importante evitar el daño a la formación productora, un mal diseño del fluido de perforación puede ocasionar trabajos adicionales de acidificación de la formación productora lo cual es perdida monetaria. Es de vital importancia evitar el daño formación productora.
5. ALCANCE 5.1 ALCANCE TEMÁTICO Área de investigación: Tema específico:
Ingeniería de fluidos. Diseño de un fluido de perforación para pozos de alta presión y temperatura
5.2 ALCANCE GEOGRÁFICO El estudio se aplicará en: País:
Bolívia
Departamento:
Santa Cruz
Província:
Ichilo
8
Campo:
Caranda
Operador:
PETROBRAS S.A
Ubicación Superficial del pozo:
X = 440.199,79 metros Y = 8.061700,79 metros
La figura 2 muestra la ubicación del campo Caranda. FIGURA 2. UBICACIÓN DEL CAMPO CARANDA.
Fuente: Informe Semestral de Actividades 2016 (Cortesía Petrobras)
5.3 ALCANCE TEMPORAL El Alcance temporal de la elaboración de este proyecto es de una duración de dos semestres académicos, en marcados durante la gestión 2018 de la Escuela Militar de Ingeniería (EMI).
9
6. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA CUADRO 1. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA
OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1.
Recopilar
la
FUNDAMENTO
ACCIONES
información
necesaria del pozo CARX1005.
TEÓRICO
1.1 Adquirir los datos de cada inter intervalo valo del pozo. 1.2 Analizar los datos obtenidos del pozo
Metodología de investigación.
CAR-X1005. 1.3
Describir
las
características
del
estado del reservorio. 2.1 Explicar las fun funciones ciones de los fluido fluidoss de 2.
Determinar las característica característicass
perforación. 2.2 Determinar las prop propiedades iedades del fluido
del fluido de perforación.
Ingeniería de fluido de perforación.
de perforación. 2.3 Detallar lo loss aditivo aditivoss que se apliquen al fluido de perforación.
3.
Realizar el diseño del fluido de perforación intervalo
del
para pozo
cada CAR-
X1005.
l aboratorio. 3.1 Realizar las pruebas de laboratorio. 3.2 Realizar la hidráulica del fluido de perforación para cada intervalo.
Ingeniería de fluidos de perforación
3.3 Analizar los datos obtenidos. obtenidos. 3.4 Seleccionar el fluido de perforación
laboratorio
adecuado para cada intervalo del pozo. 4.1 Exponer los resultados obtenidos del
4.
Realizar la propuesta técnica del fluido de perforación para cada intervalo del pozo CARX1005.
diseño del fluido de perforación para cada intervalo. 4.2 Desarrollar
directrices
para
la
Ingeniería de fluidos.
secuencia operativa del fluido de perforación.
5.
Evaluar la rentabilidad económica del proyecto.
5.1 Adquirir los co costos stos de inv inversión ersión y de operación.
Formulación proyecto
5.2 Realización de un flujo de caja
Fuente: Elaboración propia.
10
y
evaluación
de
7. MARCO METODOLÓGICO 7.1 METODOLOGÍA DE INVESTIGACIÓN Según la problemática y los objetivos planteados para el presente prese nte trabajo, el diseño de la investigación es de carácter experimental, debido a que se manipulan las variables que originan la problemática.
7.2 TIPO DE ESTUDIO La investigación es de tipo aplicado, descriptivo. Es de tipo aplicado debido a que se aplica a una situación en particular para solucionar un problema específico, el cual es evitar el daño de la formación. Descriptivo porque se recolecta información sobre cada una de las variables.
7.3 PROCEDIMIENTO DE RECOLECCIÓN DE LA INFORMACIÓN El cual será realizará mediante consultas consu ltas a ingenieros del área de fluido de perforación p erforación además de bibliografías referente al tema.
7.4 PROCEDIMIENTO DEL TRATAMIENTO DE LA INFORMACIÓN En la fase de tratamiento de la información se divide en tres etapas, la primera es la organización de toda la información recopilada y disponible, la segunda parte, es presentar una información mediante tablas o gráficos que puedan favorecer su entendimiento y compresión, y por último la parte más importante, es el análisis e interpretación de la información, donde se llegara a conclusiones sobre la investigación y con los resultados se podrá realizar pronósticos, hacer valorizaciones y tomar decisiones.
11
7.5 FUENTES DE INFORMACIÓN La fuente de información que se emplearan para la elaboración del presente trabajo son las siguientes: Primaria: consultas a ingenieros relacionado con el área de fluidos de perforación. Secundario: trabajos redactados referente al tema, informes emitidos por la empresa operadora del campo caranda y otras fuentes como páginas web (foros y blogs) artículos, manuales y documentos técnicos. .
12
8. TEMARIO TENTATIVO DISEÑO DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN P ERFORACIÓN PARA POZOS DE ALTA PRESIÓN Y TEMPERATURA APLICADO AL POZO CAR-X1005 DEL CAMPO CARANDA CAPÍTULO 1. GENERALIDADES 1.1
INTRODUCCIÓN
1.2
ANTECEDENTES
1.1.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.2.
OBJETIVOS Y ACCIONES
1.3.
JUSTIFICACIÓN
1.4.
ALCANCE
1.5.
FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA
1.6.
MARCO METODOLÓGICO
CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO 2.1. 2.2.
CARACTERISTICAS DEL POZO CAR-X1005 FLUIDOS DE PERFORACION
2.3.
PRUEBA DE LABORATORIO DEL FLUIDO DE PERFORACION
2.4.
PROBLEMAS POTENCIALES DE LA FORMACION
2.5.
FORMULACION Y EVALUACION DEL PROYECTO
CAPÍTULO 3. MARCO PRÁCTICO 3.1.
ANALISIS DEL POZO CAR-X1005
3.2.
DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACION
3.3.
CALCULO DE HIDRAULICO
3.4.
PROGRAMA DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
3.5.
ANALISIS TECNICO-ECONOMICO DEL PROYECTO
CAPITULO 4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1
CONCLUSIONES
5.2
RECOMENDACIONES
GLOSARIO DE TÉRMINOS BIBLIOGRAFÍA ANEXOS
13
9. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ACTIVIDADES E C N A V A
0 1
6 4 2 9 5 2 9 5 1 6 1 4 0 8 6 3 1 9 6 1 6 1 7 4 0 % 0 8 9 9 9 9 8 8 8 7 7 7 6 6 5 5 4 4 4 4 3 3 3 1 2 1 1 1 6
4
E R B M 3 E I V 2 O N 1
E R B M E I V O N
4
E R 3 B U T 2 C O
E R B U T C O
E 4 R B 3 M E I 2 T P E 1 S
E R B M E I T P E S
1
N O I C U C E J E E D A
0
4 O T S O G A
O 3 T S O 2 G A
1 4
3 O I L 2 U J
O I L U J
1
M A R G O N O R C . 2 O R D A U C
4 3 O I N 2 U J
O I N U J
1 4
O 3 Y A 2 M
O Y A M
1 4
L I 3 R B 2 A
L I R B A
1 4
O 3 Z R A 2 M
O Z R A M
1 4
O R R E B E F
O 3 R E R 2 B E F
1
O Ñ A
L I F R E P A L E S N D E A N I M M O E C S A R O B A L E
D A D I V I T C A
L I F R E P L E D N O I C A T N E S E R P
L A N U B I R T L E R O P L I F R E P L E D N O I S I V E R
L I F R E P E D A S N E F E D
N O I C C E R I D A R A V E L E A R A P L I F R E P E D N O I C A T N E S E R P
O O C C I I R R O O E E T T O O C C R R A A M M L L E E D D N N O O I I C C A A R T O N B E S A E L R E P
O C I R O E T O C R A M L E D N O I S I V E R
O C I R O E T O C R A M L E D A S N E F E D
E T R A P a r 1 O C I T C A R P O C R A M N O I C A R O B A L E
E T R E A T P R A a r P 1 a r O 1 C I O T C C I A T R C P A O R C P R O A C M R A N M O I N C O A I T S N I E V E S R E R P
E T R A P a r 1 O C I T C A R P O C R A M A S N E F E D
O T E L P M O C O C I T C A R P O C R A M N O I C A R O B A L E
O T E O L T P E M L O P C M O O C C I T O C C A I T R C P A O R C P R O A C M R A N M O I N C O A I T S N I E V E S R E R P
O T E L P M O C O C I T C A R P O C R A M A S N E F E D
R O D A R R O B R E M I R P N O I C A R O B A L E
R O D A R R O B R E M I R P N O I C A T N E S E R P
R R O O D D A A R R R R O O B B R R E E M I M I R R P P N A S O I N S E I F V E E R D
L A N I F R O D A R R O B N O I C A R O B A L E
L A N I F R O D A R R O B N O I C A T N E S E R P
L A N I F R O D A R R O B N O I S I V E R
L A N I F R O D A R R O B A S N E F E D
S E R O R R E E D N O I C E R R O C
O D A T S A P M E E D N O I C A T N E S E R P
O D A R G E D O J A B A R T E D L A N I F A S N E F E D
1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2
14
a i p o r P n ó i c a r o b a l E
: E T N E U F
10. FUENTE DE CONSULTAS Thermally stable brine-based drill-in fluid SPE-174175-MS.
Synergistic effect of thermall thermallyy stable polymers for HPHT brine-Based drill-in
fluids SP-26071. Application and recycling of sodium and potassium formate brine drilling drilling fluids
for Ghawar filed HT gas wells SPE-183872-MS. Design and application of drilling fluids for HPHT well-A case study of mafia file filed d
SPE 151642. Manual de Well Control de Pozos -1a edición.
API Manual de fluidos de perforación.
15
CAPITULO 2 2.1.
CARACTERISTICAS DEL POZO CAR-X1005
2.1.1. Pozos de alta presión y alta temperatur temperaturaa (HP/HT) Se llaman pozos AP/AT (Alta Presión Alta Temperatura) o HP/HT (High Pressure High temperatura) a aquellos cuyos valores de temperatura de fondo y de presión estática, presentan una magnitud fuera de los rangos considerados habituales de operación. HP/HT es un término relativo a los pozos con valores de temperatura o presión de fondo estáticos más alto que lo normal del gradiente grad iente hidrostático de presión. Los pozos llamados Ultra HP/HT exceden los limites operativos prácticos.
2.1.2. Clasificación de los pozos HP/HT Según el glosario de la SPE, alta temperatura es donde la temperatura estática del fondo de pozo, en la profundidad en la que se encuentra el yacimiento, es mayor que 300 F (149 C). Para alta presión, la definición es alcanzada cuando la máxima presión estática anticipada en la formación porosa a ser perforada excede el gradiente hidrostático de 0.8 psi/ft, o el requerimiento de presión del equipo de control está trabajando a una presión que marca una presión superior a los 10.000 psi. La clasificación de condiciones HP/HT es dada según cada compañía, ya sea operadora, prestadora de servicio, fabricante de equipo para pruebas de fluidos de perforación, cemento y fabricante de tuberías. Esto se debe al hecho de que para un ingeniero de fluidos de perforación es más preocupante p reocupante la determinación de la presión y temperatura a la cual el fluido podría fallar.
16
Clasificación de los términos HP/HT se dividen en 3: La primera categoría se refiere a los pozos con presiones iniciales entre los
10.000 psi y los 20.000 psi y una temperatura de yacimiento de los 300 F a los 400 F. La segunda categoría es llamada Ultra HP/H HP/HT T e incluye a cualquier yacimiento con presiones de mas de 20.000 psi y menos de 30.000 psi con temperatura
entre los 400 y 500 F. La tercera clasificación se llama HP/HT extremo con presiones de yacimiento
que van de los 30.000 a los 40.000 psi y con temperaturas entre los 500 y 600 F. FIGURA 3. CLASIFICACION DE LOS POZOS HP/HT
FUENTE: NEAL ADAMS,1895
17
2.1.3. Tipos de presiones Normales
Cuando son iguales a la presión hidrostáticas ejercidas por la columna de fluidos de formación, extendida hasta superficie. La gradiente de presión está dentro de 0,433 psi/ft a 0,465 psi/ft. Subnormales
Tienen un gradiente de presión menor a 0,433 psi/ft debido a factores tectónicos o yacimientos de baja presión. Anormales
son aquellas cuyo gradiente de presión es mayor a 0,465 psi/ft, estas presiones afectan en la selección del tipo y densidad del fluido de perforación.
2.1.4. Columna estratigráfica del campo caranda
2.1.5. Asentamiento de las cañerías 2.1.5.1.
Cañería conductora
Es el primer revestimiento que se corre las profundidades de asentamiento varían. En formaciones blandas esta cañería puede ser corrida con golpes de un martillo hidráulico hasta la profundidad requerida y en formaciones duras un hueco de gran diámetro será perforados convencionalmente. El objetivo de esta tubería es prevenir erosión y lavado del terreno debajo del equipo de perforación.
2.1.5.2.
Cañería superficial
Se corre normalmente para proteger la la ultima arena con agua fresca, las regulaciones gubernamentales y locales determinan su asentamiento exacto. La función principal de este revestimiento es:
18
Cubrir y proteger acuíferos.
Mantener la integridad del hueco.
Minimizar la perdida de filt filtración ración a formaciones permeables, pobremente
consolidadas en superficie. Servir como conexión al equipo para el equipo de prevención.
Soportar el peso de las cañerías q que ue se correrán por debajo de este
revestimiento.
2.1.5.3.
Cañería intermedia
Llamada también revestimiento de protección, el objetivo de este es separar el agujero en secciones para facilitar el trabajo, cubrir zonas de perdida de circulación severas, también aísla las secciones salinas intermedias penetradas por el trepano, separa zonas presurizadas (presiones anormales) y cubre la zona de lutitas reactivas o hinchamiento. Los diámetros más usados son los diámetros 13 3/8”, 10 ¾” ¾” las profundidades de asentamiento mas comunes son de 4.000 m de profundidades. Se utiliza para: Control el pozo: el Liner permite aislar zonas de alta o baja presión y terminar o
continuar la perforación con fluidos de alta o baja densidad.
Ayuda a corregir el desgaste de la última tubería de revestimiento cementada: al continuar la perforación existe la posibilidad de desgastar la tubería de revestimiento, lo cual se puede corregir mediante una extensión o complemento de una tubería corte.
19
2.1.2. Fluido de perforación El Fluido de Perforación es un fluido de características químicas y físicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable, pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y, además, estable a altas temperaturas.
2.2.1. Funciones de los fluidos de perforación Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de perforación es capaz de desempeñar, aunque algunas de éstas no sean s ean esenciales en cada pozo. La remoción de los recortes del pozo y el control de las presiones de la formación son funciones sumamente importantes. Aunque el orden de importancia sea determinado por las condiciones del pozo y las operaciones en curso, las funciones más comunes del fluido de perforación son las siguientes: 1. Retirar los recortes del pozo. 2. Controlar las presiones de la formación. 3. Suspender y descargar los recortes. 4. Obturar las formaciones permeables. 5. Mantener la estabilidad del agujero. 6. Minimizar los daños al yacimiento. 7. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación. 8. Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena. 9. Asegurar una evaluación adecuada de la formación. 10. Controlar la corrosión. 11. Facilitar la cementación y la completación. 12. Minimizar el impacto al ambiente.
2.2.1.1.
Remoción de los recortes del pozo 20
Los recortes de perforación deben ser retirados r etirados del pozo a medida que son generados por la barrena. A este fin, se hace circular un fluido de perforación dentro de la columna de perforación y a través de la barrena, el cual arrastra y transporta los recortes hasta la superficie, subiendo por el espacio anular. La remoción de los recortes (limpieza del agujero) depende del tamaño, forma y densidad de los recortes, unidos a la Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de la columna de perforación; y de la viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de perforación.
2.2.1.2. Control de las presiones de llaa for formación mación Como se mencionó anteriormente, una función básica del fluido de perforación es controlar las presiones de la formación para garantizar una operación de perforación segura. Típicamente, a medida que la presión de la formación aumenta, se aumenta la densidad del fluido de perforación agregando barita para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del agujero. Esto impide que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y que los fluidos de formación presurizados causen un reventón.
2.2.1.3.
Suspensión y descarga de recortes
Los lodos de perforación deben suspender los recortes de perforación, los materiales densificantes y los aditivos bajo una amplia variedad de condiciones, sin embargo, deben permitir la remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos. Los recortes de perforación que se sedimentan durante condiciones estáticas pueden causar puentes y rellenos, los cuales, por su parte, pueden producir el atascamiento de la tubería o la pérdida de circulación. El material densificantes que se sedimenta constituye un asentamiento y causa grandes variaciones de la densidad del fluido del pozo.
2.2.1.4.
Obturación de las formaciones permeables
La permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a través de formaciones porosas; las formaciones deben ser permeables para que los hidrocarburos puedan ser producidos. 21
Cuando la presión de la columna de lodo es más alta que la presión de la formación, el filtrado invade la formación y un revoque se deposita en la pared del pozo. Los sistemas de fluido de perforación deberían estar diseñados para depositar sobre la formación un delgado revoque de baja permeabilidad con el fin de limitar la invasión de filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo y evita numerosos problemas de perforación y producción. Los posibles problemas relacionados con un grueso revoque y la filtración excesiva incluyen las condiciones de pozo “reducido”, registros de mala de mala calidad, mayor torque y arrastre, tuberías atascadas, pérdida de circulación, y daños a la formación.
2.2.1.5.
Mantenimiento de la estabilidad del agujero
La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecánicos (presión y esfuerzo) y químicos. La composición química y las propiedades del lodo deben combinarse para proporcionar un pozo estable hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento. Independientemente de la composición química del fluido y otros factores, el peso del lodo debe estar comprendido dentro del intervalo necesario para equilibrar las fuerzas mecánicas que actúan sobre el pozo (presión de la formación, esfuerzos del pozo relacionados con la orientación y la tectónica). La inestabilidad del pozo suele ser indicada por el derrumbe de la formación, causando condiciones de agujero reducido, puentes y relleno durante las maniobras.
2.2.1.6.
MINIIMIZACIÓN DE LOS DAÑOS A LA FORMACIÓN
La protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar la producción pr oducción es muy importante. Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva es considerada como daño a la formación. El daño a la formación es generalmente indicado por un valor de daño superficial o por la caída de presión que ocurre mientras el pozo está produciendo (diferencial (d iferencial de presión del yacimiento al pozo). Aunque los daños causados por el fluido de perforación no sean casi nunca tan importantes que no se pueda producir el petróleo y/o gas, sería prudente tener en 22
cuenta los posibles daños a la formación al seleccionar un fluido para perforar los intervalos productivos potenciales. Algunos de los mecanismos más comunes causantes de daños a la formación son los siguientes: a) Invasión de la matriz de la formación por el lodo o los sólidos de perforación, obturando los poros. b) Hinchamiento de las arcillas de la formación dentro del yacimiento, reduciendo la permeabilidad. c) Precipitación de los sólidos como resultado de la incompatibilidad entre el filtrado y los fluidos de la formación. d) Precipitación de los sólidos del filtrado del lodo con otros fluidos, tales como las salmueras o los ácidos, durante los procedimientos de completación o estimulación. e) Formación de una emulsión entre el filtrado y los fluidos de la formación, limitando la permeabilidad.
2.2.1.7.
ENFRIAMIENTO LUBRICACION Y SOSTENIMIENTO DE LA BARRENA Y DEL CONJUNTO DE PERFORACION
Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor por fricción en la barrena y en las zonas donde la columna de perforación rotatoria roza contra la tubería de revestimiento y el pozo. La circulación del fluido de perforación enfría la barrena y el conjunto de perforación, alejando este calor de la fuente y distribuyéndolo en todo el pozo. La circulación del fluido de perforación enfría la columna de perforación hasta temperaturas más bajas que la temperatura de fondo. Además de enfriar, el fluido de perforación lubrica la columna de perforación, reduciendo aún más el calor generado por fricción. Las barrenas, los motores de fondo y los componentes de la columna de perforación fallarían más rápidamente si no fuera por los efectos refrigerantes y lubricantes del fluido de perforación.
23
2.2.1.8.
TRANSMISIÓN DE LA ENERGÍA HIDRÁULICA A LAS HERRAMIENTAS Y A LA BARRENA
La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración (ROP), mejorando la remoción de recortes en la barrena. Esta energía también alimenta los motores de fondo que hacen girar la barrena y las herramientas de Medición al Perforar (MWD) y Registro al Perforar (LWD). ( LWD). Los programas de hidráulica se basan en el dimensionamiento correcto de las toberas de la barrena para utilizar la potencia disponible (presión o energía) de la bomba de lodo a fin de maximizar la caída de presión en la barrena u optimizar op timizar la fuerza de impacto del chorro sobre el fondo del pozo. ASEGURAR LA EVALUACIÓN ADECUADA DE LA FORMACIÓN FORMACIÓN La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la operación de perforación, especialmente durante la perforación exploratoria. Las propiedades químicas y físicas del lodo afectan la evaluación de la formación. Las condiciones físicas y químicas del agujero después de la perforación también afectan la evaluación de la formación. Durante la perforación, técnicos llamados registradores de lodo (Mud Loggers) controlan la circulación del lodo y de los recortes para detectar indicios de petróleo y gas. Estos técnicos examinan los recortes para determinar la composición mineral, la paleontología y detectar cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta información se registra en un registro geológico (mud log) que indica la litología, la velocidad de penetración (ROP), la detección de gas y los recortes impregnados de petróleo, además de otros parámetros geológicos y de perforación importantes.
2.2.1.9.
CONTROL DE LA CORROSIÓN
Los componentes de la columna de perforación y tubería de revestimiento que están constantemente en contacto con el fluido de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno pueden causar graves problemas de corrosión, en la superficie 24
como en el fondo del pozo. En general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una función importante del fluido de perforación es mantener la corrosión a un nivel aceptable. El sulfuro de hidrógeno puede causar una falla rápida y catastrófica de la columna de perforación. Este producto también es mortal para los seres humanos, incluso después de cortos periodos de exposición y en bajas concentraciones. Cuando se perfora en ambientes de alto contenido de H2S, se recomienda usar fluidos de alto pH, combinados con un producto químico secuestrador de sulfuro, tal como el cinc.
2.2.1.10.
FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y COMPLETACIÓN
El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completación. La cementación es crítica para el aislamiento eficaz de la zona y la completación exitosa del pozo. Durante la introducción de la tubería de revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar el suabeo y pistoneo, de manera que no se produzca ninguna pérdida de circulación inducida por las fracturas. Resulta más fácil introducir la tubería de revestimiento dentro de un u n pozo liso de calibre uniforme, sin recortes, derrumbes o puentes.
2.2.1.11. MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE EL MEDIO AMBIENTE Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en e n un desecho y debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más deseables. La mayoría de los países han establecidos reglamentos ambientales locales para los desechos de fluidos de perforación. Los fluidos a base de agua, a base de petróleo, anhidros y sintéticos están sujetos a diferentes consideraciones ambientales y no existe ningún conjunto único de características ambientales que sea aceptable para todas las ubicaciones.
25
2.2.2. Clasificación de los fl fluidos uidos de perforación
2.2.3. ADITIVOS Los aditivos es una sustancia que se le agrega al lodo para cambiar sus propiedades para una mejor perforación, lo cual permite corregir o prevenir los problemas durante la operación o para proteger a los equipos y herramientas.
CUADROS ADITIVOS DEL FLUIDO DE PERFORACION TIPO
PROPOSITO
ADITIVOS
26
Alcalino
Controlar la acides y la alcalinidad.
Soda caustica, bicarbonato de sodio
Inhibidores de la corrosión
Evitan la corrosión controlando el pH, neutraliza materiales peligrosos.
antiespumante
Reducen la acción de la en espuma, especialmente lodos salinos
emulsificante
Crear una mezcla heterogénea de dos líquidos insoluble.
Detergente, jabones, ácidos orgánicos.
Filtrado o reductores de agua
Aditivos para evitar la perdida de agua, la tendencia de la fase liquida es pasar a través de la torta en la formación.
Bentonita, lignitos, poliacrilato
floculante
Incrementa la viscosidad, mejora la limpieza del hueco.
Bicarbonato de sodio
lubricante
Reduce la fricción, por lo tanto, reducen el torque y arrastre.
Aceites, líquidos sintéticos,
Agentes libradores de tubería
Reducen la fricción e incrementar la lubricidad en el punto donde la tubería está pegada.
Detergentes, jabones, aceites
Inhibidor de lutitas
Reducen la hidratación de las lutitas cuando se perfora con lodo base agua.
Calcio soluble o potasio
Espumas
Agentes activos en superficie reducen la tensión entre las superficies de contacto tales aguas/aceite.
Emulsificaciones, antiemulsificante, floculantes o anti-floculante.
Estabilizador de temperatura
Incrementa la reología y la estabilidad en la filtración en fluidos expuestos a altas temperatura.
Acrílicos o polímeros
Adelgazante dispersante
Modifica la relación entre la viscosidad y el volumen de sólidos, reduciendo la resistencia de gel e
Lignito y lignosulfatos.
27
Productos con base de aminas o fosfatos
incrementado la bombeabilidad del fluido. viscosificante
Incrementa la velocidad, aportando mayor suspensión del sólido y limpieza al hueco
Bentonita, arcillas y polímeros.
Densificantes
Aporta una densidad necesaria para controlar las presiones de formación, proporcionando estabilidad del hueco
Barita, compuesto de plomo, Carbonato de calcio
2.2.4. Propiedades del fluido Kk
Lklkl
2.2.5. Reología Reología es la ciencia que trata de la deformación y del flujo de la materia.
2.2.5.1 Viscosidad En otros términos, para la viscosidad se pueden describir como la relación del esfuerzo de corte a la velocidad de corte. Por definición:
Donde: µ = Viscosidad, cp τ = Esfuerzo de corte, lb/100
=
ec.1
γ = Velocidad de corte, pies/seg pies/seg
La velocidad de corte es la velocidad a la cual una capa pasa por delante de la otra capa. Por lo tanto, la velocidad de corte es una gradiente de velocidad. 28
2.2.5.2 ESFUERZO DE CORTE El esfuerzo de corte (τ) es la fuerza requerida fuerza requerida para mantener la velocidad de corte. El esfuerzo de corte está expresado en unidades estándar del campo petrolífero, es decir las libras de fuerza por cien pies cuadrados (lb/100 pies2) requeridas para mantener la velocidad de corte. En la figura 3 podemos apreciar como las capas se mueven a diferentes velocidades cuando es aplicado un esfuerzo. FIGURA 3 VELOCIDAD Y ESFUERZO DE CORTE
FUENTE
2.2.6 Regímenes de flujo El fluido de perforación está sometido a una variedad de configuraciones del flujo durante el proceso de perforación de un pozo. Estas configuraciones del flujo pueden definirse como diferentes etapas de flujo, de la manera ilustrada ilustra da en la Figura 4 4..
FIGURA 4 ETAPAS DE FLUJO
29
FUENTE
Etapa 1 – Ningún flujo. La flujo. La mayoría de los fluidos de perforación resisten con fuerza suficiente al flujo, de manera que es necesario aplicar una presión para iniciarlo. El valor máximo de esta fuerza constituye el esfuerzo de cedencia verdadero del fluido. En un pozo, el esfuerzo de cedencia verdadero está relacionado con la fuerza necesaria para “romper la circulación”. circulación”. Etapa 2 – Flujo tapón. Cuando se excede el esfuerzo de cedencia verdadero, el flujo comienza en la forma de un tapón sólido. En el flujo tapón, la velocidad es la misma a través del diámetro de la tubería o del espacio anular, excepto para la capa de fluido que está contra la pared del conducto. Muchas veces se hace referencia al flujo de la pasta dentífrica dentro del tubo para describir un ejemplo de flujo tapón. El perfil de velocidad del flujo tapón es plano. Etapa 3 – Transición de flujo tapón a flujo laminar. A medida que el caudal caudal aumenta, los efectos de corte corte comenzarán a afectar las capas dentro dentro del fluido y a reducir el tamaño del del tapón en el centro del flujo. La La velocidad aumentará desde el pozo pozo hasta el borde del tapón
30
central. El El perfil de velocidad es plano a través través del tapón que tiene la mayor velocidad, y decae o disminuye a cero cero en la pared del conducto. conducto. Etapa 4 – Flujo laminar. A laminar. A medida que se aumenta el caudal, los efectos efectos del caudal y de la pared sobre el fluido siguen aumentando. A cierto punto, el tapón central dejará de existir. A este punto, la velocidad alcanzará su nivel más alto en el centro del flujo y disminuirá a cero en la pared del conducto. El perfil de velocidad tiene la forma de una parábola. La velocidad del fluido está relacionada con la distancia a partir del espacio anular o de la pared de la tubería. Dentro de una tubería, se puede describir al flujo como una serie de capas telescópicas cuya velocidad aumenta de capa en capa hacia el centro. Todo el fluido a través de la tubería o del espacio anular se moverá en la dirección de flujo, pero a diferentes velocidades. Esta etapa de flujo regular se llama laminar debido a las capas o láminas formadas por las diferentes velocidades. Etapa 5 – Transición de flujo laminar a flujo turbulento. A turbulento. A medida medida que el caudal aumenta, el flujo regular comienza a descomponerse. descomponerse. Etapa 6 – Flujo turbulento. Cuando el caudal sigue aumentando, aumentando, el flujo regular se descompone totalmente y el fluido tiene un flujo descompone flujo turbulento. El movimiento movimiento del fluido total sigue siendo a lo largo largo del espacio anular o de la tubería en en una dirección, pero la dirección del del movimiento será imprevisible en en cualquier punto dentro de la masa del del fluido. Bajo estas condiciones, el flujo flujo es turbulento. Una vez que estas estas condiciones han sido alcanzadas, alcanzadas, cualquier aumento del caudal caudal producirá simplemente un aumento aumento de la turbulencia.
2.2.7 TIPOS DE FLUIDOS Basado en su comportamiento de flujo, los fluidos se pueden clasificar en dos tipos diferentes: newtonianos y no newtonianos.
2.2.7.1 Fluido newtoniano
31
En estos fluidos, el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte lo cual mantiene una viscosidad constante. Los fluidos newtonianos son agua dulce, agua salada, salmueras y aceites.
2.2.7.2 Fluido no newtoni newtoniano ano En este fluido la viscosidad no es constante si no diferente a cada velocidad de corte.
2.2.8 Modelos reológicos Un modelo reológico es una descripción de la relación entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte. El uso de estos modelos requiere medidas del esfuerzo de corte a dos o más velocidades de corte. A partir de estas medidas, se puede calcular el esfuerzo de corte a cualquier otra velocidad de corte. Según el valor de “n”, existen tres tipos diferentes tipos diferentes de perfiles de flujo y comportamientos del fluido: n < 1: El fluido es un fluido no newtoniano que disminuye su viscosidad con el esfuerzo de corte. n = 1: El fluido es un fluido newtoniano. n > 1: El fluido es un fluido dilatante que aumenta su viscosidad con el esfuerzo de corte (los fluidos de perforación no están incluidos en esta categoría).
32
A continuación, se proporciona una descripción de los modelos de Flujo Plástico de Bingham, de Ley Exponencial y de Ley Exponencial Modificada.
2.2.1 MODELO DE FLUJO PLÁSTICO DE BINGHAM El modelo de Flujo Plástico de Bingham ha sido usado más frecuentemente para describir las características de flujo de los fluidos de perforación. La ecuación para el modelo de Flujo laminar de Bingham es la siguiente:
=∗
Donde:
= /100 /1 00 2 = á, = ,, ^1
= esfuerzo de corte, lb/100
ec.2
〖
〗
La viscosidad plástica y el punto cedente ceden te se determina de la siguiente manera:
==
2.2.2
ec.3 ec.4
MODELO DE LEY EXPONENCIAL
Este modelo describe un fluido en el cual el esfuerzo de corte aumenta según la velocidad de corte elevada. Ecuación:
=∗
33
ec.5
Donde: τ
= Esfuerzo de corte, lb/100 pie2
K
= Índice de consistencia
γ
= Velocidad de corte, seg-1
n
= Índice de Ley Exponencial
Este modelo describe el comportamiento de fluidos de perforación base polímeros que no representa esfuerzo en el punto cedente. La ecuación general para calcular el índice de flujo y el índice de consistencia
l o g g = =
ec.6 ec.7
Donde: n
= Índice ley exponencial
t2
= Esfuerzo de corte a una velocidad velocid ad de corte final, lb/100pie2
t1
= Esfuerzo de corte a una velocidad de corte inicial, lb/100pie 2
y2 = Velocidad de corte final, seg-1 y1 = velocidad de corte inicial, seg-1 k
2.2.3
= Índice de consistencia
LEY EXPONENCIAL MODIFICADA
Como se mencionó anteriormente, API ha seleccionado el modelo de Ley Exponencial como modelo estándar. este modelo puede aproximarse más al comportamiento reológico verdadero de la mayoría de los fluidos de perforación. Donde:
=0
ec.8 34
t
= Esfuerzo de corte
t0 =Esfuerzo de ce cedencia dencia o fuerza para iniciar el flujo k =Índice de consistencia y =Velocidad de corte n = Índice de ley exponencial ecuaciones para “n” y “K” “K”
= = −
ec.9
Donde:
ec.10
= índice de ley exponencial
= índice de consistencia
= indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más baja = indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de d e corte más alta
= esfuerzo de gel nulo = Viscosímet Viscosímetro ro de lodo a una velocidad de corte más bajo = Viscosíme Viscosímetro tro de lodo a una velocidad de corte mas alto
2.2.4
Hidráulica
2.2.8.4.1
Fórmulas para el cálculo de la hidráulica de fluidos
2.2.8.4.1.1. Numero de Reynolds, NRe Es un numero adicional, que indica si un fluido circulante estará en flujo laminar o turbulento. A menudo un numero de Reynolds mayor 2100, indicara el comienzo de flujo turbulento.
a.
Para el interior de la tubería
Donde:
+ + = [ + ]
= diámetro de la tubería, pulg 35
ec.11
= Densidad, lb/ pie3
= Parámetro adimensional del modelo de la ley exponencial modificado
= Velocidad en el interior de la tubería, pie/seg
.
== + + = { + }
= Caudal de la bomba, gpm
ec.12
2.2.8.4.1.2. Para el espacio anular
ec.13
Donde:
=
Diámetro interno de la tubería, pulg
= Diámetro externo de la tubería, pulg
=
parámetros adimensionales del modelo de la ley exponencial
=
Velocidad en el espacio anular, pie/seg
= .−
ec.14
2.2.8.4.1.3. Numero critico de Reynolds, NRec Este valor corresponde al número de Reynolds el cual el flujo laminar se convierte en flujo turbulento.
a. Para el interior de la tubería
+ = 36
ec.15
b. para el espacio anular
+ = Donde:
ec.16
= log+. 9 = +. 9
ec.17
ec.18
2.2.8.4.1.4. Factor de fricción, f
Es un numero adimensional constituye una indicación de la resistencia el flujo de fluido en la pared de la tubería.
a. Para el interior de la tubería
= −− = 1 +
+
ec.19
ec.20
Donde: =Factor de fricción para el interior de la tubería =Caudal de la bomba, pie3/seg
b. Para el espacio anular
= −−
= 1 + +[ ]
37
ec.21
ec.22
Donde:
2.2.8.4.2.
=Factor de fricción para el espacio anular
Caída de presión
Durante la circulación del fluido por el espacio anular se desarrollan fuerzas de fricción, en lo cual se disipa la energía del fluido. Estas fuerzas friccionales se conocen como caídas de presión, y comúnmente se designa en forma de presión por longitud unitaria. Cuando mas largo sea el tubo o espacio anular, tanto mayor será la caída de presión.
2.2.8.4.2.1. Flujo laminar,
<
a. Para el interior de llaa tubería tubería
+ ∆ =
Donde:
∆
ec.23
=caída de presión en el interior de la tubería, psi =caudal de la bomba, pie3 / seg
b. Para el espacio anular
∆ =
Donde:
∆
−
+ −
=caída de presión en el espacio anular, psi
−
=caudal de la bomba, pie3 / seg
38
ec.24
2.2.8.4.2.2. Flujo turbulento a.
>
Para el interior de la tubería
∆ =
Donde:
∆
ec.25
= caída de presión en el interior inter ior de la tubería, psi
=Caudal de la bomba, pie3 / seg
=Longitud de la sección, pie
b.
Para el espacio anular
∆ = −− Donde:
ec.26
=Caudal de la bomba, pie3 / seg
=Longitud de la sección, pie
2.2.8.4.2.3. caída de presión en el trepano
∆ = (++ )
Donde:
∆P
ec.26
=caída de presión e en n el trepano, psi =Caudal de la bomba, pie3/ seg10
2.2.8.4.2.4. caída de presión en el sistema La caída de presión del sistema, es la sumatoria de todas las caídas de presiones se expresa mediante la siguiente ecuación.
∆ = ∆ ∆ ∆ ∆ 39
ec.27
Donde:
∆∆ ∆ ∆
=caída de presión total, psi
= caída de presión total en el interior, psi
=caída de presión total en el espacio anular, psi
=caída de presión en el trepano, psi =caída de presión del componente, psi
2.2.8.4.3
Densidad equivalente de circulación, CD
La presión en una formación durante la circulación es igual al total de las perdidas de presión de circulación anular, más la presión hidrostática del fluido. Esta fuerza se expresa como la densidad del lodo que ejercida una presion hidrostática equivalente a esta presión. Este peso equivalente del lodo se llama densidad equivalente de circulación (ECD).
∆ = .∑∗
Donde:
∆TVD
ec.28
= Densidad equivalente de circulación, ppg
= Densidad del fluido de perforación, ppg =caída de presión en el espacio anular, pie
2.2.8.4.4
=Profundidad vertical verdadero, pie
Optimización de la hidráulica
La optimización se realiza para lograr un equilibrio entre el control del pozo, la presión de bombeo, la densidad equivalente de circulación y la caída de presión a través del trepano la densidad y las propiedades reológicas son los parámetros que afectan la eficiencia de la hidráulica. Procedimiento de la optimización de la hidráulica:
40
2.2.8.4.4.1
Área de la tobera
= ∑ ∗0.0000767
Donde:
ec.29
=área de la tobera, pulg2 =Diámetro de las toberas del trepano, pulg
2.2.8.4.4.2
Velocidad en la tobera
Independiente del tamaño de la tobera de la barrena, la velocidad d tobera será la misma para todas las toberas, la velocidad de la tobera de 250 a 450 pies/seg son recomendadas para la mayoría de las barrenas.
= ∗.
Donde:
ec.30
=Velocidad de la tobera, ft/seg =Área de la tobera, pulg2
=Caudal de la bomba, gpm
Potencia hidráulica en el trepano
2.2.8.4.4.3
∆ = ∗
Donde:
∆
=Potencia hidráulica, HHP =caída de presión en el trepano =Caudal de la bomba, gpm
41
ec.31
2.2.8.4.4.4
Potencia hidráulica en el trepano por unidad de área
El rango de potencia hidráulica (HHP) recomendado para la mayoría de los trépanos para rocas es de 2,5 a 5,0 caballos de fuerza por pulgada cuadrada (HSI) del área del trepano. Una potencia hidráulica baja en la barrena puede producir bajas velocidades de penetración y un rendimiento deficiente de la barrena.
= .∗
Donde:
ec.32
=Potencia hidráulica
=Potencia hidráulica por pulgada cuadrada, HHP/pulg2 =Potencia =Diámetro del trepano, pulg
2.2.8.4.4.5
Porcentaje de caída de presión en el trepano
%∆ = ∆∆ ∗100
ec.33
Donde:
%∆∆ ∆
2.2.8.4.4.6
=Potencia hidráulica, % =caída de presión en el trepano, psi =caída de presión en el sistema, psi
Fuerza de impacto de la tobera
= = 9∗∗
Donde:
=Fuerza de impacto, lbf
=Velocidad en las boquillas del trepano, pie/ seg
=Densidad del lodo, ppg 42
ec.34
2.2.8.4.5.
Presión de swab y surge
El movimiento ascendente y descendente hace cambios significativos en la presión hidrostática, la sarta de perforación actúa como un pistón y reducirá o aumentará la presión dependiendo del movimiento.
2.2.8.4.5.1. Presión de swab Cuando se levanta la columna de perforación para pa ra realizar una conexión o para sacarla del pozo, el lodo dentro del espacio debe caer para remplazar el volumen de tubería del pozo. La presión hidrostática disminuye momentáneamente mientras que el lodo cae dentro del espacio anular. Esta acción se llama pistoneo y la reducción de la presión hidrostática se llama presión de pistoneo.
2.2.8.4.5.2. Presión surge
ec.35
. ∑ ∗ =
Cuando se baja o se introduce la columna de perforación o la tubería de revestimiento dentro del pozo, el lodo es desplazado fuera del pozo. Las pérdidas de presión de fricción causadas por el flujo de lodo dentro del espacio anular a medida que está siendo desplazada por la tubería, causan presiones superiores superiore s a la presión hidrostática de la columna de lodo en el pozo.
. ∑ ∗ =
2.2.8.4.6
ec.36
Limpieza de pozo
Además de transmitir la ener energía gía a la superficie de la barrena, el fluido de perforación también debe remover eficazmente los recortes por debajo de la barrena para minimizar la ROP, evitando la (Reperforación).
43
2.2.8.4.6.1. Método de chien se basa en la velocidad de asentamiento o deslizamiento de partículas. La ecuación general para calcular la velocidad de deslizamiento de partículas que caen es la siguiente:
∗ =0.45 √ 136800∗ 136800∗ 1 1
ec.37
Donde:
=Velocidad de caída de los recortes, pie /seg =Diametro promedio de los recortes, pulg
=Densidad del fluido de perforación, ppg =Densidad de la partícula =Viscosidad efectiva del fluido que la partícula experimenta, cp
Para el modelo de ley exponencial modificado la viscosidad efectiva se determina de la siguiente manera.
= −
ec.38
Los términos de la anterior ecuación fueron definidos anteriormente La velocidad de corte experimentada por la partícula que cae es:
= ∗
Donde:
=Velocidad de corte experimentada por la partícula, seg-1 =promedio Diámetro de la partícula, pulg 44
ec.39
=Velocidad de caída de los recortes, pie/seg
si la velocidad de corte calculada es igual a la asumida anteriormente, entonces la velocidad de caída de la partícula es V S. La concentración de recortes promedio en el pozo es determinado por la siguiente ecuación:
c = ∗..9∗∗∗
ec.40
Donde:
=Eficiencia de transporte de recortes, %
=Rata de perforación, %
=Concentración de recortes, % =Diámetro del pozo, pulg
=Caudal, gpm
2.2.8.4.6.2. Eficiencia de transporte de recortes La eficiencia de transporte (TE) de recortes se calcula mediante la siguiente ecuación: e cuación:
Donde:
− = ∗100
=Eficiencia de transporte de recortes, %
=Velocidad en el espacio anular, pie/seg = Velocidad de caída de los recortes, pie/seg
45
ec.41
2.3
PRUEBAS DE LABORATORIO
El objetivo es determinar la calidad del diseño del fluido de perforación en laboratorio. Para el diseño del fluido se debe tener la secuencia litológica, presión y temperatura, gradientes de presión y objetivo de la perforación, además para el diseño se debe tener en cuenta los materiales que sean compatibles con la formación.
2.3.1 Balance de materiales En el diseño de fluido de perforación se utiliza el principio de la formación de la masa, lo cual establece que la masa no puede ser ni creada ni destruida donde la suma de sus componentes es igual a la suma de los productos. Para hacer el balance de materiales en los fluidos de perforación debemos tener en cuenta que, en condiciones ideales, los volúmenes y la masa son aditivos y la densidad es igual a la masa dividido entre el volumen. Es decir, cuando se mezclan diferentes componentes. La Ecuación del balance de materia esta dividido en dos partes:
= … =
Por lo tanto:
Donde:
ec.41
ec.42
=Volumen total =Volumen de agua = Volumen de incógnita =Volumen de productos químicos
La masa total, es igual a la suma de las masas de los componentes individuales.
= ⋯ 46
ec.43
También conocemos, que la densidad, es igual a la masa sobre el volumen:
=
ec.44
Donde: =Volumen
=Masa =Densidad
Despejando la masa de la ecuación se tiene que:
= ∗ ∗ = ∗ ∗ ∗
ec.45
Entonces se tiene que: Donde:
2.4
ec.46
=Producto químico
PROBLEMAS POTENCIALES DE LA FORMACIÓN
2.4.1 Pérdida de Circulación La pérdida de circulación o pérdida de retornos es la perdida de lodo hacia las formaciones. La pérdida de circulación ha sido uno de los factores factore s que más contribuye a los altos costos del lodo. Otros problemas del pozo, como la inestabilidad del pozo, la tubería pegada, e incluso los reventones, son consecuencias de la pérdida de circulación. Además de las ventajas claras que se obtienen al mantener la circulación, la necesidad de impedir o remediar las pérdidas de lodo es importante para otros objetivos de la perforación, como la obtención de una evaluación de la formación de buena calidad y el logro de una adherencia eficaz del cemento primario sobre sob re la tubería de revestimiento. La pérdida de circulación puede producirse de una de las dos maneras básicas:
47
1. Invasión o pérdida de lodo hacia las formaciones que son cavernosas, fisuradas, fracturadas o no consolidadas.
2. Fracturación es decir la pérdida de lodo causada por la fracturación hidráulica producida por presiones inducidas excesivas.
Tratamiento Si se produjera esta situación, planes deberían ser formulados para impedir la pérdida de circulación y evitar la pegadura de la tubería en la formación agotada. Agentes puenteantes y materiales de relleno especiales deberían ser usados para formar un buen sello y un buen revoque en la zona agotada.
2.4.2 Estabilidad de la Luti Lutita ta y del Pozo Mantener un pozo estable es uno de los principales retos al perforar un pozo. La inestabilidad del pozo es causada por un cambio radical del esfuerzo mecánico y de los ambientes químicos y físicos durante la perforación, exponiendo la formación al lodo de perforación. Tal inestabilidad del pozo suele ser indicada por lutitas derrumbables, resultando en ensanchamiento del pozo, puentes y relleno. Las consecuencias más comunes son la pegadura de la tubería, desviaciones del pozo, dificultades relacionadas con los registros y su interpretación, dificultades en la recuperación de núcleos laterales, dificultades al meter la tubería de revestimiento, cementaciones de mala calidad, y la pérdida de circulación. Todas éstas resultan en 48
mayores costos, la posibilidad de perder parte del pozo o el pozo entero, o una producción reducida.
49
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