Manual de Perforacion 1994-Libre

MANUAL DE OPERACIONES DE PERFORACION VERSION 1

1994

PROLOGO

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1 CAPITULO I. ORGANIZACION ADMINISTRATIVA

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1.1 ESTRUCTURA GENERAL DE ECOPETROL 1.2 ESTRUCTURA GERENCIA DE PERFORACION 1.2.1 MISIÓN 1.2.2 VISIÓN 1.2.3 OBJETIVOS PERMANENTES - METAS 1.2.4 CUADRO DE RESPONSABILIDADES POR AREA 1.2.4.1 Grupo de Proyectos 1.2.4.2 Coordinación de Soporte Tecnológico. 1.2.4.3 Coordinación de Servicios Técnicos y Logística 1.3 BIBLIOGRAFIA

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2 CAPITULO II. GENERACION DE UN PROSPECTO

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2.1 PROCEDIMIENTOS TECNICO-ADMINISTRATIVOS PREVIOS 2.1.1 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROGRAMA DE EXPLORACIÓN 2.1.2 APROPIACIÓN PRESUPUESTAL DE INVERSIONES 2.1.3 SUSTENTACIÓN Y APROBACIÓN DEL PROSPECTO 2.1.4 LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROSPECTO 2.1.5 DECLARATORIA DE EFECTO AMBIENTAL "DEA" 2.1.6 REQUERIMIENTOS MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA 2.1.7 PROCESO DE LICITACIÓN/CONTRATACIÓN DE SERVICIOS 2.1.8 INSPECCIÓN FÍSICA EQUIPO DE PERFORACIÓN 2.1.9 PLANEACIÓN / EJECUCIÓN OBRAS DE INFRAESTRUCTURA 2.2 PROGRAMACION DE PERFORACION 2.2.1 RECOPILACIÓN INFORMACIÓN DE REFERENCIA 2.2.2 ELABORACIÓN INFORME DE PRE-PERFORACIÓN 2.2.3 DISEÑO DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN 2.2.4 DESARROLLO DE LAS OPERACIONES 2.2.5 INTERVENTORÍA DE LAS OPERACIONES 2.3 CONTROL PRESUPUESTAL PROYECTOS DE PERFORACION

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3 CAPITULO III. SELECCION DE EQUIPOS

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3.1 GENERALIDADES 3.2 CONSIDERACIONES BASICAS EN LA SELECCION 3.3 PARAMETROS DE EVALUACION PARA LA SELECCION DE COMPONENTES 3.3.1 TORRE DE PERFORACIÓN, SUBESTRUCTURA Y MESA ROTARIA 3.3.2 CABLE DE PERFORACIÓN 3.4 PROCEDIMIENTO DE SELECCION 3.5 ANALISIS DEL PLAN DE PERFORACION 3.6 CALCULO DE POTENCIAS Y EFICIENCIAS DE LOS COMPONENTES DEL EQUIPO DE PERFORACION 3.6.1 SISTEMA DE POTENCIA (MOTORES) 3.6.2 PROCEDIMIENTO DE CAMPO PARA DETERMINAR LA POTENCIA TRANSMITIDA AL GANCHO Y LA EFICIENCIA DE MOTORES (EM) 3.6.3 SISTEMA DE FRENOS AUXILIARES

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3.6.4 SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y MALACATE 3.6.5 SISTEMA ROTATORIO 3.6.6 SISTEMA CIRCULATORIO 3.6.7 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO APAREJO - BLOQUE VIAJERO 3.7 EVALUACION DE CARGAS EN LA TORRE 3.8 EVALUACION DE EQUIPOS PORTATILES 3.8.1 CAPACIDAD DE LA TORRE 3.8.2 CAPACIDAD DE FRENADO

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4 CAPITULO IV. OPERACIONES BASICAS DE PERFORACION

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4.1 SARTA DE PERFORACION 4.1.1 GENERALIDADES 4.1.2 SARTA DE PERFORACIÓN RECOMENDADA. 4.2 FLUIDO DE PERFORACION 4.3 ACTIVIDADES DE PERFORACION 4.3.1 HUECO DE SUPERFICIE 4.3.2 ?.......HUECO INTERMEDIO 4.3.3 ?.......HUECO DE PRODUCCION 4.4 CONTROL DE DESVIACION 4.5 ACONDICIONAMIENTO DEL POZO 4.6 CORRIDA DE REVESTIMIENTO 4.6.1 PLANEACIÓN PARA LA BAJADA DE REVESTIMIENTO 4.6.2 GUÍAS PRÁCTICAS PARA LA BAJADA DEL REVESTIMIENTO 4.6.2.1 Procedimiento de Bajada 4.6.2.2 ?.......Cuidados para corrida de liner 4.7 CEMENTACION DE REVESTIMIENTOS 4.7.1 PLANEACIÓN DE LA CEMENTACIÓN 4.7.2 GUÍAS PRÁCTICAS DE OPERACIÓN 4.7.3 PROCEDIMIENTO DE CEMENTACIÓN 4.8 INSTALACION DE LA CABEZA Y ANCLAJE DEL REVESTIMIENTO 4.8.1 ANCLAJE DE REVESTIMIENTO 4.8.2 INSTALACIÓN DEL COLGADOR 4.8.3 CONEXIÓN DE LA CABEZA DE REVESTIMIENTO 4.8.4 PRUEBA DE LA CABEZA DE REVESTIMIENTO 4.8.5 GUÍAS GENERALES DE INSTALACIÓN DE CARRETES DE REVESTIMIENTO 4.8.5.1 Corte de la Tubería de Revestimiento 4.8.5.2 Preparación del Borde de Tubería de Revestimiento 4.8.5.3 Prueba de Presión 4.8.5.4 Previa Instalación 4.9 INSTALACION DEL CONJUNTO DE CONTROL DE POZO 4.10 PRUEBA DE PREVENTORAS Y CONJUNTO DE VALVULAS 4.11 PRUEBA DE REVESTIMIENTO 4.12 PRUEBAS DE PRESION SOBRE LA FORMACION 4.12.1 PRUEBA DE FUGA (LEAK-OFF TEST) 4.12.2 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA 4.12.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE PRUEBA DE REFERENCIA 4.12.4 PRUEBAS DE INTEGRIDAD EN EL ZAPATO 4.13 PERFORACION DE CEMENTO Y EQUIPO DE FLOTACION

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5 CAPITULO V. FLUIDO DE PERFORACION

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5.1 FUNCIONES DEL FLUIDO (LODO) DE PERFORACION 5.2 CLASIFICACION BASICA DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS 5.2.1 SISTEMA NO DISPERSO

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5.2.2 SISTEMA DISPERSO 86 5.2.3 SISTEMA TRATADO CON CALCIO 86 5.2.4 SISTEMA CON POLÍMEROS 86 5.2.5 SISTEMA BAJO EN SÓLIDOS 87 5.2.6 SISTEMA SATURADO DE SAL 87 5.2.7 SISTEMAS DE REACONDICIONAMIENTO (WORKOVER) 87 5.2.8 SISTEMA DE LODOS BASE ACEITE 87 5.2.9 SISTEMA DE AIRE, GAS, VAPOR O ESPUMA 87 5.3 SELECCION DEL SISTEMA CIRCULATORIO 87 88 5.3.1 SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 5.3.1.1 Razones de Seguridad 88 5.3.1.2 Tipo de Pozo 89 5.3.1.3 Localización y Logística 89 5.3.1.4 Consideraciones de Manejo y Control Ambiental 89 5.3.1.5 Tipo de Formaciones a Perforar 89 5.3.1.6 Trayectoria del Pozo 91 5.3.1.7 Aspecto Económico 91 5.4 GUIAS PRACTICAS PARA LA SELECCION DEL FLUIDO 92 5.4.1 LISTA DE LAS BASES DE LOS TIPOS DE LODO 93 5.4.2 TABLA PARA SELECCIÓN DE LODO DE ACUERDO CON LA FORMACIÓN 93 5.4.3 CLASIFICACIÓN DE LOS LODOS DE ACUERDO A SU APLICACIÓN 94 5.4.3.1 Perforación Rutinaria en Tierra 94 5.4.3.2 Perforación en Arcillas Poco Estables 94 5.4.3.3 Perforación en Areas Salinas o de Yeso 94 5.4.3.4 Casos en que se Presenten Temperaturas Mayores a 350°F 95 5.4.3.5 Perforación de Rutina Costa Afuera 95 5.4.4 FLUIDOS DE PERFORACIÓN GASEOSOS: AIRE, GAS, VAPOR O ESPUMA 95 5.4.5 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE TIPO AGUA LIMPIA: AGUA FRESCA, AGUA SALADA, FLUIDOS LIBRES DE SÓLIDOS 96 5.4.6 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE AGUA FRESCA - BENTONITA: AGUA FRESCA, AGUA SALADA, BENTONITA, LIGNOSULFONATO 96 5.4.7 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA CON BASE CAL: CAL, ALMIDÓN, BENTONITA Y POLÍMERO CELULÓSICO 97 5.4.8 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA CON BASE YESO: YESO, ALMIDÓN, POLÍMERO CELULÓSICO 98 5.4.9 FLUIDOS DE PERFORACIÓN TIPO AGUA SALADA (NACL): SATURADOS O SEMI-SATURADOS 98 5.4.10 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE POTASIO (KCL - KAC): CLORURO DE POTASIO, ACETATO DE POTASIO 99 5.4.11 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA, POLÍMERO PHPA: LODOS CON POLIACRILAMIDAS PARCIALMENTE HIDROLIZADAS (PHPA) 100 5.4.12 FLUIDOS DE PERFORACIÓN CON BASE ACEITE: LODO DE ACEITE MINERAL Y ACEITE DIESEL 101 5.4.13 COMPOSICIÓN GENERAL DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN 101 5.4.14 LISTA DE CHEQUEO FINAL PARA LA SELECCIÓN DE LODOS 103 5.4.15 PRUEBAS PILOTO PARA LODOS Y ADITIVOS 104 5.5 PROBLEMAS COMUNES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION 104 104 5.5.1 LODOS DE PESO BAJO - LIMPIEZA DEL HUECO 5.5.2 LODOS DE PESO INTERMEDIO - CONTROL DE SÓLIDOS 105 5.5.3 LODOS DE PESO PESADO - DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN 105 5.5.4 CONTAMINACIÓN DE CEMENTO 105 5.5.5 CONTAMINACIÓN CON SAL 105 5.6 PRUEBAS REQUERIDAS PARA EVALUAR EL COMPORTAMIENTO DE LAS LUTITAS 105 5.6.1 PRUEBA DE HINCHAMIENTO 105 5.6.2 PRUEBA DE DISPERSIBILIDAD 107 5.6.3 PRUEBA DE CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO 107 5.6.4 PRUEBA DE CAPACIDAD DE HIDRATACIÓN 108 5.6.5 PRUEBA HIDROMÉTRICA 109

5.6.6 PRUEBA DE TIEMPO DE SUCCIÓN CAPILAR 5.6.7 PRUEBA DE DIFRACCIÓN DE RAYOS-X Y AZUL DE METILENO 5.6.8 PRUEBAS DE FLUJO (ROLLING TESTS) 5.6.9 PRUEBAS ADICIONALES 5.6.10 CAPACIDAD DEL AZUL DE METILENO (CEC) DE SÓLIDOS DE PERFORACIÓN 5.7 METODOS QUE MUESTRAN LA ACTIVIDAD DE ARCILLAS 5.7.1 CEMENTACIÓN DE LUTITA: QUÍMICA Y DESCRIPCIÓN 5.7.2 HINCHAMIENTO DE LA LUTITA 5.7.3 DISPERSIÓN DE LA LUTITA 5.7.4 SISTEMA DE CLASIFICACIÓN DE LUTITAS

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6 CAPITULO VI. OPERACIONES DE CEMENTACION

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6.1 CONCEPTOS OPERATIVOS BASICOS 6.2 DISEÑO DE OPERACIONES DE CEMENTACION 6.2.1 CEMENTO 6.2.2 EVALUACIÓN DE CONDICIONES DEL POZO 6.2.2.1 Presiones 6.2.2.2 Temperatura 6.2.2.3 Geometría 6.2.2.4 Trayectoria 6.2.2.5 Zonas de Pérdida de Circulación 6.2.3 SELECCIÓN DE PREFLUJOS QUÍMICOS 6.3 EJECUCION DE OPERACIONES 6.3.1 GUÍAS OPERATIVAS PARA OPERACIONES DE CEMENTACIÓN 6.3.2 LISTA DE CHEQUEO DE HERRAMIENTAS Y MATERIALES 6.4 FLUJO DE GAS EN EL ANULAR 6.4.1 GENERALIDADES 6.4.2 MECANISMOS 6.4.2.1 Resistencia de Gel Insuficiente 6.4.2.2 Agua Libre 6.4.2.3 Canalización 6.4.2.4 Tixotropía 6.4.2.5 Pérdida de Filtrado 6.4.3 DISEÑO DE LA LECHADA 6.4.4 PREPARACIÓN DEL POZO 6.4.5 RECOMENDACIONES

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7 CAPITULO VII. CONTROL DE POZO

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7.1 AMAGO DE REVENTON 7.2 PRINCIPALES CAUSAS DE AMAGO DE REVENTON 7.2.1 FALTA DE CUIDADO EN MANTENER EL HUECO LLENO 7.2.2 REDUCCIÓN DE PRESIÓN POR SUCCIÓN DEL POZO (SWABBING) 7.2.3 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 7.2.4 PERFORACIÓN DE UNA ZONA DE ALTA PRESIÓN 7.3 INDICADORES O IDENTIFICADORES DE REVENTONES 7.3.1 AUMENTO DE VOLÚMENES EN LOS TANQUES 7.3.2 AUMENTO DE LA TASA DE FLUJO DE RETORNO 7.3.3 FLUJO DEL POZO CON LAS BOMBAS PARADAS 7.3.4 DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN CON AUMENTO EN EL NÚMERO DE GOLPES 7.3.5 AUMENTO DE LA RATA DE PERFORACIÓN 7.3.6 LODO CORTADO CON GAS, ACEITE O AGUA SALADA 7.3.7 CAMBIOS DE TEMPERATURA EN EL LODO DE RETORNO 7.3.8 APARIENCIA DE LOS RIPIOS DE PERFORACIÓN

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7.4 MECANISMO DE CONFIRMACION DE UN AMAGO DE REVENTON 145 7.4.1 REVISIÓN DE FLUJO 145 7.4.1.1 Durante la Perforación 145 7.4.1.2 Durante las Conexiones 145 7.4.1.3 Durante el Viaje 146 7.4.1.4 Con la Tubería Fuera del Pozo 146 7.5 EQUIPOS Y METODOS DE PREVENCION Y CONTROL 147 7.5.1 MÉTODOS DE CIERRE DEL POZO 147 7.5.1.1 Procedimiento de Cierre 147 7.5.2 TANQUE DE VIAJE 148 7.5.2.1 Instrucciones para la Instalación del Tanque de Viaje 149 7.5.2.2 Instrucciones para el Uso del Tanque de Viaje 150 7.5.3 LÍNEA DE LLENAR 150 7.5.4 CABEZA DE POZO (CASING HEAD) 150 7.5.5 CARRETE DE PERFORACIÓN (DRILLING SPOOL) 150 7.5.6 MÚLTIPLE DEL ESTRANGULADOR 151 7.5.6.1 Línea de Matar 152 7.5.6.2 Línea del Choque 153 7.5.7 EQUIPO DE PREVENTORAS 154 7.5.7.1 Preventor Anular 155 7.5.7.2 Preventor Anular de Desviación (Diverter System) 155 7.5.7.3 Preventor de Ariete 157 7.5.7.4 Clasificación de las Preventoras 157 7.5.7.5 Arreglos de Preventoras Recomendados 161 7.5.7.6 Pruebas de Preventoras 166 7.5.8 EQUIPOS Y HERRAMIENTAS AUXILIARES 168 7.5.8.1 Separador de Lodo y Gas - Desgasificador 168 7.5.8.2 Válvula Superior del Vástago de Perforación (Kelly Cock) 168 7.5.8.3 Válvula Inferior del Vástago de Perforación 169 7.5.8.4 Válvula de Seguridad 169 7.5.8.5 Válvula Flotadora (Válvula Check) 169 7.5.8.6 Preventor de Reventones Interno (Inside BOP) 169 7.5.9 SISTEMA DE CONTROL HIDRÁULICO 169 7.5.9.1 Acumulador 169 7.5.9.2 Bombas de Operación 172 7.5.9.3 Reguladores de Presión 172 7.5.9.4 Estación Maestra de Control 173 7.5.9.5 Estación de Control Remoto 173 7.5.10 MANÓMETROS 173 7.6 PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO 173 7.6.1 CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN REDUCIDA Y LA TASA PARA MATAR DURANTE EL AMAGO 173 7.6.2 CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN DE CIERRE EN LA TUBERÍA CUANDO SE TIENE VÁLVULA FLOTADORA 174 7.6.3 CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN DE CIERRE DE LA TUBERÍA CUANDO SE TIENE UNA VÁLVULA FLOTADORA SIN CONOCER LAS TASAS MÍNIMAS 174 7.6.4 CÓMO CALCULAR LA DENSIDAD DEL LODO PARA MATAR EL POZO (DLM) 174 7.6.5 MÉTODOS PARA MATAR EL POZO 174 7.6.5.1 Método de Esperar y Pesar 175 7.6.5.2 Método del Perforador 176 7.6.5.3 Método Concurrente 177 7.6.5.4 Método Volumétrico 180 7.6.5.5 Método de la Baja Presión en el Choque 184 7.6.5.6 Método de Inyección o Forzamiento (Bullhead) 184 7.6.6 FÓRMULAS IMPORTANTES 186 7.6.7 FACTORES QUE FACILITAN LAS DECISIONES PARA MATAR EL POZO 187 7.6.7.1 Tubería en el Fondo 188

7.6.7.2 Tubería Fuera del Fondo 7.6.7.3 Tubería Fuera del Fondo, Botellas en el Conjunto de BOP'S 7.6.7.4 Tubería Fuera del Pozo 7.6.7.5 Mientras se Corre Revestimiento 7.6.8 PROBLEMAS MÁS COMUNES DURANTE EL CONTROL DEL POZO 7.6.8.1 Taponamiento de Boquillas 7.6.8.2 Taponamiento o Daño del Choque 7.6.8.3 Falla de la Bomba 7.6.8.4 Falla en los Manómetros 7.6.8.5 Hueco en la Tubería 7.6.8.6 Pega de la Tubería 7.6.8.7 Pérdida de Circulación 7.7 ENTRENAMIENTO 7.7.1 SIMULACROS DE AMAGO DE REVENTÓN 7.7.2 ENTRENAMIENTO DE PERSONAL

188 188 189 189 189 189 189 190 190 190 190 190 191 191 191

8 CAPITULO VIII. OPERACIONES ESPECIALES

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8.1 OPERACIONES DE PESCA 8.1.1 CUÁNDO SE PRODUCE UNA PESCA 8.1.2 CAUSAS DE TRABAJOS DE PESCA 8.1.2.1 Pega de Tubería 8.1.2.2 Otros Casos de Pescados en el Pozo 8.1.3 RECOMENDACIONES PARA EVITAR TRABAJOS DE PESCA 8.1.3.1 Prevención de Pegas 8.1.3.2 Prevención de Otras Causas de Pesca 8.1.4 PROCEDIMIENTOS USADOS EN LOS TRABAJOS DE PESCA 8.1.4.1 Determinación del Punto de Pega y Punto Libre 8.1.4.2 Proceso de Separación de Sarta 8.1.4.3 Procedimiento de Lavado de Tubería 8.1.4.4 Procedimientos de Recuperación 8.1.5 TRABAJO DE TUBERÍA 8.1.5.1 En Pega Diferencial 8.1.5.2 Ojo de LLave 8.1.5.3 Caída del Hueco 8.1.5.4 Hueco Estrecho 8.1.6 TRABAJO CON TORQUE 8.1.7 TRABAJO DE MARTILLADO 8.1.8 TRABAJO CON BACHES LIBERADORES 8.1.9 TRABAJOS CON ALIVIO DE PRESIÓN 8.1.9.1 Sarta de Prueba 8.1.9.2 Método de Tubo en "U" 8.1.10 DECISIÓN PARA CAMBIO DE ESTRATEGIA EN TRABAJOS DE PESCA 8.1.10.1 Tiempo Económico de Pesca 8.1.10.2 Desviación del Pozo 8.1.10.3 Abandono del Pozo 8.2 OPERACIONES DE ABANDONO 8.2.1 OPERACIONES DE ABANDONO PERMANENTE 8.2.1.1 Abandono con Tubería de Trabajo 8.2.1.2 Método de Desplazamiento 8.2.1.3 Método de Cementación Forzada 8.2.1.4 Método de Tapón Puente Permanente 8.2.1.5 Tapón Puente Permanente Instalado con la Tubería de Producción 8.2.1.6 Forzamiento de Tapón Balanceado con Tubería y Empaque 8.2.1.7 Uso de Tapones Ciegos de Tubería para Abandono Permanente

192 194 194 194 196 197 197 199 200 200 201 203 206 210 212 212 212 213 213 215 215 216 216 217 217 218 218 218 219 219 219 219 219 219 220 220 221

8.2.2 8.2.2.1 8.2.2.2 8.2.2.3 8.2.3 8.2.4 8.2.4.1 8.2.4.2 8.2.4.3 8.2.5 8.2.6 8.2.7 8.2.8

ABANDONO DE ZONAS CON RECUPERACIÓN PARCIAL DEL REVESTIMIENTO Abandono con Tapón de Cemento Balanceado Abandono con Tapón Forzado a Través de Retenedor Abandono con Tapón Puente Permanente ABANDONO DE ZONAS EN HUECO ABIERTO ABANDONO DE ZONAS EN HUECOS PARCIALMENTE REVESTIDOS Abandono con Tapón de Cemento Abandono con Cementación Forzada Abandono con Tapón Puente Permanente TAPONES DE SUPERFICIE PRUEBA DE RESISTENCIA A LOS TAPONES DE CEMENTO OPERACIONES DE ABANDONO TEMPORAL NORMAS DEL MINISTERIO DE MINAS PARA ABANDONO DE POZOS

221 221 222 222 223 223 223 224 224 225 225 225 225

9 ANEXO I. HIDRAULICA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

229

9.1 INTRODUCCION 9.2 CONCEPTOS BASICOS 9.2.1 RATA DE CORTE (SHEAR RATE) 9.2.2 ESFUERZO DE CORTE (SHEAR STRESS) 9.2.3 REGÍMENES DE FLUJO 9.2.3.1 Flujo Laminar 9.2.3.2 Flujo Turbulento 9.2.3.3 Flujo de Transición 9.3 PREPARACION DE LAS CURVAS DE FLUJO 9.4 MODELOS MATEMATICOS DE FLUJO 9.4.1 MODELO NEWTONIANO 9.4.2 MODELO NO-NEWTONIANO 9.4.2.1 Modelo Plástico de Bingham 9.4.2.2 Modelo de Ley de Potencia 9.4.2.3 Modelo de Ley de Potencia Modificado 9.5 CALCULO DE LA HIDRAULICA POR EL MODELO DE LEY DE POTENCIA 9.5.1 VELOCIDAD DEL FLUIDO 9.5.2 CONSTANTES N Y K DE LA LEY DE POTENCIA 9.5.3 VISCOSIDAD EFECTIVA 9.5.4 EFECTO DE LA PRESIÓN Y LA TEMPERATURA SOBRE LA VISCOSIDAD 9.5.4.1 Efecto de la Temperatura 9.5.4.2 Efecto de la Presión 9.5.4.3 Aplicación 9.5.5 NÚMERO DE REYNOLDS Y RÉGIMEN DE FLUJO 9.5.6 RÉGIMEN DE FLUJO Y NÚMERO DE REYNOLDS CRÍTICO 9.5.7 CAUDAL CRÍTICO DE FLUJO 9.5.8 FACTOR DE FRICCIÓN DE FANNING (F) 9.5.8.1 Determinación Gráfica del Factor de Fanning 9.5.8.2 Cálculo del Factor de Fanning Dentro de la Tubería 9.5.8.3 Cálculo del Factor de Fanning en el Anular 9.5.9 CÁLCULO DEL GRADIENTE POR PÉRDIDAS DE FRICCIÓN 9.5.9.1 Cálculo del Gradiente por Pérdidas de Fricción en la Tubería (Pp/Lm) 9.5.9.2 Cálculo del Gradiente por Pérdidas de Fricción en el Anular (Pa/Lm) 9.5.10 PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN EL EQUIPO DE SUPERFICIE 9.5.11 DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN 9.5.12 HIDRÁULICA DE LA BROCA 9.5.12.1 Velocidad en las Boquillas 9.5.12.2 Caída de Presión a Través de las Boquillas 9.5.12.3 Potencia Hidráulica y Fuerza de Impacto

229 229 229 231 231 232 232 232 233 235 236 236 236 237 237 237 237 238 239 239 239 240 240 243 243 244 244 244 244 245 246 246 246 247 247 248 249 249 250

9.5.12.4 Selección de las Boquillas 9.5.13 PRESIONES DE SURGENCIA Y SUCCIÓN 9.5.13.1 Velocidad de Lodo Equivalente 9.5.13.2 Régimen de Flujo 9.5.13.3 Presiones de Surgencia y Succión 9.5.13.4 Densidad de Lodo Equivalente (DLE) 9.5.13.5 Presión para Romper el Gel del Lodo 9.5.14 TRANSPORTE DE CORTES 9.5.14.1 Transporte de Cortes en Condición de Flujo Laminar 9.5.14.2 Transporte de Cortes en Condición de Flujo Turbulento 9.5.14.3 Velocidad de Transporte de Cortes 9.5.14.4 Eficiencia de Transporte de Cortes 9.5.14.5 Concentración de Cortes 9.5.14.6 Densidad Efectiva del Lodo 9.6 OPTIMIZACION DE LA HIDRAULICA DE PERFORACION 9.6.1 POR MÁXIMA VELOCIDAD EN LAS BOQUILLAS 9.6.2 POR MÁXIMA POTENCIA HIDRÁULICA EN LA BROCA 9.6.3 POR MÁXIMA FUERZA DE IMPACTO EN LA BROCA 9.6.4 POR ANÁLISIS GRÁFICO 9.7 CORRELACION PARA LA LIMPIEZA DEL HUECO 9.7.1 INDICE DE CAPACIDAD DE ARRASTRE 9.7.2 USO DE LA CORRELACIÓN 9.8 28 REGLAS PARA MEJORAR LA LIMPIEZA EN HUECOS DESVIADOS 9.8.1 POR INCLINACIÓN 9.8.2 POR GEOMETRÍA DEL HUECO 9.8.3 POR TIPO DE LODO 9.8.4 POR CAMA DE CORTES 9.8.5 POR PERFIL DE VELOCIDAD 9.8.6 POR VELOCIDAD DE FLUJO 9.8.7 POR RÉGIMEN DE FLUJO 9.8.8 POR REOLOGÍA 9.8.9 PARA USO DE PÍLDORAS 9.8.10 POR ROTACIÓN DE LA TUBERÍA 9.8.11 POR PESO DEL LODO 9.9 PARAMETROS PRACTICOS PARA EL DISEÑO DE LA HIDRAULICA 9.9.1 RATA DE BOMBEO 9.9.2 CABALLOS DE FUERZA EN LA BROCA 9.9.3 PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 9.9.4 VELOCIDAD ANULAR DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 9.9.5 VELOCIDAD EN LAS BOQUILLAS

251 252 253 254 254 254 255 255 256 257 257 258 258 258 259 259 260 261 262 266 267 268 269 269 271 272 272 273 274 275 275 276 276 277 277 278 279 281 282 283

10 ANEXO II. DISEÑO DE SARTA

285

10.1 INTRODUCCION 10.2 CARACTERISTICAS DE LA FORMACION 10.3 BOTELLAS DE PERFORACION 10.3.1 CONEXIÓN DE LAS BOTELLAS DE PERFORACIÓN 10.3.1.1 Esfuerzo al Doblamiento 10.3.1.2 Esfuerzo a la Torsión 10.3.1.3 Forma de la Rosca 10.3.2 OPERACIÓN DE ENSAMBLAJE 10.3.3 CÁLCULO Y SELECCIÓN DE BOTELLAS 10.3.4 CUIDADO E INSPECCIÓN DE LAS BOTELLAS 10.3.4.1 Deformación Plástica 10.3.4.2 Raspaduras o Asperezas

285 285 286 288 288 288 288 288 289 291 292 293

10.3.4.3 Fatiga 10.3.5 CUIDADO DE ELEVADORES 10.4 TUBERIA DE PERFORACION 10.4.1 UNIÓN PARA CONEXIÓN DE LA TUBERÍA 10.4.1.1 Esfuerzo de Torsión 10.4.1.2 Recubrimiento de Dureza 10.4.1.3 Esfuerzos de Doblamiento 10.4.1.4 Manejo y Cuidado 10.4.2 FALLAS EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN 10.4.2.1 Fatiga 10.4.2.2 Corrosión 10.4.2.3 Velocidades de Rotación 10.4.2.4 Colapso 10.4.2.5 Estallido 10.4.2.6 Severidad en la Curvatura del Hueco 10.4.3 INSPECCIÓN DE TUBERÍA 10.4.3.1 Procedimiento de Inspección 10.4.4 CÁLCULOS DE DISEÑO 10.4.4.1 Parámetros de Diseño 10.4.4.2 Diseño por Tensión 10.4.4.3 Diseño por Colapso 10.4.4.4 Diseño por Torque 10.4.4.5 Diseño por Estallido 10.4.5 MÉTODO COMBINADO DRILCO - API PARA DISEÑO DE BOTELLAS Y TUBERÍA 10.5 VASTAGO DE PERFORACION (KELLY) 10.6 TUBERIA PESADA DE PERFORACION (HEAVY WALL DRILLPIPE)

293 293 294 296 299 299 300 301 302 302 303 304 305 305 305 307 307 309 309 309 310 311 312 312 314 315

11 ANEXO IV. CORAZONAMIENTO

320

11.1 INTRODUCCION 11.2 RAZONES PARA CORAZONAR 11.3 HERRAMIENTAS PARA LA EXTRACCION DE CORAZONES 11.3.1 BARRIL CORAZONADOR 11.3.1.1 Partes del Barril y su Función 11.3.2 BROCA CORAZONADORA 11.4 DATOS TECNICOS 11.5 CONSIDERACIONES BASICAS PARA LA PLANIFICACION DE UN CORAZONAMIENTO 11.5.1 INTERVALO A CORAZONAR 11.5.2 SELECCIÓN DE LA BROCA 11.5.3 HIDRÁULICA Y FLUIDO DE CORAZONAMIENTO 11.5.4 CONDICIONES MECÁNICAS 11.5.4.1 Botellas de Perforación 11.5.4.2 Peso sobre la Broca 11.5.4.3 Velocidad de la Rotaria 11.5.4.4 Torque 11.6 ARMADO DEL BARRIL 11.6.1 AGUANTADOR DE LA BROCA (BIT BREAKER) 11.6.2 GRAPA DEL BARRIL INTERNO (INNER BARREL CLAMP) 11.7 INSTRUCCIONES OPERATIVAS 11.7.1 DETERMINACIÓN DEL FONDO REAL DEL POZO 11.7.2 LIMPIEZA DEL POZO 11.7.3 BALANCE DE LOS FACTORES MECÁNICOS E HIDRÁULICOS 11.7.4 CAUSAS DE CAMBIO EN LA PRESIÓN DE BOMBEO 11.7.5 CORTADO DE LA MUESTRA (EN FONDO) 11.7.6 RECUPERACIÓN DE LA MUESTRA (EN SUPERFICIE)

320 320 320 321 322 323 325 1 1 1 2 2 2 3 3 3 3 3 3 5 6 6 6 7 8 8

11.8 CONSERVACION DE LOS CORAZONES 11.9 MEDICION Y MARCACION DE CORAZONES 11.10 OTROS TIPOS DE CORAZONAMIENTOS 11.10.1 CORAZONAMIENTO CON P.V.C. 11.10.2 CORAZONAMIENTO CON ALUMINIO 11.10.3 CORAZONAMIENTO CON FIBRA DE VIDRIO 11.10.4 CORAZONAMIENTO CON CAMISA DE CAUCHO 11.10.5 CORAZONAMIENTO CON ESPONJA 11.10.6 CORAZONAMIENTO PRESURIZADO 11.10.7 CORAZONAMIENTO ORIENTADO

9 9 10 10 11 11 11 12 12 12

12 ANEXO V. CABEZALES PARA POZOS DE PETROLEO

14

12.1 GENERALIDADES 12.2 NIVEL DE ESPECIFICACIONES PARA PRODUCTOS 12.3 CARACTERISTICAS DE OPERACION 12.3.1 RESISTENCIA A LA PRESIÓN 12.3.2 RESISTENCIA A LA TEMPERATURA 12.4 MATERIALES DE FABRICACION 12.5 ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS 12.5.1 BRIDAS 12.5.1.1 Bridas Tipo 6 B 12.5.1.2 Bridas Tipo 6 BX 12.5.1.3 Bridas Segmentadas 12.5.1.4 Identificación de las Bridas 12.5.2 CONEXIONES ROSCADAS 12.5.3 ESPÁRRAGOS Y TUERCAS DE UNIÓN 12.5.3.1 Torque de Ajuste para Pernos de Bridas A.P.I 12.5.4 ANILLOS DE SELLO (RING GASKET) 12.5.5 VÁLVULAS 12.5.5.1 Válvulas de Línea de Flujo 12.5.5.2 Válvulas para Completamiento Múltiple 12.5.5.3 Válvulas Cheque 12.5.6 CABEZALES PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 12.5.6.1 Características de los Cabezales 12.5.7 CARRETE PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING HEAD SPOOL) 12.5.7.1 Características del Carrete 12.5.8 CABEZALES PARA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING HEAD) 12.5.8.1 Características del Cabezal de Producción 12.5.9 COLGADORES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 12.5.9.1 Colgadores Tipo Cuña 12.5.9.2 Colgadores Tipo Mandril 12.5.10 COLGADORES DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 12.5.11 OBTURADORES DE SELLO Y ACOPLE PARA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 12.5.12 ADAPTADOR DEL CABEZAL DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING SPOOL ADAPTER) 12.5.13 BRIDAS DE TRASLADO 12.5.13.1 Identificación de Bridas de Traslado 12.5.13.2 Especificaciones de Bridas 12.5.14 ARBOL DE VÁLVULAS

14 14 15 15 16 16 18 18 19 19 20 20 21 21 23 24 24 24 25 26 27 28 30 31 33 34 37 37 39 39 42 44 49 50 51 51

PROLOGOERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. Gracias al apoyo decidido de la Administración de la Empresa y al concurso del personal adscrito al Departamento de Perforación, se logró cristalizar el diseño y edición de este manual teórico-práctico para las operaciones de perforación, único en su género en Colombia. Dirigido a Profesionales dedicados a la actividad especializada de perforación de pozos petroleros, cubre las diferentes etapas y procesos que requiere la labor, en procura de alcanzar el éxito operacional en función de la misión encomendada. Cabe resaltar el valioso aporte técnico que durante este largo proceso de construcción y conformación del texto, hicieron profesionales del ramo vinculados unos hoy y retirados otros de la Empresa en busca de nuevos horizontes, esfuerzos estos muy bien canalizados a través del Area de Ingeniería de Perforación. Recoge pues nuestro Manual de Operaciones en su primera edición, todo el cúmulo de experiencias, conocimientos y tecnología adquiridas durante más de veinte (20) años de labor del Departamento de Perforación de Ecopetrol; convencidos de que como proceso dinámico que identifica la especialidad, requerirá de adecuada actualización periódica, para mantener su vigencia. Departamento de Perforación

1

CAPITULO I. ORGANIZACION ADMINISTRATIVA

1.1

ESTRUCTURA GENERAL DE ECOPETROL

Dentro de la estructura general de Ecopetrol, La Gerencia de Perforación depende en línea directa de la Vicepresidencia de Exploración y Producción.

1.2

ESTRUCTURA GERENCIA DE PERFORACION

La Gerencia de Perforación apoya su gestión Técnico-Administrativa en tres áreas funcionales como se muestra en la Figura 1.1, para las cuales se definen funciones y responsabilidades que le permiten a la dependencia, desarrollar los programas y proyectos que le son encomendados.

1.2.1

MISIÓN

Perforar y completar en forma eficiente pozos exploratorios y de desarrollo, alcanzando y preservando las formaciones objetivo, obteniendo información de calidad para la evaluación integral del yacimiento y del pozo.

1.2.2

VISIÓN

Organización lider, fortalecida tecnológicamente para contribuir eficazmente a la búsqueda, hallazgo y producción de hidrocarburos para el pais, a través de la perforación y completamiento de pozos, acorde con la filosofía plasmada en la reorganización administrativa de Ecopetrol y sus retos corporativos.

1.2.3 -

OBJETIVOS PERMANENTES - METAS Compromiso del equipo humano de trabajo para el cumplimiento integral de las metas propuestas en la actividad de perforación: • Ejecutar de manera costo-efectiva la perforación de los prospectos generados, tanto exploratorios como de desarrollo. •

Coadyuvar con el equipo humano de trabajo, en el propósito de minimizar el daño a las formaciones de interés geológico.

•

Asimilar el conocimiento de las tecnologías a utilizar que permitan optimizar las operaciones de perforación y terminación de pozos.

•

Propender por operaciones eficientes, ejerciendo un óptimo grado de control de calidad, en armonía con el medio ambiente.

-

Optimización de los programas y presupuestos de perforación y terminación de pozos, sin detrimento de la operación.

-

Procesos de contratación de servicios propios de la actividad, ajustados a los procedimientos administrativos vigentes.

-

Control presupuestal de las partidas aprobadas para la ejecución de los proyectos y por ende de los contratos suscritos.

-

Racionalización en los requerimientos de tubería y materiales para los proyectos, dando prioridad a los inventarios de stock de tubulares disponibles y accesorios que apliquen.

-

Responsabilidad y compromiso en la custodia y manejo de los bienes materiales de Ecopetrol.

1.2.4

CUADRO DE RESPONSABILIDADES POR AREA

1.2.4.1

Grupo de Proyectos

Es un grupo de trabajo de organización plana, que reporta directamente a la Gerencia de Perforación. Se encarga a través de un Lider de Proyecto, de estructurar la planeación y ejecución técnico-administrativa de los proyectos a perforar y controlar la ejecución de los programas oficiales de perforación, terminación y abandono de pozos, junto con las actividades afines que la operación involucra, asegurándose de la aplicación objetiva de las tecnologías imperantes. A nivel de campo dispone de un grupo de profesionales en Ingeniería de Petróleos con experiencia profesional en perforación,conocimientos importantes en procesos de contratación e interventoría de contratos y habilidades administrativas para una gestión integral. RESPONSABILIDADES Esta área será responsable de las siguientes acciones tanto a nivel del Lider de Proyecto en Santafé de Bogotá, como a nivel de ingenieros de campo: 1.

Líder de Proyecto

-

Estructurar el equipo de trabajo multidisciplinario asignado al proyecto por c/u de las dependencias participantes, delegar funciones u mantener la unidad y motivación de logro del grupo. Dirigir la contratación de servicios básicos para la perforación y definir lineamientos para la consecución de materiales. Establecer las reuniones periódicas de trabajo en Santafé de Bogotá, con personal de la Empresa, Socios y Compañias Contratistas, para evaluar en tiempo real el avance del proyecto y concretar acciones de corto y mediano plazo. Canalizar la elaboración del documento último “ Programa de Perforación”, a partir de los productos de ingeniería generados por la Coordinación de Soporte Tecnológico y Coordinación de Servicios Técnicos y Logística.

-

-

Coordinar y hacer seguimiento diario al desarrollo de las operaciones de campo, evaluando las recomendaciones del personal del pozo, que surjan durante la ejecución de los trabajos.

-

Actuar como Administrador de los contratos de servicios que se suscriban para la actividad, por delegación de la Gerencia de Perforación. Llevar un estricto control del presupuesto oficial asignado al proyecto que lidera y recomendar los trámites necesarios en materia de adiciones presupuestales y control de costos.

-

-

Desplazarse a los pozos cuando se requiera dentro del marco de su gestión.

-

Procurar que el personal de interventoría en campo haga cumplir los compromisos contractuales pactados. Basado en los informes escritos remitidos por la interventoría en el pozo, recomendará como Administrador de los Contratos, las acciones correctivas del caso.

-

Auditar la información alimentada a la Base de Datos “DIMS” durante la vigencia del proyecto.

-

Velar porque los materiales y herramientas especiales necesarias durante las operaciones, se encuentren disponibles en el sitio oportunamente. Auditar las actividades propias del proyecto en materia de HSEQ.

-

EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS GERENCIA DE PERFORACION SOLICITUD DE SERVICIO CONSECUTIVO No._____________ POZO:____________________________

FECHA:___________________________

CONTRATISTA:____________________________________ CONTRATO ___________________

CLAUSULA:________________________

DESCRIPCION Y JUSTIFICACION DEL SERVICIO SOLICITADO: _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________ PLAZO: % ADMINISTRACION SEGUN CONTRATO: CENTRO DE RESPONSABILIDAD COMPLETO: ___________________ NOMBRE

NOTA:

______________________ FIRMA ING. INTERVENTOR REGISTRO:_____________

El presente documento en original y tres copias, no tendrá validez para ECOPETROL en caso de diligenciamiento incompleto. Para efectos de pago del servicio, El Contratista deberá anexar los soportes de acuerdo con lo contractual.

-

Revisar y visar las cuentas por pagar a terceros, por las labores contratadas en la operación. Igualmente visar las autorizaciones de viaje y legalizaciones del personal.

-

Adelantar la gestión tecnico-administrativa para la liquidación de todos los contratos de servicios, saneamiento presupuestal y cierre oficial del Proyecto.

-

Diligenciar las certificaciones de calificación de obra con destino al Contratista y al Directorio de Oferentes de Ecopetrol.

-

Promover charlas de trabajo internas de la dependencia, de aquellas experiencias operacionales especiales que se presentan, y que merezcan su análisis en grupo.

-

Evaluar el rendimiento operacional de la perforación/terminación, programado vs. ejecutado, basado principalmente en Indicadores de Gestión Operacional.

2.

Tramitar ante el Ministerio de Minas y Energía, los informes operacionales a que haya lugar. Ingenieros de Campo

Estará bajo su responsabilidad la debida planeación, cumplimiento y ejecución de las siguientes acciones: -

Gestionar la disponibilidad oportuna y racional de todos los recursos requeridos para la ejecución de las operaciones de perforación y terminación de pozos.

-

Conocer el texto de la prognósis geológica, del programa de perforación y de los diferentes contratos suscritos para la operación, para una adecuada labor de interventoría.

-

Gestionar el cumplimiento de los programas de aseguramiento de calidad establecidos, para la ejecución de las operaciones.

- Supervizar y analizar permanentemente el comportamiento de todos los parámetros que intervienen en el desarrollo de las operaciones y aportar a la solución de los problemas. -

Ejecutar eficientemente el programa de perforación y terminación, mediante la administración racional de todos los recursos, reportando diariamente las actividades ejecutadas y el control de costos de las mismas.

-

Velar para que el Plan de Manejo Ambiental se cumpla estrictamente dentro de las regulaciones y controles establecidos por las autoridades competentes.

-

Planear con la debida anticipación las necesidades de materiales y herramientas adicionales para la operación.

-

Verificar oportunamente que los materiales y herramientas especiales recibidos en la localización cumplan con las especificaciones previamente solicitadas.

-

Controlar los tiempos de alquiler de herramientas en el pozo, con el propósito de pagar el "stand by" estrictamente necesario.

-

Controlar que los diferentes reportes de HSEQ tengan el trámite oficialmente establecido.

-

Diligenciar única y exclusivamente los tiquetes de servicio valorizados y demás documentos que correspondan al período de su comisión.

-

Manejar de acuerdo con los procedimientos oficiales de la Empresa, el movimiento de tuberías y materiales de las bodegas de Ecopetrol, responsabilizándose porque los sobrantes de la operación, retornen con la debida documentación a su sitio de origen.

-

Abstenerse de remitir directamente al Contratista tuberías y materiales propiedad de Ecopetrol, que tras la inspección y manejo en el pozo requieran reparación.

-

Facilitar la ejecución en el pozo, de los programas establecidos en materia de Seguridad Industrial, Salud Ocupacional y Medio Ambiente durante el desarrollo de las diferentes fases del proyecto.

-

Gestionar la captura oportuna y procurar la mejor calidad de la información de datos de perforación a través del software DIMS. Esto garantizará una completa historia de los pozos de Ecopetrol, para correlación en futuros proyectos.

-

Participar con el Líder de Proyecto respectivo, durante la fase de planeación en la ejecución de tareas que se requieran.

1.2.4.2

Coordinación de Soporte Tecnológico.

Liderará de manera continua el monitoreo, la asimilación e implantación de tecnologías que genere la industria y que sean costoefectivas para las operaciones. Se encargará de: -

Liderar los procesos de transferencia de tecnología, propiciando el fortalecimiento y crecimiento sostenido de una identidad tecnológica para todo el personal de GPE.

-

Estructurar políticas operativas para uso corporativo en GPE,en torno a definir stándares y criterios de diseño en la planeación de pozos.

-

Diseñar, y generar productos de ingeniería en c/u de los tópicos de perforación y terminación de pozos, interactuando con las compañias de servicios especializadas, ICP, etc, para el mejor soporte en la ejecución de los estudios.

-

Direccionar la implantación, utilización y actualización de los software técnicos de ingeniería disponibles y nuevas aplicaciones en el mercado.

-

Diseñar especificaciones mínimas requeridas para la contratación de servicios básicos propios de la actividad.

-

Elaborar Ingeniería Conceptual e Ingeniería Básica de prospectos, para licenciamiento ambiental y trámites de solicitud presupuestal.

-

Coparticipar en las evaluaciones periódicas y evaluación técnica final de los proyectos.

-

Apoyar puntualmente las operaciones especiales de campo, en cualquiera de los tópicos de ingeniería.

1.2.4.3

Coordinación de Servicios Técnicos y Logística

Tiene como objetivo fundamental, Liderar, planificar, orientar y controlar la ejecución de las obras de infraestructura necesarias para la perforación de pozos, al igual que las labores de apoyo en materia de HSEQ y soporte administrativo financiero a los proyectos. Dentro de sus acciones principales se destacan : -

Coordinar la planeación, el diseño y la ejecución de las obras concertadas y ordenadas en la licencia ambiental. Liderar la adopción y asimilación de nueva tecnología en materia de manejo, tratamiento y disposición de residuos de perforación. Diagnosticar y priorizar las necesidades básicas de la comunidad. Gestionar los programas de gestión social comprometidos con la comunidad en el marco de cada proyecto. Planear y ejecutar acciones de divulgación y educación ambiental, con las comunidades del área de influencia de cada proyecto. Liderar y ejecutar los programas y auditorías de HSEQ contemplados para cada proyecto. Planear, coordinar y ejecutar la revisión de los planes de contingencia durante las operaciones. Propender porqué la imagen de Ecopetrol en la zona de influencia del proyecto, sea la de mejor aceptación por parte de la comunidad.

-

Estructurar, coordinar y ejecutar los programas de seguridad de personal y equipos, diseñados para atender el normal desarrollo de cada proyecto. Ejecutar el control extra-contable para los proyectos de inversión en perforación, retroalimentando a la Administración sobre su comportamiento contable y financiero.

1.3

BIBLIOGRAFIA

1. 2. 3. 4. 5.

Base de Datos DIMS. Manual de Control Administrativo de Ecopetrol- “MCA”. Manual de Contratación de Ecopetrol. Descripción de Cargos en Gerencia de Perforación. Manual de Normas y Procedimientos de Ecopetrol.

2

CAPITULO II. GENERACION DE UN PROSPECTO

2.1

2.1.1

PROCEDIMIENTOS TECNICO-ADMINISTRATIVOS PREVIOS

EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROGRAMA DE EXPLORACIÓN

Los programas de perforación primordialmente en el área exploratoria, han sido siempre prioritarios para el país y la Empresa. No obstante, las partidas presupuestales anuales necesarias, son sometidas al igual que las del resto de Ecopetrol, al análisis de los estamentos internos y de la nación. A través de la Dirección de Planeación Corporativa de Ecopetrol, ente regulador de los programas de inversión de la Empresa, se evalúa internamente el plan de inversiones en exploración. Posteriormente, las solicitudes presupuestales de Ecopetrol, son sometidas a aprobación del Departamento Nacional de Planeación del Estado, entidad rectora a nivel nacional encargada de analizar y aprobar los presupuestos anuales disponibles para Ecopetrol.

2.1.2

APROPIACIÓN PRESUPUESTAL DE INVERSIONES

Aprobados los presupuestos generales por parte de Planeación Nacional, la Dirección de Planeación Corporativa conjuntamente con la Vicepresidencia Financiera, matriculan oficialmente los diferentes API "Apropiación Presupuestal de Inversiones" a ejecutarse durante la siguiente vigencia. Es a través de uno o varios de estos API, de donde se dispone de los fondos necesarios para desarrollar la perforación de pozos. Teniendo en cuenta que Ecopetrol opera con fondos en dinero asignados por el Estado Colombiano, todos y cada uno de los estamentos que conformamos la organización Ecopetrol, estamos en la obligación de manejar acertadamente, controlar y responder por la correcta destinación de los dineros públicos. Para responder a estas exigencias, Ecopetrol implantó el programa SIF "Sistema de Información Financiera", a través del cual se da a los ordenadores de gasto las herramientas básicas para el manejo y control contable, que permita conocer en tiempo real el comportamiento presupuestal de cualquier proyecto. Con el fin de obtener el mejor control de calidad de la información contable, el SIF contempla dentro del Plan de Cuentas de Ecopetrol, un Código de Manejo Interno que permite a los usuarios registrar y consultar la información. Código de Manejo Interno Comprende dos ó mas de los siguientes elementos según sea necesario : No. DE DISTRITO - CENTRO DE RESPONSABILIDADMISCELANEO 1 - MISCELANEO 2 - CONCEPTO DE GASTO. No. de Distrito: Registra el número de identificación del Distrito que genera el gasto. Para el caso de la Gerencia de Producción el 09 de Bogotá. Centro de Responsabilidad: Corresponde a la dependencia de Ecopetrol que tiene asignado el presupuesto para gastos y/o inversiones y que pueden recibir cargos o efectuarlos a otros centros. Para identificar el generador del gasto, se registra el Departamento de Perforación como centro de responsabilidad con código 32310. Misceláneo-1: Es un elemento de ocho (8) números, seis (6) de ellos están relacionados con el número del proyecto API y los dos (2) últimos registran la actividad macro dentro del API. Se han establecido con su respectivo código las siguientes macroactividades:

92- Servicios de Perforación. 94- Perforación - Materiales y Equipos Contratados. 95- Perforación - Administración. Misceláneo-2: Segundo elemento de ocho (8) números, cuatro (4) de ellos utilizados para identificar el código del respectivo pozo, que facilite totalizar independientemente los costos que genere éste dentro del proyecto API. Este código consecutivo está conformado por cuatro (4) números que llevan antepuesta la letra Y. Se genera en el Departamento de Costos y Presupuestos, quién los oficializa ante el Departamento de Contabilidad, una vez el prospecto sea aprobado por la Vicepresidencia de Exploración y Producción. Concepto de Gasto: Representa la función de egresos e ingresos en que se efectúa el gasto. Conformado por cuatro (4) dígitos/números así: Egresos : entre el 0100 - 7999 Ingresos: entre el 8000 - 8999 La definición detallada de cada uno de estos códigos se encuentra disponible en el Manual de Ordenadores SIF. La secuencia práctica de utilización de este código de manejo interno es como sigue: No. DISTRITO - CENTRO DE RESPONSABILIDAD - MISCELANEO 2 - MISCELANEO 1 - CONCEPTO DE GASTO (09) (32310) (Y-0000) (API) 0100-7999) / (8000-8999) De la correcta utilización que los funcionarios adscritos al Departamento de Perforación den a la herramienta contable descrita, dependerá la generación de información de costos confiable que facilite una evaluación económica final a los proyectos de perforación exploratoria y de desarrollo, al igual que disponer de costos de perforación y costo de hallazgo en las diferentes cuencas, que permitan medir el rendimiento operacional.

2.1.3

SUSTENTACIÓN Y APROBACIÓN DEL PROSPECTO

Aprobado presupuestalmente el programa anual de inversiones en exploración, corresponde a la Gerencia de Exploración generar los prospectos específicos para las zonas de estudio o cuencas sedimentarias seleccionadas, basados en la estrategia y políticas mencionadas en el Capítulo I. Cada uno de estos prospectos a perforar está soportado por: -

Objetivo(s) de producción.

-

Marco geológico.

-

Geología del petróleo.

-

Reservas probables.

-

Evaluación del riesgo geológico.

-

Análisis económico.

-

Ubicación.

Documentados en esa forma los prospectos recomendados a perforar, son sustentados técnico-económicamente ante la Administración de la Empresa, por el grupo multidisciplinario que participó en el diseño, con el propósito de obtener su aprobación oficial, que permita continuar con la etapa subsiguiente.

2.1.4

LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROSPECTO

Basados en la ubicación geográfica a partir de las Coordenadas Gauss preliminares, se desplaza al sitio la comisión técnica integrada por personal de geología, geofísica, ingeniería civil de petróleos y ambiental, quienes acompañados de una cuadrilla de topografía, localizan en el

terreno el sitio más adecuado para la construcción de la localización, evalúan el área para la construcción de vías de acceso si se requieren y determinan la propiedad de los predios que se verán afectados. Con la información anterior se procederá a elaborar los presupuestos de las obras de infraestructura y simultáneamente, la Dirección Jurídica a través de sus negociadores de tierras, procede a adelantar los contactos pertinentes para la adquisición de terrenos y/o convenir los derechos de servidumbre. Cuando el prospecto se localiza en el área de influencia de un Distrito de Producción de Ecopetrol, éste se encarga de ejecutar la construcción de las obras, caso contrario, el personal especializado de la Gerencia de Producción asume directamente dicha construcción.

2.1.5

DECLARATORIA DE EFECTO AMBIENTAL "DEA"

La Ley 23 de 1973 concedió facultades especiales al Presidente de La República para expedir el Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y de Protección del Medio Ambiente. De acuerdo con el mencionado código, toda persona natural o jurídica, publica o privada que proyecte realizar o realice cualquier obra o actividad susceptible de producir deterioro ambiental, está obligada a declarar el peligro presumible que sea consecuencia de la obra o actividad. Para la ejecución de obras, que por sus características puedan producir deterioro grave a los recursos naturales renovables o al ambiente, o introducir modificaciones considerables o notorias al paisaje, será necesario el estudio ecológico y ambiental previo y, además, obtener la licencia por parte de la entidad competente, para estos casos el INDERENA. En dicho estudio se tendrán en cuenta, adicional a los factores físicos, los de orden económico y social, para determinar la incidencia que la ejecución de las obras pueda tener sobre la región o área de influencia. Teniendo en cuenta que durante las actividades de perforación exploratoria y de desarrollo, los principales impactos son causados por la apertura de vías, construcción de campamentos y localizaciones, demanda de agua, disposición de residuos sólidos y líquidos, demanda de otros recursos como madera, etc., Ecopetrol está obligada a presentar al INDERENA para cada prospecto a perforar, la DECLARATORIA DE EFECTO AMBIENTAL, como requisito para obtener el permiso ambiental respectivo. Esta declaratoria contempla los siguientes aspectos: -

Justificación del prospecto.

-

Objetivo del estudio.

-

Area de influencia.

-

Caracterización del proyecto.

-

Entorno natural.

-

Entorno socioeconómico.

-

Evaluación y calificación de efectos.

-

Adecuación obras de infraestructura.

-

Control y tratamiento de efluentes.

-

Plan de monitoreo ambiental.

-

Programa de contingencias.

-

Interventoría ambiental.

Durante la ejecución de las operaciones, éstas se soportarán en las Guías de Manejo Ambiental para las actividades de perforación vigentes, a aplicar por parte de la interventoría.

2.1.6

REQUERIMIENTOS MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Ninguna actividad de perforación de pozos exploratorios y/o desarrollo en campos en explotación, podrá iniciarse sin antes tramitar ante el Minminas la respectiva autorización según forma No. 4SSE "Solicitud de Aprobación para Perforar" que contiene, entre otras,la siguiente información (Figura 2.1 al final del capítulo): -

Clasificación Lahee: Corresponde a la denominación internacional utilizada para describir el tipo de pozo a perforar según su objetivo de producción. La siguiente es la descripción alfa-numérica: A1:

Pozo de avanzada para delimitar en parte un yacimiento nuevo.

A2:

Pozo en un yacimiento o estructura productora para descubrir una nueva capa productora.

A2A:

Pozo para probar un yacimiento a poca profundidad (somero).

A2B:

Pozo para probar un yacimiento profundo.

A2C:

Pozo exploratorio para nuevo yacimiento, perforado fuera de los límites del yacimiento desarrollado.

A3: -

Pozo exploratorio para nuevo campo.

Coordenadas Geográficas: Localización exacta del sitio de la perforación, referida al Meridiano de Greenwich, a las Coordenadas Gauss origen Santafé de Bogotá o algún mojón de referencia.

-

Elevación del terreno con respecto al nivel del mar.

-

Profundidad total aproximada.

-

Diseño mecánico del pozo propuesto.

-

Plano de la localización en el que se muestre la distancia del pozo al lindero, su ubicación exacta y la del mojón de referencia.

-

Cuando se trata de un pozo de desarrollo, debe referirse la reducción de espaciamiento entre pozos, formación productora y su profundidad. La información adicional requerida anexa a la forma será: • Impacto ambiental (INDERENA) estudio y resoluciones. •

Programa de perforación detallado.

•

Plano del área y localización respectiva, tamaño carta, indicando la escala.

•

Mapa estructural de la zona.

•

Dos líneas sísmicas interpretadas de la estructura.

•

Informe geológico o geofísico.

•

Justificación técnica de pozos direccionales.

Durante la perforación hay que informar al ministerio de las actividades, mediante la forma 5SEE (Figura 2.1A).

2.1.7

PROCESO DE LICITACIÓN/CONTRATACIÓN DE SERVICIOS

A esta altura en el proceso de generación de un prospecto y aún con el programa de perforación sin afinar, es necesario y prioritario proceder con la elaboración concienzuda de los presupuestos de gasto para los servicios básicos de perforación y que por su cuantía requieren de la aprobación del Comité Ejecutivo de la Empresa.

Estos servicios básicos son: Equipo de perforación - Fluidos de Perforación - Registros Eléctricos y Cañoneo - Cementaciones - Pruebas de Formación - Control Ambiental. Obtenidas las autorizaciones de la Administración, se procede con los procesos de licitación de los servicios y su posterior contratación. A la par con estos procesos, se adelantan también los que por su cuantía requieren someterse a consideración y aprobación del Comité de Contratos de la Gerencia de Producción, para aquellos servicios adicionales a cotizar y contratar.

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS SUBDIRECCION DE EXPLORACION Y EXPLOTACION Error! Bookmark not defined.FORM A # 5 SEE REVISADA: Error! Bookmark not defined.DISTRIBUCION DE COPIAS:

FECH A

1 ORIGINAL: SEE 1 COPIA: OFICINA DE ZONA COPIAS: OPERADOR INFORME QUINCENAL DE PERFORACION POZO: __________________________ REPORTE No. ____________________________ de: ___________________ 19 ___________, a _____________ 19 __________ OPERADOR ___________________________________ CONTRATO _______________________________ _________________________________ Coordenadas Gauss aproximadas: N(Y): __________________________ E(X): __________________________ Fecha inicio perforación: __________________ Pies perforados quincena: _____________________ Profundidad al final de la quincena: _____________________ pies

CAMPO

NOTA: Presentar resumen de los trabajos realizados durante la quincena, el cual debe incluir los detalles tales como: registros tomados, corazones recobrados, pruebas efectuadas y sus resultados, tipo y número de brocas usadas, topes de formaciones atravesadas, descripción y características del lodo, problemas mecánicos encontrados, desviaciones tomadas, etc. Cuando se suspenda la perforación de un pozo se deberá justificar en un informe técnico y definir la situación del mismo en un plazo no mayor de tres (3) meses. Presentada por:

Aprobada por:

_____________________________________________ REPRESENTANTE DEL OPERADOR NOMBRE Y MATRICULA PROFESIONAL CPIP FECHA: ______________________________________

____________________________________________ REPRESENTANTE DEL MINISTERIO NOMBRE Y MATRICULA PROFESIONAL CPIP FECHA: _____________________________________

FIGURA 2.1A FORMA 5SEE - INFORME QUINCENAL

Teniendo en cuenta lo particular de las actividades de perforación, los altos costos que ella involucra y que los prospectos a perforar no están disponibles con toda la anticipación debida, se necesita planear la logística del Departamento de Perforación, en forma tal que se cumpla con todos los procedimientos administrativos de rigor establecidos por la Ley o internos de Ecopetrol. En el Capítulo I "Organización Administrativa" se describen las pautas a seguir por cada una de las áreas funcionales del Departamento de Perforación en lo pertinente al presente tópico.

2.1.8

INSPECCIÓN FÍSICA EQUIPO DE PERFORACIÓN

Dentro de los procesos de licitación/contratación de los servicios para perforación, el correspondiente al equipo exige un tratamiento preferencial. Por esta razón se ha diseñado un capítulo especial destinado a la selección de equipos (Capítulo III), el cual suministra al detalle, las guías técnicas y de ingeniería a tener en cuenta, cuando se va a licitar. No obstante lo anterior, es obligante efectuar una inspección física visual y de conteo a todos los componentes de los equipos ofrecidos, como pre-requisito para adelantar una mejor evaluación y recomendación de adjudicación. Para efectuar técnicamente esta inspección, se requiere utilizar los formatos anexos denominados "Lista de Chequeo Equipo de Perforación", de fácil manejo para el (los) miembro (s) del Comité Evaluador de Ofertas que se desplacen al sitio donde se encuentren localizados los equipos de perforación opcionados. Estos mismos formatos serán utilizados posteriormente y al momento de recibir el equipo adjudicado para la iniciación de operaciones.

2.1.9

PLANEACIÓN / EJECUCIÓN OBRAS DE INFRAESTRUCTURA

Aprobado por la Empresa el prospecto a perforar, obtenidas las autorizaciones previas y adelantados los procesos de licitación y contratación, se procede al diseño y construcción de las obras civiles de infraestructura, tanto de la localización del pozo como de las vías de acceso, cuando las operaciones no son heli-transportadas. Para su ejecución, la dependencia encargada considerará primordialmente los siguientes aspectos: -

Restricciones gubernamentales para el uso del terreno.

-

Efecto de las operaciones en la salud y seguridad públicas.

-

Máxima tolerancia permisible de coordenadas gauss suministradas en el prospecto, al ubicar la estaca respectiva.

-

Aplicación de las Guías de Manejo Ambiental para la actividad de perforación pre y post-operación.

-

Para la selección de la ruta más apropiada para la vía de acceso, considerar el potencial de erosión por viento basado en distribución de dunas o suelos arenosos y evaluación local de la capa vegetal.

-

Aplicación de la distribución de planta de las partes del equipo y equipos accesorios (Figura 2.2 y 2.3), aprovechando el máximo beneficio del terreno y vientos prevalecientes en el área, de tal manera que éstos corran en dirección opuesta al área de campamentos, primordialmente cuando se pronostique manejo de sulfuro de hidrógeno (H2S). Ver boletín API RP49.

-

Interrupción de sistemas de riego para cultivos en el área.

-

Cálculo de los cimientos para torres de equipos de perforación. La base del terreno, donde se colocará el equipo, debe estar diseñada para aguantar la carga combinada que resulta del peso muerto de la torre más el peso de la tubería situada en la subestructura, más la carga soportada por el gancho, siempre a niveles máximos para efecto de cálculos de diseño.

-

Plan de contingencia en caso de una eventual inundación por lluvias. FIGURA 2.2 DISTRIBUCION EN PLANTA DEL EQUIPO DE PERFORACION FIGURA 2.2 DISTRIBUCION EN PLANTA DEL EQUIPO DE PERFORACION

2.2

PROGRAMACION DE PERFORACION

2.2.1

RECOPILACIÓN INFORMACIÓN DE REFERENCIA

La elaboración del programa de perforación de un pozo está supeditada a la generación preliminar del prospecto, por parte de la Gerencia de Exploración, a partir de cuya información básica se procede a la ubicación y recopilación de toda la información técnica en caso de que exista, relativa al área en la cual se van a ejecutar las operaciones. De esta información de referencia que se dispone, tanto en los archivos de Ecopetrol como en los del Ministerio de Minas y Energía, se evalúan los problemas potenciales esperados.

2.2.2

ELABORACIÓN INFORME DE PRE-PERFORACIÓN

En esta etapa del proceso ya se conoce la información preliminar general del prospecto, que permite generar un informe de factibilidad o preperforación, el cual debe contener, entre otra, la siguiente información: -

Localización geográfica y su jurisdicción.

-

Autoridades competentes en la jurisdicción.

-

Magnitud de las obras de infraestructura necesarias.

-

Fuentes seguras de suministro de agua para la operación y campamento.

-

Impacto inmediato en la zona de influencia.

-

Comunidades en el área de influencia.

-

Restauración posterior de áreas afectadas.

-

Logística operacional de movilización y apoyo a las operaciones.

-

Diseños mecánicos preliminares para el prospecto.

2.2.3

DISEÑO DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN

Con o sin información técnica de referencia, la información básica que debe contener todo programa de perforación de pozos exploratorios y/o de desarrollo considerará los siguientes parámetros: Parámetros Geográficos Corresponde a la información general sobre: Ubicación -Localización con coordenadas - Elevación sobre el nivel del mar - Nombre del pozo Vías de acceso - Información meteorológica. Parámetros Geológicos Considera: Clasificación del pozo - Líneas sísmicas de referencia - Cuenca sedimentaria - Formaciones y litología a perforar con topes aproximados - Objetivo geológico y de producción - Reservas estimadas - Programa de muestreo y corazonamiento - Programa de registros eléctricos - Profundidad total - Anomalías esperadas (fallas, buzamientos locales), acuíferos y posibles zonas gasíferas superficiales, presiones anormales, etc. Parámetros Técnicos de Ingeniería Incluye de acuerdo con el diagnóstico de problemas potenciales esperados, lo siguiente: Perfil de presiones de fondo - Gradiente de presión de fractura -Evaluación de presiones anormales - Diseño de revestimientos y programa de cementación - Diseño del fluido de perforación y programa de hidráulica - Diseño de sartas de perforación y programa de brocas - Programa para pruebas de integridad - Programa direccional - Especificaciones equipo de cabeza de pozo y otros materiales - Programa de pruebas equipos de control de pozo. Parámetros de Control Ambiental

Hace énfasis principalmente en: Control y manejo del recurso hídrico - Protección de fuentes de agua cercanas - Tratamiento y control de desechos sólidos y líquidos - Monitoreo de condiciones de vertimiento - Restauración de áreas afectadas- Plan de manejo ambiental. Parámetros de Seguridad Industrial Evaluación de equipos de control de pozo - Simulacros operaciones de control de pozo - Prácticas de contraincendio - Protección áreas de riesgo - Registro y control de accidentalidad - Plan de contingencia. Parámetros Económicos - Presupuesto De referencia para medir el rendimiento y eficiencia de las operaciones programadas vs. operaciones ejecutadas, debe considerar: Distribuciones de tiempo - Costos detallados presupuestados - Inversión total.

2.2.4

DESARROLLO DE LAS OPERACIONES

Reunión Técnica Previa Por ser la actividad de perforación de riesgo permanente y depender el éxito de la operación no solamente de Ecopetrol, sino también de todas las compañías de servicios comprometidas en un propósito común, es fundamental adelantar previa a la iniciación de las operaciones esta reunión con perfil gerencial, en la cual se pondrán en conocimiento de todos y cada uno de quienes conforman el proyecto, los principales tópicos, objetivos y expectativas que genera el prospecto. Se debe enfatizar en la calidad de los servicios y los compromisos contractuales. Inspección - Evaluación del Equipo Teniendo como punto de referencia el equipo y accesorios ofrecidos durante el proceso de contratación, corresponde al personal de operaciones, una vez el equipo ha sido movilizado a la localización del pozo, confrontar ordenadamente éste con respecto a áquel ofrecido, en lo pertinente a: Potenciación - Rangos de trabajo - Estado real de componentes - Certificaciones de inspección/reparación. Será responsabilidad del área de operaciones asistir al proceso de armada de los equipos, solicitar los cambios o modificaciones debidamente sustentados, antes de recibir el equipo, haciendo énfasis especial en el equipo de control del pozo: preventoras, acumulador, sistema de válvulas de cierre, línea de matado. Se dispondrá en lo posible de asesoría externa. Para esta inspección/evaluación se utilizarán los formatos de "Listado de Chequeo Equipo de Perforación". Posteriormente, durante el transcurso de las operaciones, se adelantarán las pruebas de eficiencia de motores, bombas, etc, de acuerdo con las normas API. Generación de Reportes En concordancia con el programa Software DIMS "Drilling Information Management System", se generarán los informes de: Control de operaciones de perforación - Control de costos- Formatos pro-forma de operaciones especiales según modelos adjuntos. Ver anexo Capítulo 2 "Formatos sobre Manejo de Información y Apropiaciones Presupuestales".

2.2.5

INTERVENTORÍA DE LAS OPERACIONES

En el Capítulo I "Organización Administrativa" se presenta en detalle y a través del "Cuadro de Responsabilidades por Area", las principales obligaciones del personal del área de operaciones, que apuntan primordialmente a cumplir cabalmente con la interventoría integral de las operaciones . Como ejecutor de un proyecto de perforación, el ingeniero jefe de pozo propenderá porque las compañías de servicio en general, rindan en función de la excelencia en la calidad de los trabajos. Bajo el cumplimiento de la premisa anterior será posible: -

Mejorar y mantener la eficiencia y eficacia en las operaciones de Ecopetrol.

-

Optimizar los programas de perforación para el cumplimiento de los objetivos.

-

Ejecutar la perforación de prospectos económicamente viables.

-

Comprometer a los proveedores de servicios de óptima calidad.

-

Destacar la calidad de gestión del personal de Ecopetrol.

2.3

CONTROL PRESUPUESTAL PROYECTOS DE PERFORACION

La perforación de un pozo, al igual que cualquier otro proyecto de construcción que adelante Ecopetrol o cualquiera otra entidad del Estado, está sujeto a un seguimiento y control de gastos por parte del administrador-ordenador del proyecto API respectivo (ver formatos). Para nuestro caso en particular, corresponde al Departamento de Perforación aplicar los mecanismos de control existentes tanto en lo operacional como en lo presupuestal, de tal forma que le permita a la Administración: -

Disponer de fondos sobrantes con destino a otro(s) proyecto(s).

-

Solicitar oportunamente traslado de fondos de otros proyectos, para garantizar la continuidad de las operaciones o programas establecidos.

-

Solicitar a través de los estamentos de la Empresa, la necesidad de apropiaciones presupuestales adicionales, las cuales se tramitarán ante el Departamento de Planeación Nacional del Estado Colombiano.

-

En caso extremo, suspender los programas de perforación de la vigencia, ante la carencia de fondos suficientes.

El Area de Ingeniería de Perforación, como se describe en el Capítulo I "Organización Administrativa", tendrá la responsabilidad en el manejo de los proyectos de perforación, apoyándose en lo pertinente, con el Departamento de Costos y Presupuestos de la Gerencia de Producción.

2.4

BIBLIOGRAFIA

1.

Sistema de Información Financiero-SIF. Formatos PIF.

2.

Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y Protección del Medio Ambiente.

3.

Código del Petróleo.

4.

Boletín API RP 49, Práctica Recomendada para Seguridad en Perforación de Pozos con Sulfito de Hidrógeno, 2a. edición, Abril 15/87.

ECOPETROL SOLICITUD APROPIACION PRESUPUESTAL PROYECTOS NUEVOS NOMBRE PROYECTO: _____________________________ VIGENCIA: ______________ AREA: _________

TIPO: ___________________

DISTRITO: ______________

CENTRO RESP: _________ DEPTO GEOGRAFICO: ___________ API : ______________ OBJETIVO DEL PROYECTO (RESUMEN): APE's RELACIONADOS: FECHA INICIACION:

DESAGREGACION TOTAL DEL PROYECTADO

%

AVANCE % PROYECTANDO VIGENCIA

FECHA TERMINACION: TIEMPO EJECUCION (MESES): CLASE DE PRESUPUESTO TASA INTERNA RETORNO VALOR PRESENTE NETO PRESUPUESTO DE LA VIGENCIA EN MONEDA CORRIENTE TOTAL KUS$

M$ VALOR TOTAL DESEMBOLSOS DEL PROYECTO

TRIMESTRE 1 TRIMESTRE 2 KUS$

M$

TRIMESTRE 3

MONEDA CORRIENTE

TRIMESTRE 4

MONEDA CONSTANTE

TOTAL

AÑO BASE:

KUS$ EQV =>

APROBACIONES SUPERINTENDENTE GERENTE VICEPRESIDENTE Adjunte Justificación y Formas PYF 003 004 y 005 FECHA ELABORACION: EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS DEPARTAMENTO DE PERFORACION PRESUPUESTO - COSTOS DE PERFORACION Y TERMINACION ───────────────────────────────────────────────────────────────── POZO: PROFUNDIDAD: PIES ───────────────────────────────────────────────────────────────── DIAS PERFORACION: CORAZONAMIENTO: PIES DIAS TERMINACION: No. PRUEBAS: ───────────────────────────────────────────────────────────────── I.

COSTOS DE OPERACION

A.

DIRECTOS DE PERFORACION A.1

OBRA Y SERVICIOS

COSTOS KUS$ (%) ───────── ────────

1. 2. 3.

CARRETERA Y LOCALIZACION MOVILIZACION EQUIPO PERFORACION EQUIPO DE PERFORACION

4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

REGISTROS ELECTRICOS FLUIDO DE PERFORACION CEMENTACIONES CORAZONAMIENTO ALQUILER HERAMIENTAS ESPECIALES UNIDAD DE GEOLOGIA OTROS SERVICIOS DIRECTOS

TOTAL OBRAS Y SERVICIOS A.2

MATERIALES DE PERFORACION

1. 2. 3. 4. 5.

BROCAS REVESTIMIENTOS CEMENTO EQUIPO DE CABEZA DE POZO ACCESORIOS DE REVESTIMIENTO + LINER

TOTAL MATERIALES DE PERFORACION ───────────────────────────────────────────────────────────────── TOTAL DIRECTOS DE PERFORACION: KUS$ % ───────────────────────────────────────────────────────────────── B.

DIRECTOS DE TERMINACION B.1

SERVICIOS

COSTOS KUS$ (%) ───────── ────────

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

EQUIPO DE TERMINACION REGISTROS Y OPERACIONES CON CABLE CAÑONEO FLUIDO DE TERMINACION FILTRACION PRUEBAS DE PRODUCCION SEPARACIONES DE FLUIDO OTROS SERVICIOS

TOTAL SERVICIOS B.2

MATERIALES DE TERMINACION

1. 2. 3.

TUBERIA DE PERFORACION EQUIPO DE SUBSUELO ARBOL DE PRODUCCION

TOTAL MATERIALES DE TERMINACION ───────────────────────────────────────────────────────────────── TOTAL DIRECTOS DE TERMINACION: KUS$ % ───────────────────────────────────────────────────────────────── II.

COSTOS ASOCIADOS 1. 2. 3. 4. 5.

COMUNICACIONES CONTROL AMBIENTAL PROTECCION INDUSTRIAL ANALISIS DE CORAZON GASTOS DE ADMINISTRACION

───────────────────────────────────────────────────────────────── TOTAL COSTOS ASOCIADOS KUS$ % ───────────────────────────────────────────────────────────────── TOTAL OPERACIONES Y ASOCIADOS IMPREVISTOS, 10% ───────────────────────────────────────────────────────────────── TOTAL POZO KUS$ ───────────────────────────────────────────────────────────────── FECHA ELABORACION:

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS SUBDIRECCION DE EXPLORACION Y EXPLOTACION Error! Bookmark not defined.FORM A # 4 SEE REVISADA: FECHA

Error! Bookmark not defined.DISTRIBUCION DE COPIAS: 1 ORIGINAL: SEE 1 COPIA: OFICINA DE ZONA COPIAS: OPERADOR

SOLICITUD DE APROBACION PARA PERFORAR POZO: __________________________ OPERADOR _______________ CONTRATO ____________________ CLASIFICACION INICIAL (LAHEE): __________________________________ CUENCA _________________ CAMPO _______________________ NOMBRE ESTRUCTURA _____________________ BLOQUE __________________ Propósito por el cual se perfora el pozo: ORIGEN DE COORDENADAS: BOGOTA Geográficas: N(Y): __________________________ E(X): __________________________ Mojón de Referencia (Referidas a Origen Bogotá) Coordenadas Geográficas: N(Y): __________________________ E(X): __________________________ LOCALIZACION DEL POZO (Coordenadas Gauss) Torre: N(Y): __________________________ E(X): __________________________

Gauss: N(Y): __________________________ E(X): __________________________ Gauss: N(Y): __________________________ E(X): __________________________ Fondo (si es desviado) N(Y): __________________________ E(X): __________________________

Fecha aproximada de iniciación: __________________ Distancia del pozo al lindero más cercano: ___________________ metros Profundidad total aproximada a) Vertical: _______________ pies b) Desviada: ___________________ pies Espaciamiento entre pozos: a) __________________________ acres Se intenta completar el pozo en las formaciones ____________________________________ a las profundidades entre _____________ y _____________ pies TUBERIAS DE REVESTIMIENTO Se usarán las siguientes sartas de revestimiento y se cementarán en la forma que se indica: Error! Bookmark not defined.Diám. del hueco plg

Diám Exterior Rev plg

Clase

Peso Lbs/pie

Profundidad - Pies

De:

Tope del Cemento - Pies

A:

INFORMACION ADICIONAL REQUERIDA: a) b) c)

d) e) f)

Acompáñese el plano del área y localización respectiva, de dimensiones similares a las de esta forma reportando escala en la que se muestra la distancia al lindero, ubicaciones exactas del pozo y del mojón de referencia y principales accidentes geográficos. Mapa estructural del área donde se va a perforar, a escala 1:10.000 m firmado por geólogo matriculado. En pozos de desarrollo se incluirá sólo si hay nueva interpretación de la estructura. Para pozos exploratorios incluir: 1) Programa completo y detallado de perforación. 2) Al menos dos (2) líneas sísmicas interpretadas de la estructura que va a ser probada. 3) Informe geológico y/o geofísico que justifique la perforación. En pozos direccionales deberán darse las razones para desviar el pozo y se acompañará con un esquema completo de la trayectoria del pozo y los posibles intervalos productores. En caso de que haya cambios en los planes de perforación del pozo, deberá comunicarse inmediatamente a la Oficina de Zona correspondiente o a la Dirección General de Hidrocarburos. Impacto ambiental (INDERENA), estudio y resolución.

Presentada por: _____________________________________________ REPRESENTANTE DEL OPERADOR NOMBRE Y MATRICULA PROFESIONAL CPIP FECHA: ______________________________________

Aprobada por: ____________________________________________ REPRESENTANTE DEL MINISTERIO NOMBRE Y MATRICULA PROFESIONAL CPIP FECHA: _____________________________________ FIGURA 2.1 FORMA 4SEE

3

3.1

CAPITULO III. SELECCION DE EQUIPOS

GENERALIDADES

Seleccionar un equipo de perforación significa escoger áquel que nos garantice la ejecución del pozo de la forma más económica, técnica y segura posible. El proceso de selección comprende dos (2) etapas básicas que son: PRIMERA:

SEGUNDA:

"ESTABLECER LAS NECESIDADES DE POTENCIA, RESISTENCIA Y CAPACIDAD, DE ACUERDO CON LAS CARGAS A MANEJAR " "ESCOGER EL EQUIPO ADECUADO PARA EL MANEJO SEGURO, EFICIENTE Y ECONOMICO DE LAS POTENCIAS Y CARGAS REQUERIDAS"

Los datos de la primera parte se obtienen del diseño del pozo y los tipos de formaciones. La segunda parte, que es la selección propiamente dicha, determina o evalúa mediante la aplicación de las cargas diseñadas, la resistencia y capacidad de los diferentes componentes comprometidos con el manejo de ellas. Los sistemas a evaluar son: 1.

Sistema de potencia (motores, generadores).

2.

Sistema de aparejo - bloque viajero (wire line system).

3.

Sistema de circulación de fluidos.

4. 5.

Sistema rotatorio. Sistema de control de pozo (Ver Capítulo Nº 4).

6.

Sistema de monitoreo.

7.

Programa de mantenimiento y seguridad.

El dimensionamiento del equipo se hace tanto para la operación individual como simultánea de los diferentes componentes, determinando de esta forma la potencia neta suministrada en cada caso.

3.2

CONSIDERACIONES BASICAS EN LA SELECCION

-

Establecer cuál o cuáles serán el o los sistemas predominantes en la selección; p.e. el sistema de levantamiento o el circulatorio o ambos, etc. Esto se puede averiguar discerniendo sobre los factores de mayor importancia, p.e. para un pozo profundo en cuyas formaciones se esperen bajas ratas de penetración, qué es más importante, la velocidad en los viajes o la limpieza del hueco ?

-

Disponer de un completo y bien definido diseño del pozo, el cual incluya datos de perforabilidad de las rocas.

-

Se deben hacer varios supuestos como por ejemplo, que en los viajes de tubería la fuerza de flotación se compensa con la fricción del hueco sobre la sarta.

-

Utilizar factores de diseño que ofrezcan seguridad suficiente, pero teniendo en cuenta que el sobre-diseño incrementa los costos.

-

Las condiciones críticas deben ser las que determinen las cargas para calcular las capacidades y resistencias de los componentes.

-

Calidad, condición y tradición del equipo y compañía que cumpla con los requerimientos de seriedad, confiabilidad y trayectoria.

-

La facilidad de transporte del equipo de perforación es un factor preponderante en la selección, si se planea perforar varios pozos con el mismo equipo, o la situación lo requiere.

3.3

PARAMETROS DE EVALUACION PARA LA SELECCION DE COMPONENTES

3.3.1

TORRE DE PERFORACIÓN, SUBESTRUCTURA Y MESA ROTARIA

Las siguientes son las cargas que soportan las estructuras y mesa rotaria durante las operaciones de perforación y reacondicionamiento del pozo: -

Carga muerta. Es la componente del peso de todo el equipo y herramientas soportadas por la estructura.

-

Carga de viento. Es la resultante de la acción del viento, sobre todos los elementos expuestos de la estructura.

-

Carga dinámica. Es la fuerza que se produce como resultado de la pendiente, el balanceo y el movimiento ondulatorio en los equipos flotantes.

-

Carga de terremoto. Es el producto de una constante numérica (C) por el peso muerto total.

F = C*W d Para plataformas

EC 3.1

C = 0.05

Para equipos en tierra C = 0.025 (Referencia: Valores de C, obtenidos del ANSI A58.1-1995) -

Carga estática en el gancho. Es el peso soportado por el gancho para una posición determinada del ancla de la línea muerta, en ausencia de carga posterior (setback load) y cargas del viento. La capacidad de carga en el gancho incluye el peso del bloque viajero y el gancho.

-

Carga posterior. Es el máximo peso de tubería que se puede colocar sobre la estructura.

-

Carga en la mesa rotaria. Es el máximo peso que puede colgarse en los rodamientos de la mesa rotaria y en las vigas del soporte de la subestructura. La combinación de la carga posterior y la carga en la mesa rotaria define un valor operacional máximo para cada una de ellas.

-

Carga de instalación. Es el esfuerzo que se produce en la estructura de la torre durante las operaciones de arme y desarme del equipo.

-

Capacidad de carga del piso. Es la resistencia de soporte del piso de la estructura de las cargas debidas al peso de las herramientas, equipos, materiales y personas.

3.3.2

CABLE DE PERFORACIÓN

Es el medio de transmisión de la potencia del malacate al gancho. Para un cable que pasa a través de poleas, el efecto de curvatura sobre ellas y la fricción de sus rodamientos establece la relación entre la potencia de entrada y salida. El API calculó los factores de eficiencia para un cable que pasa a través de varias poleas; los resultados se presentan tabulados en la sección 3.6.7. Previendo los efectos producidos por las cargas puntuales de choque, aceleración y desaceleración, se debe tomar un factor de diseño, que dé margen al trabajo seguro. Usando la siguiente fórmula se puede hallar el factor de seguridad:

FACTOR DE DISEÈO = Rc Ff

EC 3.2

El API en su norma RP 9B recomienda tomar los siguientes factores de diseño: Error! Bookmark not defined.

OPERACION

FACTOR DE DISEÑO

- Herramientas operadas con cable - Línea para achicar el pozo - Líneas para perforación rotatoria - Líneas para operaciones de levantamiento - Líneas para arme y desarme del equipo - Líneas para bajar revestimiento - Líneas para trabajar tubería pegada

3.4

3.0 3.0 3.0 3.0 2.5 2.0 2.0

PROCEDIMIENTO DE SELECCION

La metodología de selección del equipo de perforación está basada en las guías del Instituto Americano del Petróleo (API), publicación "API BUL D10 - Procedure for Selecting Rotary Drilling Equipment". Combinando los conceptos del API y las políticas de ECOPETROL, se llegó al siguiente procedimiento: 1.

Con el diseño mecánico aprobado del pozo (incluidas facilidades de acceso y ubicación, velocidades de viajes de tubería y revestimientos e información geológica), calcular y completar la información solicitada en el formato "Factores máximos de diseño" base para iniciar el diseño de los equipos. Formato PER 3.1.

2.

Calcular la capacidad y resistencia de los componentes, de acuerdo con las necesidades establecidas en el diseño técnico del pozo y los factores de seguridad estándar y llenar el Formato PER 3.2.

3.

Escoger entre los equipos disponibles los que cumplan con los cálculos del paso 2, evaluar sus eficiencias y calcular las capacidades reales.

4.

Determinar los factores de seguridad reales y comparar con los estándar para obtener la relación (eficacia) de la selección.

3.5

ANALISIS DEL PLAN DE PERFORACION

La forma API D10-A, Drilling Plan Analysis, incluye fórmulas, gráficas y tablas de uso inmediato, para establecer las necesidades de potencia y resistencia de los componentes que realizarán las operaciones de perforación del pozo; las fórmulas más usuales se incluyen en el presente capítulo. Los Formatos PER 3-1 y PER 3-2, permiten tabular los factores de diseño por fases y los requerimientos de equipos. Definamos matemáticamente los siguientes términos frecuentemente usados: FLOTACION

BF = 1 -

Gravedad Especifica, lodo Gravedad Especifica, metal

EC 3.3

W = 2.67 ( D 2 - d 2 )

EC 3.4

PESO EN EL AIRE DE TUBERIAS

Gravedad específica del acero = 7.857 HP EN EL GANCHO

HP g =

Wg x V g 33,000

EC 3.5

Otra forma de expresar esta ecuación es:

HP g =

30 * W g (Lb.) 550 * t (Seg.)

EC 3.5A

HP HIDRAULICA

HPh =

Q x ∆P 1,714

EC 3.6

PERDIDA DE PRESION

∆Pc =

∆ P* x MW

EC 3.7

MW *

POTENCIA DE ROTACION

HP =

2π T N TN = 33,000 5,250

EC 3.8

FIGURA 3.1 FACTORES DE BOYANCIA PARA METAL SUMERGIDO EN FLUIDOS DE PERFORACION

3.6

CALCULO DE POTENCIAS Y EFICIENCIAS DE LOS COMPONENTES DEL EQUIPO DE PERFORACION

El procedimiento lógico para el cálculo de las eficiencias de un equipo de perforación, se debe realizar tomando cada componente del equipo básico de manera independiente. La división comúnmente usada es la siguiente: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Sistema de potencia (Motores). Sistema de frenos auxiliares. Sistema de transmisión y malacate. Sistema rotatorio. Sistema de circulación de fluidos. Sistema aparejo-bloque viajero.

INFORMACION DEL DISEÑO DE PERFORACION FORMATO 3-1 Nombre del pozo:____________________ País:________ Estado______ Número Pozo API:_______________________________________________ Campo o área:______________________ Prof. total. proy.:________ Formación geológica en superficie:______________ A td.:________

Error! Bookmark not defined.FACTORES MAXIMOS DE DISEÑO Máxima carga a manejar, M lb. Máxima presión de fractura, lppc. Máxima presión esperada en superficie, lppc. Máxima potencia hidráulica en la broca, HP. Máximo galonaje a usar, GPM. Máximo peso de lodo, lpg. Peso de lodo con el revest. de mayor carga, lpg. Peso de lodo con la sarta de mayor carga, lpg. Máxima presión a usar, lppc. Máximo peso en la broca , M lb. Máxima profundidad, pies Diámetro máximo, pulg. Velocidad de sacada de tubería, pie/min. Velocidad de sacada de revest, pie/min. Máxima tensión a aplicar en la sarta, M lbs. Máxima tensión a aplicar en el revest. M lbs. Máximo torque de la tuberia más débil, lb-pie OD del revestimiento, pulg. OD de la tubería, pulg. OD de las botellas, pulg. ID de las botellas, pulg. ID del revestimiento, pulg. ID de la tubería, pulg. Rango Min.- Máx de RPM de la rotaria.

SECCION I SECCION SECCION III SECCION SECCION V II IV

REQUERIMIENTOS DEL EQUIPO FORMATO 3-2 Nombre del pozo:____________________ País:________ Estado______ Número Pozo API:_______________________________________________ Campo o área:______________________ Prof. total. proy.:________ Formación geológica en superficie:______________ A td.:________ El siguiente es el resumen de las partes principales del equipo de perforación, según los resultados de los diseños y los demás equipos y accesorios requeridos para la operación de perforación: 1.

Torre con capacidad mínima de ___________ lbs. (equivalentes a _________ lbs. de capacidad de carga en el gancho, con __ líneas).

2.

Subestructura con capacidad mínima de _______ lbs. para revestimiento, simultáneamente con una capacidad de carga posterior (set back load) de _______lbs.

3.

Altura mínima de la subestructura __ pies.

4.

Traveling Block, Crown Block, Hook, Swivel y Elevator Links con capacidad mínima de _______ lbs. El crown y el traveling block deben tener mínimo ______ (_) poleas cada uno, para un mínimo de __ líneas; las poleas deben ser de rodamientos ___________ (rodillos o convencionales).

5.

Cable de perforación de resistencia mínima nominal de ________ lbs. (OD",torones X alambres, corazón, IPS, recubrimiento ó cable de resistencia superior).

6.

Mesa rotaria de _______", con capacidad mínima de _________ lbs.

7.

Potencia disponible en el malacate de ____ HP (equivalentes a una potencia nominal en los motores de ____ HP para equipo mecánico con ____ (_) motores, con eficiencia en el sistema de transmisión de 0.833, eficiencia en el convertidor de torque de 0.8 y eficiencia mecánica de los motores de 0.9).

8.

___ (_) bombas para lodo, cada una con potencia nominal de entrada de mínimo ________ HP; cada una con sensores remotos de presión y cuenta golpes. Las ____ (_) bombas deben estar adaptadas para ser operadas simultáneamente o en forma individual, según las necesidades del pozo. Por lo menos una bomba debe tener motor independiente del sistema de potencia del malacate. Todo el sistema de circulación en superficie debe tener capacidad mínima de _____ lppc.

9.

Tanques de lodo para el sistema activo, con capacidad mínima de ___ bls, incluyendo agitadores de paletas, pistolas submarinas, tanque de píldoras, trampa de arena, ___ (_) embudos de mezcla y bombas centrífugas con sus correspondientes motores eléctricos.

10.

Un (1) tanque de reserva para lodo, con capacidad mínima de ___ bls., con agitadores de paletas, bomba centrífuga, con las líneas requeridas para hacer transferencia o recepción del sistema activo de lodo.

11.

___ (_) zarandas de alta vibración (flowline cleaner) "Derrick" o equivalente. Se debe mantener un stock permanente de ___ (_) sets de cada tamaño de malla, desde __ hasta ___ mesh.

12.

Desarenador con capacidad de _____ GPM, con bomba centrífuga y motor independientes.

13.

Desarcillador con capacidad de ___ GPM, con bomba centrífuga y motor independientes.

14.

Limpiador de lodo con capacidad de ____ GPM, con bomba centrífuga y motor independientes.

15.

Desgasificador de vacío con centrífuga y motor independientes.

16.

Separador gas/lodo.

17.

Preventor anular _____" - _____ lppc, preventor ______ de _______" - _____ lppc, con arietes ciegos y arietes de ____", _____", _____", __" y _____". Drilling Spool ______" - ____ lppc con dos (2) salidas flanchadas, Kill Manifold y Válvula H.C.R. Adapter Flange __" - ____ lppc.

18.

Acumulador con capacidad suficiente para manejar el stack de preventoras, de acuerdo a las normas API. En la mesa del equipo se debe disponer de panel para operar el acumulador a control remoto.

19.

Choke Manifold con un choke positivo manual y otro ajustable a control remoto de ____ lppc, con el correspondiente panel de control.

20.

Sartas de perforación: A. Tubería de perforación de ____" OD, ____ lb/pie, Premium: - _____ pies Grado _____ - _____ pies Grado _____ B. __ D.C. de ____" OD X _______" ID, ___lb/pie, R-_ ó __ D.C. de _____" OD X _____" ID, __ lb/pie, R-_. C. ___D.C. de _" OD X ______" ID, ___ lb/pie, R-__ D. __ Juntas de Hevi-Wate Drill Pipe, _____" OD X _____" ID, __ lb/pie, R-_

21.

___ (_) Km. de tubería de línea con su respectiva bomba y motor diesel para suministro del agua necesaria para el equipo y el campamento, y un (1) tanque con capacidad de ___ Bls. para almacenamiento de agua.

22.

Wireline Measuring Unit, con ______ pies de cable de 0.092", con su respectivo motor.

23.

Drilling Recorder con cuatro (4) plumas instaladas (Indicador de peso, torque de rotaria, indicador de presión y rata de penetración).

24.

Registradores de desviación de 8 y 16 Grados.

25.

Torquímetro para conexiones.

26.

Torquímetro para rotaria.

27.

Winche para la mesa.

28.

___ (_) Plantas eléctricas de ___ KW cada una, para el equipo.

29.

Equipo de soldadura completo.

30.

Equipo para control de incendios, tanto en el campamento como en el taladro.

31.

Un (1) contenedor para almacenamiento de brocas y herramientas, propiedad de Ecopetrol.

32.

Elevadores, cuñas, llaves y herramientas de manejo para las sartas de perforación y los revestimientos de __", ______", _____" y __".

33.

Substitutos para todas las tuberías y botellas de la sarta de perforación.

34.

Substitutos para la broca y bit breakers para brocas de __", ______", ______", _____" y __".

35.

Herramientas de pesca: - Canasta de circulación en reversa para huecos de _____" y _____". - Canasta de desperdicios para huecos de ______" y _____". - Pescadores para todas las tuberías de la sarta de perforación.

36.

Preventora interna (Inside B.O.P.) - ____ lppc. para la tubería de perforación.

37.

Guarda lodo (Mud Bucket) para la tubería de perforación.

38.

Kelly de _____" API de __', con Kelly Bushing y Kelly Saver Sub.

39.

Kelly Spinner.

40.

Drill Pipe Spinner (Rango de _____" a _____").

41.

Upper Kelly Valve - ____ lppc.

42.

Lower Kelly Valve - ____ lppc.

43.

Probadores de copa (Cup testers) para revestimientos de _____", ____ - __ lb/pie y _____", ____ - ____ lb/pie.

44.

Tanque de viaje de __ bls. de capacidad con bomba centrífuga y motor eléctrico de 20 HP.

45.

Sensores de peso y presión, con registradores en el panel de la mesa del equipo.

46.

Compresores de aire de acuerdo con las necesidades del equipo.

47.

Soportes de tuberías (Pipe Racks) en cantidades suficientes para almacenar las sartas de perforación y de revestimiento.

45.

Campamento: A.

___ (_) trailers dobles con oficina y dormitorio para personal directivo de Ecopetrol, dotados cada uno de lo siguiente: - Oficina: escritorio con llaves, silla, archivador, mesa para radio, biblioteca, nevera, servicios sanitarios y aire acondicionado. - Dormitorio: dos (2) Camas, televisor, videograbadora, mesas de noche y aire acondicionado.

B.

Alojamiento adicional para _______ (__) directivos de Ecopetrol y de compañías de servicio a cargo de Ecopetrol. El alojamiento se hará en trailers cómodos, dotados cada uno con aire acondicionado, servicios sanitarios y con máximo cuatro (4) camas por trailer. Si se usan trailers dobles, cada sección debe tener aire acondicionado y con máximo cuatro (4) camas por sección.

C.

El campamento debe contar con cocina, comedor, planta de tratamiento de agua y planta eléctrica independiente del taladro.

OBSERVACIONES

Un representante de la unidad de ingeniería de perforación debe analizar cada uno de los equipos propuestos por los diferentes oferentes y realizar las visitas a los diferentes equipos opcionados. A cada equipo ofrecido se le hará un análisis particular teniendo en cuenta que por diseño se presentan algunas diferencias en los cálculos, dependiendo de la cantidad de motores para el malacate, el tipo de balinera de las poleas y si el equipo es eléctrico o mecánico. También se debe analizar si los equipos, tuberías y herramientas ofrecidas con especificaciones diferentes a las solicitadas cumplen con los factores de diseño estipulados por el Operador.

3.6.1

SISTEMA DE POTENCIA (MOTORES)

La medida de referencia tomada para la potencia es el caballo de fuerza (horsepower), el cual se define como la fuerza aplicada a un objeto, durante una cierta distancia en un tiempo determinado. Un caballo de fuerza equivale a 550 lb-pie por segundo, o 33000 lb-pie por minuto. El trabajo desarrollado en un pistón de un motor de combustión interna se denomina potencia indicada IHP. El trabajo entregado por el motor se denomina potencia de salida BHP (Brake Horsepower). (La palabra "Brake" se usa debido al método de medida que se aplica para cuantificar los caballos de fuerza desarrollados por un motor). La potencia indicada menos la potencia de salida se denomina potencia friccional, FHP.

IHP - BHP = FPH

EC 3.9

Para conocer el trabajo desarrollado por un motor de combustión interna, es necesario conocer el trabajo desarrollado en un ciclo de potencia y multiplicar por el número de ciclos desarrollados en la unidad de tiempo. Matemáticamente se expresa:

HPm =

f *T f 33,000

EC 3.10

El trabajo desarrollado en un cilindro de potencia o pistón de un motor, puede ser calculado si la presión interior del cilindro y las dimensiones del cilindro son conocidas. Si la presión media efectiva, Pm, está actuando sobre un piston de área A, entonces la fuerza total en el pistón será:

F p = Pm * A

EC 3.11

Si el pistón se mueve una distancia L, entonces el trabajo desarrollado será:

T f = Pm * A * L

EC 3.12

Reemplazando en la Ecuación 3.10, tenemos:

HP m =

Pm * A* L * f 33,000

EC 3.13

No es usual determinar directamente la potencia friccional de un motor, sino hallar experimentalmente la potencia de salida, la cual es verdaderamente útil para el usuario. La especificación 7B-11C publicada por el Instituto Americano del Petróleo, presenta las definiciones, los procedimientos y los formatos correspondientes para evaluar el comportamiento dinámico del motor en un banco de prueba (torque y potencia de salida) y su relación con el consumo de combustible. Una vez obtenidos estos datos, podemos calcular la eficiencia mecánica del motor con la siguiente fórmula:

Em =

Potencia de salida * 100 Potencia indicada

EC 3.14

3.6.2

PROCEDIMIENTO DE CAMPO PARA DETERMINAR LA POTENCIA TRANSMITIDA AL GANCHO Y LA EFICIENCIA DE MOTORES (EM)

La potencia transmitida al gancho debe ser medida durante un viaje de tubería, registrando la lectura en el indicador de peso y midiendo el tiempo que gasta en levantar una longitud de treinta (30) pies (una junta de tubería). La lectura en el indicador de peso incluye el peso del bloque viajero, el gancho y el arrastre de la tubería. Para prevenir que el motor aumente progresivamente la velocidad de control debido a la forma como el gobernador de paso de combustible afecta su desempeño, la evaluación de la potencia transmitida, se debe hacer en el segundo engranaje. (Esto no es aplicable para sistemas con convertidor de torque, generadores eléctricos y de vapor. Sólo se aplica a motores de combustión interna con sistema de transmisión mecánica). Una vez determinada la potencia en el gancho, se adicionan los valores de pérdida de potencia de todos los elementos que intervienen en la transmisión de energía hasta llegar al motor.

3.6.3

SISTEMA DE FRENOS AUXILIARES

Las compañías fabricantes de malacates han incorporado una forma de frenado auxiliar que permite manejar con seguridad cargas pesadas a baja velocidad, evitando mantenimiento excesivo de los frenos. Los siguientes son los dos tipos de frenos auxiliares comúnmente usados: 1.

Hidro-dinámico.

2.

Electromagnético (Eddy Current).

En ambos tipos, el trabajo es convertido a calor, el cual se disipa a través de un sistema de enfriamiento por líquido. La capacidad de los frenos auxiliares puede ser determinada durante un viaje de tubería, tomando la lectura en el indicador de peso y midiendo el tiempo que se gasta en bajar una junta, mientras la carga es soportada exclusivamente por el freno auxiliar.

3.6.4

SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y MALACATE

La transmisión en un equipo de perforación consiste de un ensamblaje de cadenas, ejes y balineras antifricción, diseñadas para trabajar en condiciones de máximos esfuerzos. El estudio de eficiencia en maquinaria para perforación, generalmente asume un 98% por par de rodamientos en los ejes y un 98% por cadena. La norma que rige la evaluación de un equipo, indica que la eficiencia es inversamente proporcional a la cantidad de elementos que ejecutan el trabajo.Error! Bookmark not defined. Los ejemplos siguientes ilustran la forma de calcular la eficiencia mecánica de un sistema de transmisión de potencia. Ejemplo No. 1 Equipo con transmisión mecánica. Montaje Motores - Malacate (Figura 3.2): Motor 1 Número de ejes Número de cadenas o correas Elementos totales -

4

Motor 2

5 3 ----7

Motor 3 6

----9

4 -----

5 11

Potencia al cable de perforación: Si la potencia para cada motor es "HPm", tenemos: A

B

Potencia a la lÍnea = HP m 1 ( E f ) + HP m 2 ( E f ) + HP m 3 ( E f ) donde: A, B, C: Número de elementos móviles para cada motor Eficiencia friccional Ef :

C

EC 3.15

entonces, 7 9 11 PotenciaaalalalÍnea lÍnea==HP (0.868) (0.833) (0.800) Potencia ) ++HP ) + HP m * (0.98 ) HPmm**(0.98 HPmm**(0.98 Potencia a la lÍnea = 2.501* HP m Potencia a la lÍnea = 250% HP m

Eficiencia Total Promedio por motor: 250/3 = 83.3% al cable de perforación.

EJE DEL MALACATE PRINCIPAL

MALACATE LINEA DEL SUAVO

SISTEMA DE VELOCIDADES EJES DE SALIDA DE POTENCIA

MOTOR

EJE PRINCIPAL

EJE INTERMEDIO

FIGURA 3.2 EQUIPO DE PERFORACION CON TRANSMISION MECANICA Ejemplo No. 2 Equipo de Perforación Eléctrico (Figura 3.3)

MALACATE LINEA DEL SUAVO

EJE SALIDA DE POTENCIA

MOTOR ELECTRICO

FRENO AUXILIAR

MOTOR ELECTRICO

EJE PRINCIPAL

EJE DEL MALACATE PRINCIPAL

FIGURA 3.3 EQUIPO ELECTRICO

-

Sistema: motores - malacate. Motor 1 Número de ejes Número de cadenas o correas

3

3 2

2 ------5

-

Motor 2

------5

Potencia al cable de perforación: Si la potencia para cada motor es HPm, tenemos:

Potencia a la lÍnea = HP m 1 ( ∈ f ) A + HP m 2 ( ∈ f )B donde: A, B: Número de elementos móviles para cada motor Considerando HPm1 = HPm2 = HPm entonces,

5 5 Potencia a la = lÍnea * (0.9039 * HP ) Potencia a la lÍnea ) + HP ) HP m=*2(0.98 m *m(0.98 Potencia a la lÍnea = 180.78 * HP m

Eficiencia total promedio: = 180.78/2 = 90.39% al cable de perforación.

EC 3.16

Ejemplo No. 3 Equipo de servicio de pozos (workover) (Figura 3.4)

EJE INTERMEDIO

FRENO AUXILIAR

TRANSMISION

EJE PRINCIPAL

SISTEMA DE PINONES

MALACATE LINEAL DEL SUAVO

EJE DEL MALACATE

FIGURA 3.4 EQUIPO DE WORKOVER -

Sistema Motor - Malacate. 5% de pérdida de potencia en la transmisión. Motor principal Número de ejes Número de cadenas

3 2 ------5

-

Potencia al cable de perforación: Si la potencia del motor es HPm.

Potencia a la lÍnea = HPm 1 ( ∈f )A donde: A: Número de elementos móviles para cada motor Eficiencia friccional Ef : entonces,

5 Potencia aa la la lÍnea lÍnea= = HP 90.39 Potencia (0.98 HP)m m*%

Eficiencia Total = 90.39% - 5% = 85.39% al cable de perforación.

3.6.5

SISTEMA ROTATORIO

EC 3.17

Las especificaciones para la selección de la mesa rotaria, considera tres parámetros básicos: diámetro, capacidad de carga muerta y velocidad de rotación máxima. El cálculo de la potencia (HPRT) que se debe suministrar el sistema rotatorio se evalua por la siguiente fórmula:

HP RT =

N*T 5250 * Et

EC 3.18

La experiencia operacional ha desarrollado una regla genérica para evaluar la potencia requerida en la mesa rotaria, la cual enuncia: Para pozos que se perforen a profundidades menores a 8000':

HP RT = N * 1.0

EC 3.20

Para pozos que se perforen a profundidades entre 8000'y 12000':

HP RT = N * 1.5

EC 3.21

Para pozos que se perforen a profundidades mayores a 12000':

HP RT = N * 2

EC 3.22

La eficiencia de la mesa rotaria se debe evaluar empíricamente durante la operación, teniendo en cuenta la potencia que le suministra el motor y la condición de carga, torque y revoluciones de manejo.

3.6.6

SISTEMA CIRCULATORIO

Sumando las pérdidas de potencia en el sistema de transmisión hacia las bombas, a su eficiencia volumétrica, obtenemos la eficiencia total del sistema, con la cual se determinará la potencia en los motores de las bombas, lo mismo que el caballaje hidráulico teórico de salida. Operacionalmente, se puede aplicar un método directo para calcular la eficiencia real de las bombas. El procedimiento a seguir en condiciones operacionales normales es el siguiente: 1.

Localizar la broca dentro del revestimiento con el fin de obtener una geometría conocida para la prueba.

2.

Registrar el diámetro de las camisas que tiene instaladas en cada bomba.

3.

Confirmar con el manual de bombas, la longitud de la carrera del pistón y el diámetro de la varilla si es bomba dúplex.

4.

Determinar el arreglo y dimensiones del conjunto de circulación en superficie.

5.

Calcular el diámetro interno promedio y la longitud de tubería y botellas de perforación.

6.

Registrar el diámetro y número de boquillas en la broca.

7.

Bombear a tres diferentes tasas (SPM) y leer la presión estabilizada para cada una de ellas.

8.

Llenar para cada tasa de bombeo (SPM) y para cada una de las bombas el formato PER 3-3. FORMATO EFICIENCIA DEL SISTEMA DE CIRCULACION FORMATO PER 3-3 Error! Bookmark not Equipo No. Marca:__________ defined.Compañía __________________ Contratista ____________________ Marca

Bomba No. 1

Bomba No. 2

______________

______________

Bomba:______________ Eff. Volum

Caudal

______________ ______________ ______________

______________ ______________ ______________ PRUEBA

Modelo Diámetro Camisa Longitud Stroke

DP superf.

Golpes/min:_______________ DP int. DP

DP Int. DC

Presión superf.:____________lppc

DP broca

100% 98% 96% 94% 92% 88% 86% 84% 9.

Evaluar para cada caso la eficiencia volumétrica de la bomba y el caballaje hidráulico de salida.

10.

Calcular la eficiencia del sistema de circulación, con el dato del caballaje nominal de los motores conectados a las bombas.

Las fórmulas utilizadas en este procedimiento son: -

Caudal bombas dúplex:

π

Q D = (2)* LS (2 d i2 - d 2r ) 4 -

Caudal bombas tríplex:

QT = 3 -

π 4

2

LS d i

EC 3.24

Caballaje hidráulico:

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3.6.7

EC 3.23

EC 3.25

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO APAREJO - BLOQUE VIAJERO

La función principal de este sistema es proveer un arreglo de poleas, el cual permita izar cargas pesadas con seguridad. La ventaja mecánica M de un sistema de levantamiento, es la relación que existe entre la carga soportada por el bloque viajero, Wg, y la carga ejercida sobre el malacate, Ff, dada por:

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EC 3.26

La carga ejercida sobre el malacate es la tensión en la línea rápida. Para calcular la ventaja mecánica ideal mediante un balance de fuerzas, se asume que no hay fricción en el bloque viajero ni en el aparejo de corona. Considerando un diagrama de cuerpo libre del bloque viajero como se muestra en la Figura 3.5, donde idealmente se tendrá una tensión constante através de toda la línea de perforación, el balance de fuerzas en la dirección vertical sería:

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EC 3.27

donde: n: número de líneas. Resolviendo y sustituyendo en la ecuación 3.26 tenemos:

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EC 3.28

Esto indica que la ventaja mecánica ideal,"Mi" es igual al número de líneas.

FIGURA 3.5 APAREJO VIAJERO

La potencia de entrada al bloque viajero (o al gancho), HPig, es igual al producto de la carga en el malacate, Ff, por la velocidad de la línea rápida, Vf:

HPig = F f * V f

EC 3.29

La potencia de salida en el gancho, HPg, es igual al producto de la carga en el gancho Wg, por la velocidad del bloque viajero, Vb = Vg:

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EC 3.30

Puesto que el movimiento por unidad de longitud de la linea rápida, tiende a reducir (1/n) veces la longitud de cada una de las líneas, entonces la velocidad en el bloque viajero será:

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Por lo tanto, en un sistema ideal (sin fricción), la eficiencia entre la potencia de salida a la potencia de entrada será:

EC 3.31

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EC 3.32

Para la operación real, es decir con pérdida de potencia debido a la fricción en las poleas, la norma RP9B del API, recomienda la utilización de las Tablas 3.1 y 3.2, las cuales contienen los cálculos de eficiencia del cable de perforación, pasando a través de poleas múltiples. Conocida la eficiencia en el sistema aparejo - bloque viajero, procedemos a calcular la tensión en la línea rápida para una carga dada. De la definición de eficiencia, tenemos:

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EC 3.33

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EC 3.34

Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.

EC 3.35

Despejando, la tensión en la línea rápida será:

Por lo tanto:

Con el valor de "Ff" afectado por el factor de diseño para prevenir el desgaste de la línea y las condiciones de las cargas de choque, se calcula la resistencia final del cable. Con este valor se escoge el tamaño del cable de perforación con las especificaciones más cercanas por encima. La carga en el bloque viajero, Wg, incluye el peso de la sarta, el peso del bloque viajero, el arrastre y la sobretensión (overpull) que para efectos prácticos será el 10% de la capacidad nominal de la torre.

CASO "A" CASO "B"

CASO "C"

N=4 N=4

S=5 N=4

S=4

S=6

MALACATE

MALACATE L

L

MALACATE L

FIGURA 3.6 SISTEMA DE MULTIPLES POLEAS TABLA 3.1 EFICIENCIA DEL CABLE PARA UN BLOQUE DE MULTIPLES POLEAS

Error! Bookma rk not defined. 1

N 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

2

Caso A .880 .844 .810 .778 .748 .719 .692 .666 .642 .619 .597 .576 .556 .537

3

4

5

6

7

Rod.Cilíndrico K=1.09* Eficiencia = E Factor Línea rápida=fr Caso Caso Caso Caso Caso B C A B C .807 .740 .568 .620 .675 .774 .710 .395 .431 .469 .743 .682 .309 .336 .367 .714 .655 .257 .280 .305 .686 .629 .223 .243 .265 .660 .605 .199 .216 .236 .635 .582 .181 .197 .215 .611 .561 .167 .182 .198 .589 .549 .156 .170 .185 .568 .521 .147 .160 .175 .547 .502 .140 .152 .166 .528 .485 .133 .145 .159 .510 .468 .128 .140 .153 .493 .452 .124 .135 .147

8

Caso A .943 .925 .908 .890 .874 .857 .842 .826 .811 .796 .782 .768 .755 .741

9

10

11

12

Rod.Esférico K=1.04* Eficiencia = E Factor Línea rápida=fr Caso Caso Caso Caso Caso B C A B C .907 .872 .530 .551 .574 .889 .855 .360 .375 .390 .873 .839 .275 .286 .298 .856 .823 .225 .234 .213 .810 .808 .191 .198 .206 .821 .793 .167 .173 .180 .809 .778 .148 .154 .161 .791 .761 .135 .140 .145 .780 .750 .123 .128 .133 .766 .736 .111 .119 .124 .752 .723 .106 .111 .115 .739 .710 .100 .104 .108 .725 .698 .095 .099 .102 .713 .685 .090 .091 .097

CASO "E" CASO "D"

MALACATE

MALACATE

MALACATE

N=4 S=3

N=8 S=6

L

L

MALACATE SIMPLE

13

DOBLE MALACATE CON EQUALIZADOR

N = NUMERO DE PARTES DE CARGA S = NUMERO DE CUCHILLAS

FIGURA 3.7 SISTEMA DE MULTIPLES POLEAS TABLA 3.2 EFICIENCIA DEL CABLE PARA UN BLOQUE DE MULTIPLES POLEAS CASOS D Y E

Error! Bookmark not defined.1

N 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

3.7

2

3

4

5

6

Rod. Cilíndrico K=1.09* Eficiencia = E Factor Línea Rápida=fr Caso Caso Caso Caso D E D E .959 .807 .522 .500 .920 .774 .362 . .883 1.000 .283 .261 .848 . .236 . .815 .959 .204 .181 .784 . .182 . .754 .920 .166 .141 .726 . .153 . .700 .848 .143 .118 .674 . .135 . .650 .815 .128 .102 .628 . .122 . .606 .784 .118 .091 .586 . .114 .

7

8

9

Rod. Esféricos K=1.04* Eficiencia = E Factor Línea Rápida=fr Caso Caso Caso Caso D E D E .981 .1.000 .510 .500 .962 . .346 . .944 .981 .265 .255 .926 . .216 . .909 .962 .183 .173 .892 . .160 . .875 .944 .143 .132 .859 . .130 . .844 .926 .119 .108 .828 . .110 . .813 .909 .101 .091 .799 . .096 . .785 .892 .091 .080 .771 . .086 .

EVALUACION DE CARGAS EN LA TORRE

La disposición del cable de perforación en el sistema aparejo - bloque viajero, causa que la carga impuesta sobre la torre, sea mayor que la carga en el gancho. Como se muestra en la Figura 3.8, la carga aplicada a la torre, Fd, es la suma de la carga en el gancho, Wg, la tensión en la línea muerta, Fs, y la tensión en la línea rápida, Ff:

F d =W g + F f + F s

EC 3.36

Si la carga, Wg, está siendo levantada por efecto de la tensión transmitida a la línea rápida, la fricción en las poleas tiende a detener el movimiento en esta línea. Por lo tanto, la tensión en el cable de perforación incrementa de Wg/n en la primera polea (línea muerta), hasta Wg/(E * n) en la última polea (línea rápida).

F

F

F

f

d

s

W

FIGURA 3.8 DISPOSICION DEL CABLE DE PERFORACION EN EL APAREJO

Sustituyendo estos valores en la Ecuación 3.36, tenemos:

Wg Wg + n E* n

EC 3.37

1 + E + En )W g En

EC 3.38

F d =W g +

Fd = (

El diagrama de la Figura 3.9 muestra una vista del plano de la mesa de trabajo de una torre de perforación. De acuerdo con la ubicación del malacate a un lado de la estructura, la tensión de la línea rápida se distribuye sobre las dos patas de ese lado (C y D), mientras que la de la línea muerta se transferirá a la pata donde está anclada, A. La distribución de carga para cada pata de la torre, según la disposición de la Figura 3.9, se muestra en la Tabla 3.3.

PATA DE LA TORRE

A

B LINEA MUERTA

LINEA AL BLOQUE

C

LINEA RAPIDA

D

FIGURA 3.9 PLANO DE DISTRIBUCION EN LA MESA ROTARIA Por lo tanto: Si E = 0.5, la carga en la pata A sería igual a la carga en las patas C ó D. Si E ³ 0.5, la carga en la pata A sería mayor que la carga en las otras tres patas. Si E £ 0.5, la carga en las patas A y B sería menor que la carga en las patas C y D. TABLA 3.3 ANALISIS DE LAS CARGAS EN LAS PATAS DE UNA TORRE Error! Bookmark not defined.Procedencia Carga en el gancho

Carga Total

Pata A

Pata B

Pata C

Pata D

W

W/4

W/4

W/4

W/4

W/(2 E n)

W/(2 E n)

W(E*n+2)/(4E*n)

W(E*n+2)/(4*En)

Línea corrida

W/(E*n)

Línea muerta

w/n

W/n

W(n+1)/n + W/En

W(n+4)/(4n)

Total

W/4

La capacidad de la torre la define la pata que soporta más carga, por lo tanto, para calcular la "Máxima carga equivalente sobre la torre", Fde, es necesario determinar la soportada por dicha pata y multiplicarla por cuatro. Para la disposición de carga del arreglo de la Figura 3.9 tenemos:

F de = 4 ( F A ) por lo tanto F de = (

n+4 )W g n

EC 3.39

Un parámetro comúnmente usado para evaluar los diferentes arreglos del aparejo de perforación es el factor de eficiencia de la torre, definido como la relación entre la carga actual (Total) en la torre, Fd, y la máxima carga equivalente sobre la torre, Fde. El factor de eficiencia es:

E (n 1 1 ++E1)++En Ed = ( )W g Fd E (n + 4) En Ed = = n+4 Fde ( )W g n

EC. 3.41 EC. 3.40

Es importante aclarar que el valor de Fde es la resistencia mínima que debe cumplir la torre para soportar la carga Wg. Para hallar el factor de seguridad real, se debe relacionar la capacidad nominal de la torre elegida, con la carga aplicada a la torre, Fd. Por lo tanto:

F.S.R.= RT Fd

EC. 3.42

Para el desarrollo de las operaciones de perforación en, se tomará un factor de seguridad real de 1.5 para la selección de los equipos de perforación.

3.8

EVALUACION DE EQUIPOS PORTATILES

La capacidad de carga de un equipo portátil, generalmente la define la longitud máxima de tubería de trabajo a usar, comúnmente 2 7/8". Los factores que afectan esta selección son: -

Capacidad de la torre.

-

Potencia transmitida al gancho.

-

Capacidad de frenado.

3.8.1

CAPACIDAD DE LA TORRE

Las torres de los equipos de producción se dividen en dos tipos: 1.

Torre tipo asta convencional. Existen dos versiones de este tipo:

-

Asta sencilla Asta doble

La versión denominada asta doble, permite instalar un soporte en la parte alta de la torre para obtener espacio posterior donde colocar la tubería o varillas. En la versión asta sencilla, la tubería y las varillas deben ser situadas en un lado de la torre. La Figura 3.10 muestra la torre tipo asta convencional, anclada independientemente a la base.

2. Torre tipo auto-retenida estructuralmente. En este tipo, los vientos de soporte de carga están sujetos directamente al vehículo de transporte, sin embargo, los fabricantes recomiendan utilizar vientos de soporte externos. La Figura 3.10 muestra las condiciones generales del patrón de soporte por vientos recomendado por el API para este tipo de torres. La Tabla 3.4 presenta las cargas y espaciamientos recomendados por el API para el anclaje de los vientos en los diferentes tipos de torres de equipos portátiles. Las secciones A15 y A16 (pag C-6) del API SPEC 4E (Specification for Drilling and Well Servicing Structures), presentan las recomendaciones para diseño y prueba de las líneas de anclaje en los equipos de perforación y servicio de pozos. -

Transmisión: Relación de baja: Relación de alta: Pérdida de potencia en la transmisión:

-

6.5 : 1.0 1.0 : 1.0 5%

Malacate: Pérdida de potencia en cada piñón o cadena: Relación Transmisión - Eje: Relación Eje principal - Piñón de alta: Relación Eje principal - Piñón de baja: Diámetro del Malacate:

5% 19 : 45 33 : 39 15 : 54 1.2 pies

La potencia efectiva en el gancho se calcula de la siguiente forma: 1.

Máxima tensión por línea:

MTL =

T m x E fT x RBT x Rtg x RBP

σ

EC 3.43

Entonces:

Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.

M.T.L = 49500 lbs.

EC 3.43a

FIGURA 3.10 CONDICIONES GENERALES DEL PATRON DE SOPORTE POR VIENTOS RECOMENDADO POR EL API

TABLA 3.4 CARGAS Y ESPACIAMIENTOS RECOMENDADOS POR EL API PARA EL ANCLAJE DE LOS VIENTOS Error! Bookmark not defined.1

2

Mínimo Espaciamiento X o Ysobre la Fig. 3.10, pies

20 25 30 40 50 60 70 80 90

3

4

Torre Doble

5

6

Torre Sencilla

7

Pluma

Carga de Prueba en el Ancla, ton

Angulo de Prueba en el Ancla Formado por la Horizontal y la Línea Central

Carga de Prueba en el Ancla, ton

Angulo de Prueba en el Ancla Formado por la Horizontal y la Línea Central

Carga de Prueba en el Ancla, ton

Angulo de Prueba en el Ancla Formado por la Horizontal y la Línea Central

N.A. 15.6 13.7 11.0 9.3 8.4 7.8 7.4 7.0

N.A. 71° 67° 60° 54° 49° 45° 45° 45°

3.7 3.1 2.8 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7

70° 60° 53° 45° 45° 45° 45° 45°

7.0 4.0 3.5 3.0 -

67° 49° 45° 45° -

NOTA: Preferiblemente que X sea más grande que Y. Y£ 1.25X y Z£ 1.5Y pero Z > Y. PRECAUCION: La adición de protección contra viento (windscreens) o soporte de tubería incrementa significativamente los requerimientos de anclaje. 2.

Velocidad en la línea rápida con la carga máxima:

V f = (Nm *

1 1 1 * π * Dm ) * * RBT R tg RBP

EC 3.44

Entonces:

V f = 1600

Rev 1 19 15 π * 1.2 ft * * * * min 6.5 45 54 Rev

EC 3.44a

V.L. = 109 pie/min Velocidad del Bloque:

Velocidad de Bloque : V b =

Vf Nm

Entonces:

Vb=

3.

Máxima velocidad del bloque (sin carga):

109 ft/ min = 27 ft/ min 4

EC 3.45

V bmax = Nmax * R AT *

1 Rtg

* R A1* π * D m

EC 3.46

Entonces:

1 19 33 1.2 π 1 MV = 2000 rpm * * * * * 1 45 39 Rev 4 Vgmax = 674 pie/min.

3.8.2

CAPACIDAD DE FRENADO

La capacidad de frenado es un factor predominante en la selección de un equipo, ya sea de perforación o completamiento (portátil). La energía que se genera por frenado durante la bajada de tubería, se convierte en calor al aplicar el sistema de frenado. Este calor debe ser eficientemente disipado para realizar las operaciones en una forma rápida y segura. Puesto que el esfuerzo de frenado es función del área efectiva de fricción de los bloques forzados contra el tambor, resulta un parámetro importante de comparación para la selección del equipo. La Tabla 3.5 presenta una relación entre la potencia del malacate, el área efectiva de frenado recomendada, tipo de sistema de enfriamiento, sistema de frenado auxiliar y capacidad del equipo con tubería de 2 7/8". TABLA 3.5 COMPARACION ENTRE EL SISTEMA TIPICO DE FRENADO Vs. RANGO DE PROFUNDIDAD

(a)

Error! Bookmark not defined.Rango de Potencia HP

Area de Frenado pulg²

Tipo Sistema Enfriamiento

Tamaño Freno Auxiliar (a)

Rango de Profundidad con Tubería de 2 7/8", pie

100-150

1200

aire

-

4,000

150-200

1600

aire spray

-

5,000 7,000

200-250

2000

250-400

2400

aire spray spray

15-in. SR

6,000 8,000 10,000

400-600

2800 aire spray spray spray

15-in. SR 15-in. DR

7,000 9,000 11,000 13,000

aire spray spray spray

15-in. DR 22-in. SR

8,000 10,000 15,000 18,000

Capacidad de Frenado a 1300 RPM. 15-inch Single Rotor - 260 hp 15-inch Double Rotor - 525 hp 22-inch Single Rotor - 2500 hp

DEFINICION DE PARAMETROS Fp:

Fuerza total del pistón, lb

Em:

Eficiencia mecánica del motor

Ef:

Eficiencia friccional

HPm1:

Potencia de un motor (motor 1), HP

HPRT:

Potencia suministrada al sistema rotario, HP

Et:

Eficiencia transmisión de rodamientos de la rotaria

QD:

Caudal bomba dúplex

Ls:

Longitud del golpe, pulg

di:

Diámetro interno de la camisa, pulg

dr:

Diámetro externo de la varilla del pistón, pulg

QT:

Caudal bomba tríplex

DP:

Pérdida de presión

dc:

Diámetro camisa, pulg

dv:

Diámetro varilla, pulg

M:

Ventaja mecánica polea

n:

Número líneas

Mi:

Ventaja mecánica ideal

F:

Carga de la torre por terremoto

C:

Constante numérica = 0.5 - 0.025

Wd:

Peso muerto de la torre, lbs

Rc:

Resistencia nominal del cable, lbs

Ff:

Tensión en la línea rápida, lbs

BF:

Flotación

W:

Peso lineal tubería, lb/pie

D:

Diámetro exterior tubería o botellas, pulg

d:

Diámetro interior de la tubería o botellas, pulg

HPg:

Potencia en el gancho, HP

Wg:

Carga en el gancho, lb

Vg:

Velocidad de la carga en el gancho, pie/min

HPn:

Potencia hidráulica, HP

Q:

Caudal, galones/minuto

DP:

Diferencial de presión, lppc

DPc:

Pérdida de presión corregida

DP*:

Pérdida de presión con un peso de lodo determinado*

MW: MW*:

Densidad del lodo actual, lpg Densidad del lodo en el punto*

N:

Número de revoluciones de la rotaria

T:

Torque de la rotaria, lb-pie

IHP:

Potencia indicada del motor, HP

BHP:

Potencia entregada, HP

FPH:

Potencial fricccional, HP

HPm:

Caballos de fuerza desarrollados por el motor, HP

f:

Ciclos por minuto del motor, HP

Tf:

Trabajo por ciclo, lb-pie

A:

Area del pistón del motor, pulg²

Pm:

Presión media del pistón, lppc

Vf:

Velocidad línea rápida, pie/min

HPig:

Potencia entrada al gancho o al bloque viajero, HP

Vg=Vb: Velocidad bloque viajero, pie/min E:

Eficiencia del aparejo

Fd:

Carga aplicada a la torre, lb

Fs:

Tensión en la línea muerta, lb

Fde:

Máxima carga equivalente sobre la torre, lb

FA:

Carga sobre la pata A (máxima), lb

Ed:

Eficiencia de la torre

FSR:

Factor de seguridad de la torre

RT:

Capacidad nominal de la torre, lb

Tm:

Torque de salida del eje del motor

EfT:

Eficiencia total = 1- fracción de pérdida de potencia

RBT:

Relación de baja de transmisión

Rtg:

Relación de transmisión general

s:

Radio del tambor del malacate

Nm:

Revoluciones por minuto del motor para el máximo torque

Dm:

Diámetro del tambor malacate, pulg

Nmáx: Revoluciones máximas del motor RAT:

Relación de alta

RA1:

Relación de alta No.1

RBP:

Relación de baja principal

3.9

BIBLIOGRAFIA

1.

API RECOMMENDED PRACTICE 9B (RP9B), NINTH EDITION, MAY 30, 1986. "Recommended Practice on Application, Care, and Use of Wire Rope for Oilfield Services", Americam Petroleum Institute, Washington D.C.

2.

API SPECIFICATION 4E (SPEC 4E), Third Edition, June 1, 1988. "Specification for Drilling and Well Servicing Structures", American Petroleum Institute, Washington D.C.

3.

API BUL DIO, Second Edition, August 1973. "Procedure for Selecting Rotary Drilling Equipment", American Petroleum Institute, Washington D.C.

4.

API SPEC 9A, Twenty-Third Edition, May 28, 1984 "Specification for Wire Rope", American Petroleum Institute, Washington D.C.

5.

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6.

CUMMINS API, Potencia Cummins Para la Industria Petrolera, Noviembre 2/83.

7.

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8.

BOURGONE, A.; MILLHEIM, K.; CHENEVERT, M.; YOUNG, F.S, "Applied Drilling Engineering", First printing, Society Petroleum Enginners, Richardson TX, 1986.

9.

ALLEN, T.; ROBERTS, A., "Production Operations, Well Completions, Workover and Stimulation", Oil & Gas Consultants International Inc., Tulsa Oklahoma, May 1982.

10.

Mc CRAY, A.; COLE, F.; "Oil Well Drilling Technology", University of Oklahoma Press, Publishing Division of the University, 1976.

11.

API RECOMMENDED PRACTICE 7C-11F (RP 7C -11F), Fourth Edition, April 1981, Reaffirmed October 14 1988. "Recommended Practice for Installation, Maintenence and Operation of Internal-Combustion Engines", American Petroleum Institute, Washington D.C.

12.

API SPECIFICATION 7B-11C (SPEC 7B- 11C) Eighth Edition, March 1981, Reaffirmed October 14/88, "Specification for InternalCombustion Reciprocating Engines", American Petroleum Institute, Washington D.C.

4

CAPITULO IV. OPERACIONES BASICAS DE PERFORACION

PROGRAMA BASICO DE PERFORACION Diseño del pozo HUECO

REVESTIMIENTO

PROFUNDIDAD

36”

Conductor 30”

120’

26”

Superficie 20”

1.800’

OPERACIONES BASICAS DE PERFORACION La planeación del proyecto (pozo), debe prever el diseño del hueco, diámetros, intervalos, tipos y profundidades de asentamiento de revestimientos, etc., de tal forma que permitan su ejecución segura y eficiente.

4.1

4.1.1

SARTA DE PERFORACION

GENERALIDADES

La sarta de perforación es la parte del equipo que más y variados esfuerzos soporta, además, es la medida de referencia para la profundidad del pozo, razón por la cual debe mantenerse un control estricto sobre su número y estado. Las recomendaciones operacionales son las siguientes: -

Contar toda la tubería que llega a la localización del pozo, registrando tipo, grado, peso, rosca, etc., revisar los certificados de inspección y asegurarse de que corresponden a la tubería; sólo se aceptará tubería nueva o aquella de la cual se esté seguro que fue inspeccionada y fue catalogada como API premium. Para toda salida de tubería de la localización se debe informar al Interventor, el cual autorizará por escrito dicha salida. De acuerdo con esto, en todo momento la tubería que está fuera y dentro del pozo debe coincidir exactamente con el inventario mantenido por el representante de BP presente en el pozo.

-

Tener siempre disponible las resistencias y capacidades máximas de la tubería y cual es la máxima sobretensión que puede aplicarse.

-

Llevar un registro y un gráfico continuo de la sarta de perforación.

-

Calibrar adecuadamente, incluyendo el mayor número de especificaciones (diámetros, longitud, roscas, cuellos de pesca, etc.), todos los elementos que formarán parte de la sarta, en el estricto orden de entrada al pozo.

-

Verificar el número, tipo, diámetro y procedimiento de instalación de las boquillas de la broca. Chequear los diámetros internos de todos los tubos antes de entrar al pozo, inspeccionar visualmente la rosca.

-

Aplicar el torque recomendado por los fabricantes. Conocer el arreglo de los cables que transmiten la tensión a las llaves de potencia para calcular el torque real aplicado. Colocar las cuñas en el sitio adecuado.

-

Registrar el peso de la sarta, subiendo, bajando y estático.

-

Colocar protectores de caucho a la tubería que va a quedar dentro del revestimiento. Utilizar la grasa y las cuñas adecuadas a la tubería usada.

-

Al alcanzar la profundidad para bajar revestimiento, revisar si la capacidad total de carga de la subestructura es suficiente para soportar la carga en la mesa rotaria, más la tubería en la torre. En caso contrario proceda a quebrar inicialmente la tubería que no va a utilizar en el siguiente hueco (Botellas de diámetro grande).

-

Los tubos que sean retirados del pozo por mal estado deben ser registrados por el Interventor de BP, descargados de su inventario y marcados visiblemente.

4.1.2

SARTA DE PERFORACIÓN RECOMENDADA.

Con base en los principios de verticalidad absoluta para el revestimiento soporte del cabezal del pozo y del conjunto de preventoras, se recomienda una sarta empacada: 26” broca - 9 3/4” conector broca (bit sub) - Near bit stab 26” - 1 x 9 1/2” DC - stab string 26” - 1 x 9 1/2” - stab string 26” - 3 x 9 1/2” DC - XO - 1 x 8 1/4” DC - JAR - 2 x 8 1/8” DC - 6 x DC 6 1/4”

4.2

FLUIDO DE PERFORACION

Se utilizará un lodo agua fresca - bentonita ayudado con un extendedor de bentonita para mejorar la capacidad de arrastre y limpieza del hueco. Sus propiedades principales incluyen: • densidades de lodo bajas 9.1 - 9.2 lpg • Puntos de cedencia con valores por encima de 30. • Valores de pH bajos entre 8.2 - 8.5 mantenido con potasa (KOH). • Uso constante del equipo de control de sólidos. • Se recomienda la adición de bentonita prehidratada Algunas recomendaciones durante la operación son las siguientes: -

En las formaciones superficiales predominan las intercalaciones de arenas poco consolidadas con arcillas y rodados, por lo tanto la función principal del lodo a usar debe ser su alta capacidad de limpieza.

-

Preparar suficiente cantidad para iniciar, incluir una cantidad para reserva debido a las pérdidas normales en este hueco, usar un lodo natural agua-bentonita, adicionando un extendedor para aumentar su rendimiento.

-

Para casos de huecos muy grandes, se puede producir una floculación controlada con la adición de cal o cemento para incrementar la limpieza del hueco. Se recomienda utilizar puntos de cedencia mayores de 30, debido a las bajas velocidades del fluido en el anular.

-

El programa de lodos debe estar en concordancia con el programa de revestimiento.

-

El ingeniero de lodos debe mantener suficientemente informado al interventor sobre las condiciones actuales, los tratamientos efectuados o a efectuar y los resultados esperados, así como también los costos reales del lodo.

-

Para minimizar los tratamientos químicos y grandes diluciones, hay que diseñar los equipos de control de sólidos de acuerdo con el sistema, mantenerlos en óptimo estado y en operación continua, contribuyendo de esta forma a disminuir los volúmenes totales producidos y por ende EL RIESGO DE CONTAMINACION AMBIENTAL.

-

La densidad del lodo debe mantenerse lo más baja posible, pero cuando se tengan suficientes argumentos para su incremento (y sea imposible discutirlo con la coordinación de operaciones) hay que hacerlo.

-

Desechar la menor cantidad posible de lodo, reacondicionarlo y/o separarlo para recircular el agua.

-

Estar preparado para manejar el volumen adicional de lodo recuperado después de las cementaciones, de acuerdo con lo PREVISTO EN LAS GUIAS DE CONTROL AMBIENTAL.

-

El torque, el arrastre, el relleno y las amenazas de pega, son indicaciones de mala limpieza del hueco, que muchas veces son interpretadas como causa de alto filtrado y se inician tratamientos químicos que pueden agravar el problema.

-

Cualquier material, ion, etc. que no se requiera y cambie las condiciones del lodo, será considerado contaminante y debe ser retirado o tratado.

-

El análisis y el control del lodo deben ser orientados no sólo a establecer sus propiedades, sino a rescatar toda la información posible: fluidos y materiales de formación, datos para prevención de amagos, etc.

-

Las tasas de circulación deben estar de acuerdo con las condiciones del lodo, con el ánimo de no erosionar y agrandar el hueco.

4.3

4.3.1

ACTIVIDADES DE PERFORACION

HUECO DE SUPERFICIE

La correcta perforación del hueco de superficie evitará problemas futuros. Los puntos de control son: la verticalidad, los flujos y la cementación del revestimiento. Los siguientes parámetros operacionales son una guía para el logro de estos objetivos: -

El control de presiones en huecos de superficie, donde se presentan acuíferos activos o arenas permeables gasíferas es de cuidado, de ahí la importancia de mantener el control primario: densidad adecuada y hueco siempre lleno.

-

En arenas superficiales inconsolidadas y en localizaciones que han sido construidas sobre relleno, debe iniciarse la circulación a baja presión para evitar fracturar, perder lodo y dañar la localización.

-

El control de la verticalidad normalmente se hace con el peso sobre la broca, y en buzamientos severos, con sartas estabilizadas diseñadas para cada caso en particular.

-

Si hay sospecha de presencia de gas, aunque el riesgo sea mínimo, se debe instalar el sistema preventor de desviación de flujo.

-

Asegurar un buen suministro de agua debido a las altas pérdidas y grandes volúmenes de lodo que se presentan en esta parte del pozo.

4.3.2

?.......HUECO INTERMEDIO

4.3.3 4.3.4

?.......HUECO DE PRODUCCION

4.4

CONTROL DE DESVIACION

-

Iniciar la perforación con la kelly bien alineada (usar nivel) y tomar medidas de desviación aproximadamente a los 30', 90', 180', 300', 500', con cable, o en cada momento que se tenga indicio de tendencia a desviaciones anormales. Luego cada 500' y con el cambio de broca sin exceder de 1000'.

-

En zonas con altas tendencias a la desviación, este control debe llevarse hasta la profundidad que se considere necesario.

-

Las desviaciones permisibles serán de un grado (1°) por cada 1000 pies y severidades no mayores de 2°/100'. En cada cambio de broca, tomar un dato de desviación con el registrador de caída libre (Totco). El ingeniero jefe de pozo debe asegurarse del procedimiento de armada de la herramienta, del funcionamiento del reloj del instrumento y que el tipo de carta utilizada sea la adecuada.

-

Cuando la lectura en la carta se sale del límite (saturada), cambiar de instrumento porque probablemente no es el adecuado y usar uno de mayor rango. El estado del amortiguador inferior del instrumento de medida debe estar bueno y bien conectado, para evitar ruptura por mal ensamblaje o falla del material. Asegurarse que la herramienta cuenta con el cuello de pesca y hay disponible un pescador para ella.

-

-

En pozos donde se ha trabajado con sartas estabilizadas, es necesario calibrar el desgaste de los estabilizadores en cada uno de los viajes de tubería; cuando el desgaste sea mayor a un cuarto de pulgada (1/4"), se hace necesario cambiarlos. Al bajar estabilizadores nuevos, se recomienda colocarlos en la parte superior del ensamblaje y rimar toda la sección recién perforada.

-

Durante la perforación de rocas duras (chert, dolomitas, arcillolitas), se recomienda la utilización de estabilizadores de camisa no-rotacional, con el fin de mantener en su diámetro las cuchillas del estabilizador.

-

El conjunto empacado recomendado en la sección 1.2 permite colocar altos pesos sobre la broca, evita el desplazamiento lateral de la broca y mantiene el ángulo deseado. Se consigue colocando un estabilizador directamente sobre la broca, otro a 30' arriba y un tercero a 60' de la broca. Cuando se usa instrumento no magnético, después del segundo estabilizador se coloca una botella monel (no magnética).

4.5

ACONDICIONAMIENTO DEL POZO

Hace referencia a los trabajos necesarios para dejar el hueco en las condiciones que permitan ejecutar las actividades posteriores sin problemas. Se realiza cuando se alcanza la profundidad final de una sección del pozo, para cambio de broca, para un trabajo de pesca, para tomar registros, para bajar revestimiento, etc. y comprende las siguientes operaciones: -

Circular suficientemente el pozo (mínimo un ciclo completo), hasta despejar los cortes del anular, observando la zaranda vibratoria para decidir en que momento parar. Si es necesario bombear baches viscosos. Un viaje corto hasta la profundidad de salida de la broca anterior. En zonas con tendencia a cerrarse, el viaje corto se hace en toda la sección perforada o atravesando la zona problema.

-

Siempre que se circule para acondicionar el hueco, se recomienda rotar y reciprocar la sarta de perforación, para reducir las posibilidades de pega diferencial; simultáneamente se debe acondicionar el lodo a las propiedades requeridas.

-

Antes de sacar tubería, puede bombearse una píldora pesada para balancear las columnas y evitar pérdidas de lodo. En caso de huecos en la tubería, no bombearla.

-

El revestimiento debe ser circulado mínimo dos veces su capacidad antes de cementarlo, observando los retornos en la rumba y acondicionando el lodo a las propiedades recomendadas en los diseños.

-

Cuando se produce una pesca, es buena práctica hacer un viaje de acondicionamiento del hueco antes de bajar las herramientas de pesca.

4.6

CORRIDA DE REVESTIMIENTO

El cuidado del revestimiento empieza tan pronto llega éste a la localización. Debe inventariarse y almacenarse adecuadamente, para que sea inspeccionado y medido por la compañía contratada o por el personal del equipo, según el caso. El almacenamiento se hace en bases metálicas bien soportadas en el piso. Para tubería rango tres (3), usar mínimo tres (3) soportes equidistantes. Colocar máximo cuatro (4) capas de tubería separadas por madera fuerte, cada capa inmediata superior debe empezar por lo menos tres (3) tubos adentro del borde. Todos los tubos deben tener los protectores colocados al llegar a la localización, luego se remueven para inspeccionar y limpiar las roscas y calibrar (conejiar) el tubo y se vuelven a colocar los protectores. Para movilizar el tubo hacia la mesa rotaria, debe colocarse el protector de caucho indicado. Los tubos que entrarán primero al pozo se colocarán en la capa superior y se les anotará en el centro del cuerpo un número grande que indica su posición en el pozo. La medición de los tubos se hace desde el borde de la caja, hasta donde se insinúa el primer hilo, o la base del triángulo marcado en el tubo en la rosca buttres. El procedimiento lo deben realizar dos personas diferentes y comparar los resultados.

4.6.1

PLANEACIÓN PARA LA BAJADA DE REVESTIMIENTO

A continuación se presentan algunas de las actividades consideradas importantes para obtener una buena ejecución del programa de revestimiento. Por ejemplo, una revisión final del programa de revestimiento permite hacer ajustes y/o detectar fallas. La preparación para bajar revestimiento debe incluir: -

Hacer una reunión con todo el personal involucrado para discutir la operación a ejecutar, los riesgos, la prevención de accidentes y asegurarse que todos conocen su tarea.

-

Verificar e inspeccionar personalmente que todas las herramientas que se van a utilizar durante la operación de bajada y cementación del revestimiento sean las indicadas, estén completas y en buen estado.

-

Revisar personalmente la ubicación y numeración de los tubos en las bases metálicas (burros), si su posición es correcta y si al entrar al pozo coincidirán con el programa de revestimiento.

-

Revisar si el diámetro de las herramientas de manejo es adecuado al revestimiento a bajar. Mirar la posibilidad de tener una cuña y un elevador de revestimiento adicional.

-

Revisar si el número de líneas instaladas en las poleas están de acuerdo con la carga a soportar, de tal forma que se obtenga el factor de seguridad exigido. Las toneladas-milla acumuladas del cable de perforación. Para revestimientos profundos y pesados, es buena medida usar cable nuevo.

-

Inspeccionar visualmente, calibrar y preparar las roscas, teniendo como mínimo cinco tubos adicionales para reemplazar tubos con imperfecciones.

-

Alistar suficiente grasa para revestimiento, soldadura líquida, cross-overs, centralizadores y sus conectores, la cabeza a instalar (revisar el tipo de conexión).

-

Programar la posición de la cabeza del pozo para ajustar las longitud de la tubería con la medida del Landing Joint, de tal forma que la última conexión quede en el lugar deseado y pueda enroscarse sin dificultad o colgarse sin problemas (que no quede un cuello justo donde se va a colocar el colgador). En caso de dificultades extremas se tendrá la posibilidad de conectar el cabezal del pozo mediante hot head.

-

Conseguir un Landing Joint que permita ajustar las profundidades del hueco y revestimiento sin dejar una longitud de tubería mayor de 7 pies sobre la mesa rotaria, por la dificultad al manipular el pin de seguridad del tapón de desplazamiento y el manejo de válvulas en la cabeza de cementación.

-

Listar y dibujar la secuencia de bajada del revestimiento y equipo de flotación con el número de orden de posición en el pozo y su correspondiente grado, peso, rosca, longitud y profundidad a la cual quedará su tope en el pozo, torque recomendado y ubicación de los centralizadores.

-

Velocidad de bajada del revestimiento.

-

Profundidades a las cuales romper circulación.

-

Tomar el peso del revestimiento subiendo, bajando y estático.

4.6.2 -

GUÍAS PRÁCTICAS PARA LA BAJADA DEL REVESTIMIENTO

-

Los protectores ajustados deben ser removidos con llaves y no con martillos. Cuando el borde del pin caiga sobre el borde de la caja, no lo empuje para que entre, levantarlo de nuevo y volver a bajar. Armar la línea de llenado con anticipación.

-

Usar indicador de torque. Muelas curvas y nuevas en las llaves y cuñas, para evitar el deslizamiento sobre el tubo.

-

Limpiar con barita y secar todas las roscas del equipo de flotación y de los tubos donde se conectarán. Usar soldadura líquida en estas conexiones.

4.6.2.1 4.6.2.1.1

Procedimiento de Bajada Conductor 30”

-

Desmontar la mesa rotaria

-

Tomar la primera junta de los soportes de la tubería y levantarlo mediante cable que pasará a través de las orejas instaladas en el tubo. Colocar el zapato, sentándolo sobre el piso del equipo.

Sentar la primera junta sobre el piso del contrapozo soportado por grapas de seguridad. las grapas de seguridad.

Quitar orejas soldadas. Revisar nuevamente

-

Tomar la segunda junta y conectarla a la primera junta mediante el conector Vetco o soldadura de acuerdo con las órdenes de BP. Conectar una nueva grapa en la segunda junta y desconectar la grapa que tiene la función de cuña en el piso del contrapozo, llenar el revestimiento y bajar lentamente. El conductor debe llenarse con lodo limpio, tubo a tubo con el tanque de viaje, registrando y comparando con lo programado.

-

Al Landing Joint se le ha marcado la profundidad hasta donde debe bajar con respecto a la mesa rotaria; colocar la cabeza de cementación de conexión rápida e iniciar la circulación reciprocando quince pies. Inmediatamente antes de la cementación, colocar el revestimiento a tres (3) pies del fondo, centrarlo en la rotaria y amarrarlo fuertemente.

-

Circular hasta homogeneizar el lodo a las condiciones deseadas.

4.6.2.1.2

Revestimiento Superficie 20”

-

Tumbar campana 30”

-

Tomar la primera junta, colocar el zapato y sentarla en las cuñas, comprobando que realmente cerraron, agarrarla con la grapa antes de soltar el elevador, llenar la tubería.

-

Tomar la segunda junta, no golpearla contra la que está en las cuñas, enroscarla, quitar la grapa, abrir la cuña, bajar lentamente y llenar. La tubería debe llenarse con lodo limpio, cada tubo inicialmente (hasta que haya suficiente peso) y luego cada tres, registrar el desplazamiento y llenado en el tanque de viaje y comparar con lo programado.

-

Cuando se baje la última junta se deberá retirar la caja, tomar el Landing Joint caja-caja apretadas al máximo torque (en el taller) y enroscarlo en el pin, ajustándolo al mínimo torque y aflojando 1/4 de vuelta. Al Landing Joint se le ha marcado la profundidad hasta donde debe bajar con respecto a la mesa rotaria; colocar rápidamente la cabeza de cementación e iniciar la circulación reciprocando quince pies. Inmediatamente antes de la cementación, colocar el revestimiento a tres (3) pies del fondo, centrarlo en la rotaria y amarrarlo fuertemente. Esto conducirá a obtener la "NIVELACION" de la brida superior de la cabeza, la cual servirá de base para las preventoras, los revestimientos posteriores y el árbol de producción.

-

Circular para obtener el acondicionamiento del lodo a las condiciones deseadas.

4.6.2.2

?.......Cuidados para corrida de liner

4.6.2.3

4.7

CEMENTACION DE REVESTIMIENTOS

El buen resultado en la cementación de revestimientos está basado en una serie de operaciones previas que propicien una efectiva colocación del cemento en el anular. La reunión antes de iniciar la operación entre el Ingeniero Jefe de Pozo y todo el personal involucrado para discutir y aclarar el programa y su ejecución, debe tomarse como una NORMA con el fin de asegurar que cada uno conoce sus funciones, responsabilidades y planes de contingencia, para obtener una operación segura y efectiva.

4.7.1

PLANEACIÓN DE LA CEMENTACIÓN

Se refiere a los preparativos que se deben realizar antes de ejecutar la operación, los parámetros a incluir son: -

Conocer muy bien el programa de cálculos realizado y sustentado en Bogotá por la compañía de cementación, el cual debe incluir entre otras cosas lo siguiente: Perfiles de presión durante toda la operación, modelos reológicos y regímenes de flujo para todos los fluidos a bombear, indicando las ratas de desplazamiento recomendadas, volúmenes de lechadas y preflujos, cantidad de cemento y de aditivos, puntos críticos durante la operación, secuencia operacional, densidad de los fluidos a bombear y tiempos de bombeabilidad. El informe debe ser presentado en forma gráfica y tabular.

-

Asegurarse que el tiempo de espesamiento del cemento ofrezca suficiente margen para las diferentes operaciones como: mezclar, enviar el tapón, desplazar el cemento y sacar la tubería en los casos necesarios, etc. Comprobar que los aditivos recomendados den los resultados esperados (presenciar pruebas de laboratorio) y asegurarse que son adicionados rigurosamente en el campo; tomar muestras en el campo de la mezcla cemento-aditivos.

-

-

Revisar la calibración de los manómetros y registradores a usar.

-

Máximas presiones a aplicar en caso de taponamiento. Ratas máximas y mínimas de desplazamiento.

-

Realizar todos los cálculos (volumen y golpes para desplazamiento con diferentes eficiencias de las bombas) del trabajo, independientemente por los ingenieros jefe de pozo y de la compañía de cementación y comparar.

-

Para efectos tanto de CONTROL AMBIENTAL como del POZO, calcular los volúmenes adicionales de lodo que se van a ganar durante la operación.

-

Calcular las presiones durante el trabajo e inspeccionar que todos los equipos involucrados en la operación tengan la resistencia necesaria. Calcular la tensión extra que se genera por la presión de asentamiento del tapón y revisar la resistencia del revestimiento, con el fin de determinar si es adecuada o no.

-

El revestimiento de superficie debe ser cementado con retorno de cemento.

4.7.2

GUÍAS PRÁCTICAS DE OPERACIÓN

Además de la planeación teórica, deben tenerse en cuenta una serie de factores prácticos para realizar la operación. Tener el agua suficiente en la localización para toda la operación: mezcla de espaciadores, lavadores, lechada de cemento, etc. -

Instalar una línea adicional desde la bomba del equipo hasta la cabeza de cementación, como medida de precaución.

-

Asegurarse que el suministro de lodo o agua a la unidad de cementación funcione y esté de acuerdo con lo requerido. Revisar el volumen del combustible en los tanques de la unidad de cementación.

-

Tomar testigos de la lechada, de tal forma que se tenga información aproximada de toda la columna de cemento (inicial y cada cierto número de barriles, de acuerdo a la cantidad total de lechada).

-

Pasar el cemento de retorno a través de canales hasta la piscina de lodo, para evitar la contaminación del lodo de perforación y del ambiente.

-

Para el manejo de grandes cantidades de cemento o cuando el trabajo lo requiera, se deberá evaluar la posibilidad de tener en la localización dos (2) unidades de cementación o equipo adicional que permita la realización del trabajo.

-

Asegurarse de que el tapón adecuado sea colocado en la forma correcta en la cabeza de cementación y que el pin indicador de paso del tapón funciona.

-

Antes de iniciar el bombeo, revisar las válvulas de la cabeza de cementación, cerrar la de desplazamiento (superior) y abrir la de mezcla (inferior).

-

BOMBEAR EL CEMENTO SOLO CUANDO SE ALCANCEN LAS PROPIEDADES REQUERIDAS.

-

Permita al operador del camión trabajar libremente, puesto que en la reunión pre-operación ya debió recibir toda la información requerida; si es necesario retroalimentarlo durante la operación, hágalo con la información actual (densidad, viscosidad, rata de mezcla, de desplazamiento, etc.) y sabrá lo que hacer. Llevar cuentas separadas entre el Operador y el Interventor del volumen desplazado, revisando que los tanques sean llenados y desocupados correctamente. CUIDADO CON LAS FUGAS ENTRE LOS TANQUES!

-

-

No exceder el volumen de desplazamiento calculado hasta el collar, en caso extremo utilizar el 80% del volumen de las juntas por debajo de él. Es muy importante definir lo más exactamente posible la eficiencia volumétrica y el desplazamiento por golpe de las bombas del equipo, ya sea para su operación o una emergencia.

-

Cuando los volúmenes o las tasas requeridas de desplazamiento sean altos, utilizar las bombas del equipo, siempre y cuando su capacidad sea suficiente para el trabajo.

-

Los revestimientos superficiales y los conductores con poco peso, donde el efecto diferencial de fuerzas tienda a sacarlos, no se deben reciprocar mientras se cementan, porque probablemente queden cementados a una profundidad diferente a la programada. Cuando se programe retorno de cemento y no ocurra, cementar desde superficie con tubería macarroni así:

-

•

Bajar tubería macarroni de 1" - 2" por el anular hasta donde tranque o mínimo 50'

•

Bombear agua y observar si retorna cemento.

•

Bombear cemento con acelerante 2% CaCl2

•

Sacar la tubería. Si después del fragüe el cemento baja, rellenar con arena y cemento seco.

-

Se utilizará el sistema de pack-off con tres tubos en fibra de vidrio conectados al final de la sarta de tubería de perforación, para cementar el revestimiento por el alto volumen de desplazamiento y con retorno a superficie.

-

Si es indispensable parar el bombeo durante el desplazamiento, mover la tubería continuamente para evitar que el cemento desarrolle altos geles.

4.7.3

PROCEDIMIENTO DE CEMENTACIÓN

A continuación se describe la secuencia operacional de la cementación, de la cual hay que tomar la siguiente información lo más precisa y veraz posible: -

Los tiempos de iniciación y terminación de cada secuencia.

-

Presión inicial y final de cada de cada secuencia. Presión final de asentamiento. Retorno de flujo (back flow).

-

Cantidad de retorno de cemento cuando ocurra. La densidad y los volúmenes de las lechadas y preflujos.

-

Llevar un registro constante de la cantidad, tipo y densidad del retorno.

-

Mover la tubería más o menos 15' arriba y abajo durante toda la operación (reciprocar).

-

Tomar la presión y los golpes de circulación con el revestimiento en fondo.

-

El revestimiento debe rotarse cuando se disponga de los elementos necesarios y seguros para hacerlo, en el momento en que el cemento sale al anular y durante el desplazamiento.

La secuencia es: 1.

Llenar las líneas con agua, cerrar las válvulas de la cabeza y probar con el cincuenta por ciento adicional de la presión máxima programada, aliviar presión.

2.

Bombear el colchón lavador, el espaciador y el separador.

3.

Mezclar y bombear el cemento a la tasa programada.

4.

Soltar el tapón de desplazamiento y asegurarse que pasó a través de la cabeza.

5.

Desplazar con el volumen de lodo calculado a la rata programada.

6.

Disminuir la tasa de desplazamiento para los últimos 10 bbls, con el fin de no sobrepresionar excesivamente al sentar el tapón.

7. 8.

Colocar la presión de asentamiento calculada, de acuerdo con la presión final de desplazamiento y la resistencia del revestimiento. Aliviar la presión lentamente, midiendo el retorno (back flow). Bombear nuevamente la misma cantidad retornada (teóricamente debe obtenerse la misma presión. Aliviar lentamente la presión (debe obtenerse el mismo volumen retornado inicialmente).

4.8

INSTALACION DE LA CABEZA Y ANCLAJE DEL REVESTIMIENTO

Hace referencia a la forma como se sostiene el revestimiento en superficie. Los métodos comunes son: conectarlo en una cabeza para revestimiento ya sea enroscándolo, soldándolo o grapándolo. Anclar lo en la cabeza o en un carrete para revestimiento (casing head spool) con un colgador adecuado.

4.8.1

ANCLAJE DE REVESTIMIENTO

Recordando que el colgador agarrará, soportará y transmitirá la carga del revestimiento a la cabeza, es muy importante el uso de un conjunto (cabeza-colgador) que se adapte perfectamente, normalmente del mismo fabricante y con la capacidad suficiente. Las guías para colgar el revestimiento son: -

Tomar las especificaciones del colgador, compararlas con las de la cabeza y confirmar con catálogos.

-

Revisar el sello del colgador y las cuñas, para asegurarse que están en perfecto estado.

-

Revisar los tornillos de soporte de las cuñas. Tener disponible los tornillos para manejarlo y la llave para ajustar las cuñas.

-

Tomar el peso del aparejo (gancho y bloque) antes de bajar el revestimiento. Calcular la fuerza de flotación y el peso en el gancho para colgar así: 2 2 2 F FB = 0.0408 * Lc * Dc * d e + 0.0408 * D L ( L L * d e - L * d i )

EC. 4.1 Donde: FFB: L: LL: Lc: DL: Dc: de: di:

Fuerza de flotación, lb Longitud total de la sarta, pies Longitud de la columna de lodo, pies Longitud de la columna de cemento, pies Densidad del Lodo, lpg Densidad del Cemento, lpg Diámetro externo del Rev. del fondo, pulg Diámetro interno del Rev. del fondo, pulg

W gc = W SA -

F FB + W AP 2

EC. 4.2

Donde: Wgc: WSA: WAP: FFB:

Peso en el gancho para colgar el rev, lb Peso de la sarta en el aire, lb Peso del aparejo, lb Fuerza de flotación, lb

Con la siguiente fórmula se puede calcular el punto neutro, considerando una sección de revestimiento de diferente peso en el fondo de la sarta, cuyo peso total en el aire sea menor que la fuerza de flotación.

LP

Ni

= L -[ F W

FB UA

+ L F (1 - W W

UF

)]

Ec. 4.3

UA

Donde: LPNi: WUF: WUA: LF:

Profundidad del punto neutro inicial (antes de colgar), pies Peso unitario de la sección de rev. del fondo, lb/pie Peso unitario de la sección de rev.sobre la sección del fondo, lb/pie Longitud de la sección del fondo, pies

Al aplicar la tensión para colgar el revestimiento, el punto neutro inicial se desplazará hacia abajo, esto garantizará que la profundidad del punto neutro final será mayor que la profundidad del tope teórico del cemento. La nueva profundidad del punto neutro será:

LP

Nf

= L - [ F FB + L F (1 - W 2 W UA W

UF UA

)]

EC. 4.4

Donde: LPNf: Profundidad del punto neutro final (después de colgar), pies -

Colocar la sarta en el peso para colgar, tensionar 5000 lb adicionales, meter el colgador y ajustarlo, bajar la sarta de tal forma que al perder las cinco mil libras el colgador ya esté sentado continuar soltando suavemente, la aguja caerá rápidamente hasta llegar a cero.

-

Cortar el tubo dejando un tramo sobre la brida (aprox. 1'), para hacer sello en el carrete superior.

4.8.2

INSTALACIÓN DEL COLGADOR

Aceptar señales solamente de la persona designada. Al instalarse el colgador de tubería de revestimiento debajo de BOP's elevados, puede golpear sobre el cuerpo del colgador y las cuñas (con una barra suave solamente) para asegurarse de que el colgador esté asentado y las cuñas enganchadas. Al instalarse las cuñas a través de BOP's completamente abiertos, baje el colgador con manila suave fijadas al perro de argolla en las cuñas. Se puede sentir cuando el colgador se haya asentado cuando el peso se disminuye en las manilas. Debe medir desde la mesa giratoria hasta la parte superior de la brida del cabezal de la tubería de revestimiento, hacer un nudo en las manilas. También se indicará que el colgador se haya asentado cuando la tubería de revestimiento se torne difícil para mover de lado a lado. Cuando ambas cosas suceden disminuye el peso en las manilas y el movimiento lateral de la tubería de revestimiento se restringe - entonces el colgador de tubería de revestimiento probablemente esté asentado. Para asegurase, deje caer una línea de medición pesada desde la mesa giratoria hasta la parte superior del colgador. El personal del equipo tendrá que ayudarle a sentar la tubería de revestimiento en el orificio de los BOP's mientras baje el colgador. Tendrá que procurar que el perforador suelte la tensión sobre la tubería de revestimiento. Asegúrese de que el personal del equipo y el perforador entiendan el problema y las soluciones antes de empezar. De esa manera ellos pueden ayudar en vez de estorbar su trabajo.

4.8.3

CONEXIÓN DE LA CABEZA DE REVESTIMIENTO

El procedimiento de instalación de la cabeza de revestimiento debe ser supervisado por el Ingeniero Jefe de Pozo. Orientar las válvulas del cabezal de manera que no cree conflictos con la subestructura del equipo. Colocar una válvula en cada salida. Los cabezales de pozo deben estar diseñados para operar en los siguientes rangos de presión: Roscadas: 1.000 y 2.000 lppc. Flanchadas: 2.000, 3.000, 5.000, 10.000, 15.000 y 20.000 lppc. Precauciones para la instalación de la cabeza de pozo: 1.

Verificar las especificaciones de la cabeza que se va a instalar, recordar que va a formar parte integral en el conjunto de preventoras.

2.

Para cabezas de pozo soldadas, verificar la altura a la cual va a realizar el corte de revestimiento según las indicaciones del fabricante. Limpie la grasa del área a soldar. Para cabezas de pozo roscadas, revisar el estado de sus roscas y las del tubo de revestimiento, alinearla perfectamente para evitar montar roscas y crear fugas.

3.

4.

Revisar las ranuras para los anillos de sello (ring gasket) y las superficies de contacto de las bridas no deben tener cortaduras o rebordes. Los anillos en "O" del sello interno deben estar completamente sentados e intactos. El procedimiento de instalación de una cabeza soldada es el siguiente: Los pasos siguientes los ejecutará un soldador calificado bajo la supervisión del jefe de pozo y jefe del equipo de perforación. (La sección IX de la norma ANSI/ASME BPV-IX indica el procedimiento de calificación de operadores de soldadura). 1.

Extraer los fluidos de contrapozo, limpiar y secar la tubería.

2.

Colocar la sarta en el mismo peso que tenía antes de ejecutar la cementación.

3.

Cortar la tubería de revestimiento a la altura estipulada y preparar el tubo biselando el borde a 30° para soldadura interior. Pulir el exterior del tubo hasta obtener una superficie lisa y chequear que no existan marcas de quemado, las cuales pueden causar falta de fusión o un canal de comunicación de fluidos.

4.

Una vez ejecutada la operación de corte, se debe evaluar la redondez del tubo, utilizando las tablas de especificación de revestimiento. En caso de existir alguna desviación, consulte el representante del fabricante.

5.

Bajar la cabeza lentamente, con el protector puesto, evitando golpear contra las paredes de la tubería. Retirar todos los tapones, alinearla y meterla en el tubo, siguiendo el tren de inclinación que trae el revestimiento.

6.

Marcar en la cabeza cuatro puntos equidistantes para la instalación de puntos de soldadura, realizar un chequeo de nivelación previo.

7.

Precalentar la tubería de revestimiento y el cabezal entre 150° y 200°F, 3" a ambos lados del área a soldar.

8. 9.

Utilizar tizas sensibles al calor para probar los límites. Si la tubería de revestimiento tiene un sello de anillo "O" interno, no exceder los 150°F. Tener la precaución de mantener los electrodos de soldadura (varillas) en un sitio seco, para evitar contaminación por humedad. Mantener los electrodos a una temperatura mínima de 150°F (65°C).

10.

Realizar la primera secuencia de soldadura (fondeo) de una forma alternada, en longitudes de 4" a 6", con el fin de minimizar o igualar las tensiones de encogimiento. Se recomiendan dos soldadores simultáneamente para aprovechar el precalentamiento. La recomendación para realizar el fondeo es la siguiente: Primero a 0 grados; segundo a 180 grados; tercero a 90 grados; cuarto a 270 grados; quinto a 45 grados; sexto a 225 grados; séptimo a 135 grados; octavo a 315 grados y así sucesivamente. Se sugiere la utilización de un electrodo por punto de soldadura.

11.

Una vez terminado el fondeo, cepillar fuertemente para visualizar la unión y detectar posibles defectos. Pulir, volver a inspeccionar (para no soldar sobre poros) y resoldar cuantas veces sea necesario, hasta asegurar que el espesor de la soldadura sea igual al espesor de la pared de la tubería.

12.

El A.P.I. recomienda el uso de electrodos de bajo hidrógeno para soldar. Se sugiere la utilización del electrodo E6010 para el fondeo, los siguientes para completar la soldadura: TUBERIA/MATERIAL DE LA CABEZA

TIPO DE ELECTRODO

H40, J55, K55, L80, N80/4130 - 40/8630 S95,P110

E8018-B2L E11018-D2

13.

La rata de enfriamiento debe ser entre 100°F y 200°F por hora. Para obtener este comportamiento, en áreas de rápido enfriamiento por vientos fríos, cubra la cabeza con telas de asbesto, para mantener la disminución de temperatura correcta. "NO SE DEBE FORZAR EL ENFRIAMIENTO."

14.

Cuando el área soldada esté lo suficientemente fría, probar la soldadura aplicando presión, de acuerdo con la siguiente ecuación: Presión de prueba =

Factor E * Presión de colapso del revestimiento de superficie.

El factor E depende de la temperatura de prueba. Para nuestro caso podemos usar: TEMPERATURA DE PRUEBA o

E

o

-20 F @ 100 F o 150 F

0,80 0,79

El sistema para soldar cabezas más utilizado actualmente es el Hot Head, por ser más rápido y seguro puesto que garantiza una temperatura constante durante la aplicación de soldadura, por lo tanto, EL DEBILITAMIENTO DEL REVESTIMIENTO ES MENOR.

4.8.4

PRUEBA DE LA CABEZA DE REVESTIMIENTO

Utilizar una unidad de presión portátil. El procedimiento de prueba es el siguiente: -

Conectar el niple de la manguera de la unidad de prueba, al orificio de la cabeza y recubrir el niple con teflón.

-

Con la válvula de la manguera cerrada, proceda a abrir la válvula principal del tanque de presión. Aumentar la presión lentamente, (100 lppcg por minuto), hasta la presión de prueba.

-

Cerrar la válvula del tanque de presión.

-

Abrir lentamente la válvula de la manguera dejando gas atrapado en el área de prueba.

-

Cerrar la válvula de la manguera.

-

Observar el manómetro para determinar pérdida de presión. Revisar con el instrumento de detección del gas de prueba toda el área de soldadura. Si existe porosidad, marque el lugar para pulir y resoldar.

-

Para remover la unidad de prueba, libere la presión en la manguera, en el sitio de prueba y desconecte.

Puede probarse también con una unidad de presión hidráulica y agua como fluido de prueba. No se debe utilizar petróleo, puesto que al existir fugas, este fluido puede causar defectos en la soldadura correctiva.

4.8.5

GUÍAS GENERALES DE INSTALACIÓN DE CARRETES DE REVESTIMIENTO

4.8.5.1

Corte de la Tubería de Revestimiento

Se procederá a cortar la tubería de revestimiento después de la instalación del colgador anterior y antes de que se instale el carrete de tubería de revestimiento. No corte la tubería de revestimiento hasta tanto no haya examinado el carrete y obturador y confirmado que son las partes correctas y aptas para servicio. Una tubería de revestimiento cortada es un problema severo.

4.8.5.2

Preparación del Borde de Tubería de Revestimiento

El cuerpo de la tubería de revestimiento debe ser reacondicionado con una lija, de manera que no se dañe el obturador en el carrete mientras se baja sobre la tubería de revestimiento o daña los tapadores o herramientas corridas a través de la tubería de revestimiento, el empaque de anillo y las ranuras en los cabezales deben ser inspeccionados cuidadosamente también, limpiados y alisados para asegurarse de que ni rebajas ni materias extrañas dañen el sello.

4.8.5.3

Prueba de Presión

Después de completar la conexión del carrete, debe probarla al aplicar presión a través de la abertura para prueba. La prueba verificará todos los tres sellos: el empaque de anillo, el sello del colgador de tubería de revestimiento, y el obturador del tope de la tubería de revestimiento. Sobrepresión durante la prueba puede dañar los sellos y/o la tubería de revestimiento. (Ver prueba de cabeza de revestimiento).

4.8.5.4

Previa Instalación

NOTA: El carrete de tubería de revestimiento usualmente se instala inmediatamente después del colgador de tubería de revestimiento y el sello. 1.

Un corte en el cuerpo de la tubería de revestimiento a la altura especificada encima del carrete anterior o la cara de la brida central.

2.

Bisele la tubería de revestimiento hasta 30° de la vertical adentro y 45° de la vertical afuera. Lime la superficie biselada para remover el borde.

3.

Chequee y limpie la cara y las ranuras de anillo de sello del cabezal de tubería de revestimiento anterior. Elimine cualquier rebaja con tela esmeril.

4.

Coloque el empaque de anillo en la ranura.

5.

Chequee y limpie la cara y la ranura del carrete de la tubería de revestimiento que va a ser instalada.

6.

Chequee que los empaques de anillo se ajusten a la ranura en la carta del fondo del carrete siguiente.

7A.

Si el tazón inferior es liso, chequee el tazón e instale el buje reductor u obturador adecuado y anillo de resorte, O.

7B.

Si el tazón inferior es roscado, instale el obturador roscado.

8.

Chequee las válvulas de la salida lateral (espacio anular) para libre operación. Deje ambas válvulas abiertas.

9.

Asegúrese de que operen libremente los tornillos sujetadores del tazón superior. Deje los tornillos retirados.

10.

Remueva el tapón de 1/2 pulgada de abertura de prueba en la brida inferior del carrete.

11.

Asegúrese de tener a mano la cantidad, tamaño y tipo correcto de los pernos prisioneros y tuercas. Engrase pernos prisioneros y tuercas.

12.

Engrase el diámetro interior del tazón inferior del siguiente carrete.

13.

Asegúrese de buenas comunicaciones con el personal de mesa rotaria del equipo.

14.

Amarre el carrete para levante utilizando guaya y abrazaderas.

PELIGRO: Nunca utilice cuerda de nylon o cáñamo o cadenas. INSTALACION: 1.

Instale el empaque de anillo en el carrete o cabezal anterior.

2. 3.

Llene el tazón del carrete anterior con aceite ligero. Engrase el tope de tubería de revestimiento.

4.

Levante el carrete de tubería de revestimiento, asegurándose de que el levante sea nivelado y seguro.

5.

Chequee que las válvulas de las salidas laterales estén correctamente orientadas.

6.

Instale pernos prisioneros y tuercas en los agujeros para pernos pasantes de la brida debajo de las válvulas de las salidas laterales.

NOTA: El numeral 6 se debe realizar antes de bajar el carrete anterior, ya que no habrá espacio disponible para instalar pernos prisioneros una vez que se junten los carretes.

4.9

INSTALACION DEL CONJUNTO DE CONTROL DE POZO

Determinada la presión máxima esperada en superficie y con ello la capacidad y el arreglo del conjunto de preventoras y todos los equipos que componen el sistema de control del pozo con las especificaciones y recomendaciones dadas en el Capítulo VII de este manual, se procederá a la instalación del conjunto de control. Las siguientes guías pretenden obtener una operación rápida y segura: -

Elaborar un diagrama del conjunto de preventoras, incluyendo el múltiple del estrangulador (choke manifold), especificando el arreglo (ubicación de ariete ciego y de tubería), capacidad de presión y dimensiones de cada equipo.

-

Armar con anticipación la mayor cantidad de equipo posible, usar un anillo de sello de presión (ring gasket) NUEVO y adecuado a la cabeza de pozo que se va a instalar. Error! Bookmark not defined.TIPO DE BRIDA A.P.I.

TIPO DE ANILLO A UTILIZAR

6B

R ó RX

6BX

BX

-

Colocar pernos en todos los huecos, de las especificaciones recomendadas, y aplicarles el torque adecuado.

-

Amarrar el conjunto de preventoras utilizando guayas y abrazaderas (no utilizar cuerdas de cáñamo, nylon o cadenas), colgarlo de los brazos para el elevador y bajar lentamente con el fin de no golpear las bridas. "NO COLOCAR LAS MANOS SOBRE LAS BRIDAS (FLANCHES). MANIOBRAR POR LOS LADOS CON MANILAS"

-

Cuando se levanten las preventoras para colgar el revestimiento, colgarlas con guayas en la orejas de la subestructura para tal fin, asegurarse de que las abrazaderas y seguros (perros) queden fuertemente agarrados.

-

Orientar las preventoras de tal forma que no haya problemas con la subestructura y permita realizar las conexiones lo más rectas posibles.

-

Colocar y tensionar adecuadamente los tensores de las preventoras.

4.10 PRUEBA DE PREVENTORAS Y CONJUNTO DE VALVULAS Los procedimientos y formatos para la prueba del conjunto de preventoras y válvulas de control del pozo, se presentan en el Capítulo VII de este manual. Una recomendación que siempre es necesaria es: "ASEGURARSE COMPLETAMENTE DE QUE EL POZO NO FLUYE, ANTES DE REMOVER LAS PREVENTORAS" Las pruebas deben realizarlas personal entrenado, el cual tomará todas las precauciones necesarias para evitar accidentes, ya que se manejarán altas presiones. Revisar que todo el equipo de prueba esté disponible y en buen estado.

4.11 PRUEBA DE REVESTIMIENTO La tubería de revestimiento se prueba para determinar la existencia de alguna fisura a lo largo de la sarta. La Figura 4.1 muestra un ejemplo típico de prueba de revestimiento. Las Figuras 4.1a y 4.1b sirven de ayuda para determinar el volumen requerido para la prueba. NO SOBREPASAR la presión revestimiento, la cual se entre la resistencia al estallido presión máxima permitida para

máxima permitida para la prueba del determina escogiendo la mínima del revestimiento más débil y la no fracturar el cemento.

FIGURA 4.1 PRUEBA DE REVESTIMIENTO

FIGURA 4.1a

Ejemplo: Si para una presión de prueba a 8000' en rev. de 13 3/8" requiere 4.8 Bls con lodo de 9.0 lpg para obtener 1000 lppc en superficie, para un lodo de 14.3 lpg se requerirán 0.6*4.8 Bls, o sea: 2.9 Bls. De acuerdo a esto, la presión de prueba en superficie será: Donde: Pp: Pm: DL: Pcf:

Pp Presión de prueba, lppc Presión mínima, lppc Densidad del lodo, lpg Profundidad del collar flotador, pies

FIGURA 4.1b CORRECCION DE VOLUMEN REQUERIDO POR PESO DE LODO

= ( P m )* 0.8 - (0.052 * DL * Pcf )

Ec. 4.5

La prueba de revestimiento se realiza después de probar las preventoras y antes de perforar el equipo de flotación. Procedimiento de Prueba -

Bajar con broca aplicando el torque recomendado a las botellas y a la tubería de perforación.

-

Limpiar con lodo el cemento hasta el collar y circular hasta homogenizarlo.

-

Conectar las líneas del camión cementador a la tubería parada (stand pipe), cerrar la válvula inferior del vástago de perforación y probar líneas de superficie con 500 lppc por encima de la presión de prueba.

-

Abrir la válvula del vástago y cerrar el preventor anular, BOMBEAR A CAUDAL CONSTANTE (1/4 - 1/2 Bls/min.) hasta alcanzar la presión de prueba, registrando la presión por cada 1/2 barril bombeado acumulado y graficar el volumen acumulado contra la presión en superficie.

-

Parar la bomba y observar la presión de prueba durante "10 MINUTOS". NO DEBE VARIAR.

-

Liberar la presión y medir el retorno del fluido (Back flow), el cual debe ser igual a la cantidad de fluido bombeado.

-

Si el revestimiento no mantiene la presión de prueba, se debe revisar el equipo de superficie por posibles fugas de fluido.

-

Repetir la prueba. Si persiste la declinación de presión, consultar con el coordinador de operaciones para tomar los correctivos que sean necesarios.

4.12 PRUEBAS DE PRESION SOBRE LA FORMACION Para el manejo de presiones con seguridad, es fundamental conocer la máxima presión que resiste el pozo (fractura) o hasta cual presión puede llegar por haberla impuesto antes (integridad). Las presiones de referencia que se tengan de otros pozos son de mucha utilidad y no sustituyen las pruebas en cada pozo, puesto que las formaciones no son homogéneas. La ecuación usada para calcular el peso de lodo equivalente (el máximo que se puede permitir) a la presión de fuga o de integridad es la siguiente:

Deq = D L +

( P LOT o Pinteg ) (0.052 * Prof . )

Donde: Deq: PLOT: Pinteg: DL:

Densidad de lodo equivalente para fuga o integridad, lpg Presión máxima obtenida en superficie durante la prueba de fuga, lppc Presión de integridad impuesta en superficie durante la prueba, lppc Densidad del fluido de prueba, lpg

Ec. 4.6

Prof

:

Profundidad de prueba, pies

4.12.1 PRUEBA DE FUGA (LEAK-OFF TEST) Una vez que se ha cementado el revestimiento de superficie y se ha instalado y probado el equipo de control de pozo, se procede a realizar la prueba de fugas. Los objetivos de la prueba son: -

Determinar la presión de fuga.

-

Verificar que la resistencia del cemento y la formación adyacente al zapato del revestimiento, sea suficiente para soportar las presiones generadas por la densidad de lodo y los amagos en la siguiente sección de hueco.

4.12.2 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA El procedimiento para ejecutar la prueba es el siguiente: -

Perforar el equipo de flotación y 15 pies de formación. Ubicar la broca a 2 pies del fondo. Circular observando los cortes en la rumba para comprobar que el pozo está limpio.

-

Levantar el vástago de perforación y situarse a la profundidad del zapato de revestimiento, para evitar una pega diferencial mientras se ejecuta la prueba.

-

Conectar las líneas del camión cementador a la tubería parada (stand pipe), cerrar la válvula inferior del vástago de perforación y probar líneas de superficie con 500 lppc, por encima de la presión máxima ESPERADA. Dicha presión puede ser aproximada por datos de pozos vecinos o con los modelos para determinar presión de fractura de la formación. "LA BOMBA DE PRUEBA DEBE SER DE BAJO CAUDAL Y ALTA PRESION"

-

Instalar y verificar el funcionamiento de la carta registradora de presión y volumen de la unidad de cementación y un manómetro de escala adecuada y alta respuesta.

-

Abrir la válvula del vástago y cerrar el preventor anular, BOMBEAR A CAUDAL CONSTANTE (1/4 a 1 Bls/min.), registrando la presión por cada 1/2 barril bombeado y acumulando. Observar atentamente la presión para detectar el punto donde se mantiene constante con el aumento de volumen, tomar dos puntos más (pueden alcanzarse con mínimo volumen bombeado incluso menos de 1/4 de bbl) y parar el bombeo y registrar la tasa de declinación (lppc por tiempo). Graficar el volumen acumulado contra presión en superficie; en el punto donde comienza a desviarse del comportamiento lineal se denomina presión de fuga (Leak-off) y se interpreta como la presión a la cual la formación comienza a ceder y por consiguiente a tomar fluido. Ejemplos de pruebas se muestran en las Figuras 4.2 y 4.2a.

FIGURA 4.2 PRUEBA DE FUGA (Arenas Expuestas)

NUNCA EXCEDER LA MAXIMA PRESION PERMITIDA POR EL EQUIPO DE CABEZA DEL POZO O LA RESISTENCIA AL ESTALLIDO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO. -

Al detectar el punto de cedencia de la formación, bombear más lentamente lo necesario para comprobar el punto, si se excede la presión se producirá una fractura.

FIGURA 4.2a PRUEBA DE FUGA CON VARIAS ARENAS EXPUESTAS

4.12.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE PRUEBA DE REFERENCIA La presión de fuga (de superficie), PLOT, se puede anticipar aproximadamente suponiendo o conociendo una presión de fractura o de fuga de un pozo anterior:

P LOT = P F - (0.052 * D L * Prof) + ∆ P f

Ec. 4.7

Presión calculada en superficie para prueba de fuga, lppc PLOT: PF: Presión en el fondo de fuga o de fractura (la disponible), lppc DL: Densidad del fluido de prueba, lpg Prof: Profundidad de prueba, pies DeltaPf: Pérdidas de presión por fricción (entre el manómetro y la formación). Considerando que esta prueba se realiza a caudales bajos, el término Pf puede ser despreciado. Sin embargo, Chenevert, M.E. recomienda: "Utilizar la presión requerida para romper la resistencia al gel inicial, como el valor de pérdidas de presión por fricción, después de mantener el pozo estático por 10 minutos e iniciando la circulación al caudal con que se va a realizar la prueba". La ecuación que se aplica para calcular dicha presión es:

Pf =

τ g * Lt 300 Di

Ec. 4.8

Donde: tg: Lp: Di:

Resistencia al gel a los 10 minutos, lbf/100 pie Longitud del tramo de tubería, pies Diámetro interno del tramo de tubería, pulg

4.12.4 PRUEBAS DE INTEGRIDAD EN EL ZAPATO Esta prueba es similar a la de fuga, pero se programa para obtener un valor de presión equivalente en peso de lodo, el cual la formación podrá soportar sin fracturarse; se toma una densidad predeterminada normalmente con suficiente margen (3-4 lb/gal) sobre el máximo programado para la siguiente sección a perforar y que sea inferior al punto de fuga. Por lo tanto la presión de prueba en superficie será:

P integ = (0.052 * P rof . )( D eq - D L ) + ∆ Ρ f

Ec. 4.9

Donde: Presión de superficie para la prueba de integridad, lppc Pinteg: Profundidad de prueba, pies Prof.: Densidad equivalente de lodo de prueba (integridad), lb/gal Deq: Densidad de lodo durante la prueba, lb/gal DL: Delta Pf:Pérdidas por fricción desde el manómetro hasta la profundidad de prueba, lppc El procedimiento se realiza similarmente al que se ejecuta para la prueba de fuga, pero a diferencia de ella, al llegar a la presión de integridad, parar y esperar durante diez (10) minutos y observar la caída de presión, (debe haber una caída pequeña inicial y luego permanecer constante). La Figura 4.3 muestra un ejemplo de esta prueba. Es conveniente realizar una prueba de fuga tan pronto se perfora la primera arena, con la broca dentro del zapato.

FIGURA 4.3 GRAFICA DE UNA PRUEBA DE INTEGRIDAD EN EL ZAPATO (Sin Arenas Expuestas)

4.13 PERFORACION DE CEMENTO Y EQUIPO DE FLOTACION Son las operaciones que se realizan para limpiar el cemento que hay dentro del revestimiento y del equipo de flotación. Aunque en el capítulo de operaciones de pesca se dan las recomendaciones para ello, anotaremos algunas como: -

Cuando se baja la tubería, parar una parada (tres tubos) antes del tope teórico y bajar tubo por tubo (por sencillos) rotando y circulando.

-

SE RECOMIENDA PERFORAR EL CEMENTO CON LODO pretratado con bicarbonato de sodio. Usar agua aumenta el volumen de desechos a tratar (agua contaminada con cemento), requiere gran cantidad de agua y colocar un galonaje bien alto para compensar su falta de arrastre.

-

Alistar las canales en superficie para aislar el lodo contaminado o el agua del sistema y pasarlo a la piscina de desperdicios donde se tratará. Colocar el equipo de control de sólidos para retirar la mayor cantidad de partículas de cemento.

-

Bajar canasta y pescar, hay pedazos de cemento muy grandes que no salen fácilmente.

-

Usar una broca adecuada al tipo de equipo a moler, es conveniente bombear baches viscosos para mejorar la limpieza. Bajar canasta y pescar.

-

El torque a las condiciones iniciales es la mejor medida de referencia para evaluar cualquier inconveniente. Marcar el vástago de perforación pie a pie para observar el avance.

-

Iniciar la perforación con cuidado (bajo peso y rotación), para no romper o soltar las juntas de revestimiento del fondo.

EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS DEPARTAMENTO DE PERFORACION - HOJA DE TRABAJO PARA LA CORRIDA Y CEMENTACION DE LINER Nombre del pozo: Fecha:

_____________________ _____________________

1.

Acondicionar hueco antes de la bajada de revestimiento. Tomar registro de temperatura si es desconocido. Chequear diámetro interno de la tubería con el calibrador apropiado. En el viaje de salida medir y separar la tubería necesaria para bajar el liner al hueco.

2.

Bajar -___________- pies de liner de -__________- ", -________- lb/pie, -________-, -____________- " (DI), con zapato flotador y collar flotador espaciados -_____- juntas. El collar de asentamiento (landing collar) va conectado -_____- juntas por encima del collar flotador. El volumen entre el zapato y el collar de asentamiento es de -_____- barriles. La soldadura líquida deberá ser adicionada en las conexiones de los equipos de flotación y en las primeras cinco (5) juntas. Al bajar las primeras cinco (5) juntas se deberá establecer circulación para probar el funcionamiento del equipo de flotación bajado.

3.

Llenar cada 200 pies del liner mientras se está corriendo si no se utiliza el equipo de llenado automático.

4.

Instalar el colgador del liner y la unidad de asentamiento. Llenar el espacio muerto entre las dos herramientas con bentonita para prevenir el asentamiento de sólidos en este espacio.

5.

Bajar el liner con tubería de perforación -______- pulg., -________-, -_____-, -_______- lb/pie, -_____-, con un máximo de -________- lbs de tensión. Bajar la tubería a una velocidad de -_____- minutos por junta de liner y -_____- minutos por parada de tubería en hueco abierto. Bajar los últimos dos (2) tubos con circulación y la cabeza de cementación instalada.

6.

Circular fondos con -______- bpm para alcanzar -______- pies/min de velocidad anular (similar al obtenido durante la perforación), y/o hasta establecer limpieza completa del hueco. Parar circulación y colgar el liner al menos cinco (5) pies por encima del fondo y al liberarlo mantener unas 10.000 libras de peso sobre el liner como control.

7.

Cementar el liner.

8.

Si durante la operación de cementación se presentan presiones tan altas que imposibilitan el bombeo, debido a taponamientos en el anular hueco abierto, bombear por el anular tubería de perforación - liner hasta un máximo de -________- lppc para tratar de remover la obstrucción. Mantener el cuidado de no fracturar la formación o colapsar el revestimiento, de acuerdo con los datos de la prueba de integridad -________- lb/gal, equivalentes. En caso de no obtenerse ningún resultado, sacar el liner del hueco hasta un punto donde se pueda tratar de obtener circulación en reversa, para desalojar el cemento remanente en la tubería de perforación.

9.

Cuando se esté próximo a alcanzar con el tapón desplazador de la tubería de perforación (pump down plug), en un volumen de -______barriles el tapón de desplazamiento del liner (wiper plug), se deberá reducir la rata de bombeo. Se debe observar cuidadosamente el incremento de presión al llegar al tapón, para confrontar el volumen de desplazamiento real contra el calculado. Efectuar recálculos y continuar desplazando un volumen de -________- bbls a una rata de -________- bpm, hasta alcanzar el collar de asentamiento. Si no se observa un incremento de presión a medida que se está llegando al collar, sobredesplazar un máximo de -______- barriles, equivalentes al volumen calculado más el 70% del volumen de las juntas bajo el collar.

10.

Saque de 8 a 10 paradas por encima del tope de cemento calculado. Si se observa retorno de fluido de perforación por la tubería, presione la tubería con -_______- lppc, libere la presión y chequee las válvulas flotadoras.

11.

Sacar tubería del hueco.

12.

Esperar por el fragüe de cemento un mínimo de -________- horas.

13.

Bajar con broca de -______- pulgadas para chequear el tope del liner. Limpie el cemento y pruebe el tope con -______- lppc.

14.

Bajar con broca de -_______- pulgadas para perforar el tope del liner y el cemento presente. Chequee la profundidad del collar y circule el fluido de perforación por el fluido de completamiento.

COMENTARIOS: ______________________________________________________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS DEPARTAMENTO DE PERFORACION Nombre del pozo: Fecha:

_____________________ _____________________

TIPO REVESTIMIENTO (LINER) ____________________ No. JUNTAS ____________________ FONDO (ZAPATO) _________ pies TOPE LINER __________ pies L. COLLAR __________ pies

TORQUE ____________________ TUBERIA DE PERFORACION: Error! Bookmark not defined.TAMAÑO

PESO

GRADO

JUNTAS

LONGITUD

R. TENSION ____________________ lbs TOPE ____________________ FONDO ____________________ FLUIDO DE PERFORACION: TIPO ________________________ DENSIDAD ____________________ CEDENCIA ____________________ PLASTICA ____________________ CONDICIONES DEL HUECO: TAMAÑO ____________________ PROFUNDIDAD ____________________ DESVIACION AL TOPE DEL LINER ____________________ DESCRIPCION DEL LINER ______________________________________________________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________________________________________________ ___________________ HERRAMIENTAS ADICIONALES (Centralizadores) ______________________________________________________________________________________________________________________ ____________________________________________________ PROCEDIMIENTOS DE BAJADA: VELOCIDAD ____________________ min/tubo CIRCULANDO _________________________________________________________________________ TUBOS A BAJAR ______________________________________________________________________ MAX. PRESION AL CIRCULAR ____________________ lppc OPERACIONES EN FONDO: GALONAJE CIRC. __________________ GPM MOVIMIENTO DE TUBERIA __________________ TIEMPO ESTIMADO _________________ Hrs. GAS O BURBUJA ____________________________ PROBLEMAS _________________________________________________________________________ OPERACIONES DE CEMENTACION: 3

TIPO __________ CANTIDAD __________ Sx VOLUMEN __________ Pie VOLUMEN DE DESPLAZAMIENTO

TUBERIA PERFORACION _________________ Bbls. LINER _________________ Bbls. DESPLAZAMIENTO HASTA EL WIPER PLUG __________________ Bbls. PERDIDAS CIRCULACION _________________ CORTE DE GAS _________________ PROBLEMAS ______________________________________________________________________________________________________________________ ____________________________________________________ OPERACION DE ROTACION: 1.

Para iniciar rotación no exceder el máximo torque de -_____________- pie-libra.

2.

Con el liner en fondo, circular -________-. Torque de inicio -__________- pie-libra, continuando con -_________- RPM a un máximo de -_________- pie-libra.

3.

Colgar el liner, soltar la herramienta y chequear la pérdida de peso equivalente al liner dejado.

Rotar la tubería de perforación hasta -_________- RPM, comenzando con un torque de -_________- y un -_________- máximo de -_________- RPM y -_________- pie-libra. 4.

Una vez colgado el liner y liberada la herramienta de asentamiento, comenzar la operación de cementación rotando el liner y la tubería de perforación @ -______- RPM, con un torque para comenzar de -_________- pie-libra y un máximo torque rotando de -_________- pie-libra. Registre los torques dados a intervalos de -________- minutos y cuando el cemento salga al anular, cada -_________- minutos.

5.

Peso sobre la balinera -__________________-, Horas de rotación -_______________-

6.

Comentarios _______________________________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________

5

CAPITULO V. FLUIDO DE PERFORACION

INTRODUCCION Es el fluido que se circula dentro del pozo durante la perforación con el fin de suplir varias funciones, tan importantes en el desarrollo de la operación que puede compararse con el sistema circulatorio humano. Significa que la perforación e incluso la producción del pozo dependen en un alto porcentaje del fluido usado, ya sea por su composición intrínseca o por la información que transporta.

5.1

FUNCIONES DEL FLUIDO (LODO) DE PERFORACION

Las principales funciones que cumple el lodo de perforación son: -

Remover los cortes del fondo del hueco: Esta función consiste en transportar los cortes hasta la superficie, impulsados por la VELOCIDAD que lleva el fluido en el anular. Para cumplir con este trabajo efectivamente, deben involucrarse otras características como: LA VISCOSIDAD PLASTICA (VP), que es la propiedad que permite transmitir la velocidad por efecto mecánico de fricción entre las capas del fluido; EL PUNTO CEDENTE (YP), es el soporte suministrado por la interacción química de las partículas en el lodo en movimiento, que suspende los sólidos de tal forma que puedan ser fácilmente arrastrados; LA DENSIDAD (DL), se refiere a la masa que proporciona el peso del fluido y le da la fortaleza al golpe contra partículas sólidas o líquidas.

-

Transmitir la hidráulica al fondo y limpiar el hueco: Por ser un fluido dinámico, sirve como medio para transmitir la hidráulica al fondo del pozo, con el objeto de arrancar o despegar los cortes que en combinación con las propiedades anteriores y una TASA DE BOMBEO ADECUADA, logra sacarlos de debajo de la broca, permitiendo que en cada vuelta la broca penetre sobre formación virgen, logrando de esta forma avanzar rápidamente.

-

Mantener los cortes y agentes pesantes en suspensión cuando se detiene la circulación: Es la propiedad controlada por EL GEL y debida a la interacción de las partículas químicamente activas en el lodo estáticamente. En el momento en que la circulación se detiene, la capacidad gelificante del lodo atrapa todas las partículas sólidas y las mantiene suspendidas, evitando que caigan y formen puentes, lechos, etc.

-

Controlar presiones y estabilidad mecánica de la formación: El control es debido al efecto físico de la densidad del fluido, el cual ejercerá una presión en un punto, proporcional a la altura vertical de la columna sobre ese punto. Cualquier fluido contenido en la formación deberá vencer esa presión para poder entrar al pozo. De la misma forma, al mantener todos los puntos del hueco sometidos a una presión continua, evita que se colapsen y caigan al pozo.

-

Reducir al mínimo los efectos adversos en las formaciones que bordean el pozo: Esta función del lodo se concentra en sus propiedades tanto químicas como físicas que puedan estimular las arcillas hinchándolas o deshidratándolas, taponar o invadir la formación productora, etc.

-

Reducir o eliminar el riesgo de contaminación ambiental: Debemos ser conscientes de que el cuidado del medio ambiente es función de todos, por ello es prioritario utilizar los lodos que sean más compatibles con el medio ambiente y mantener el control total de su manejo en superficie.

-

Hay otras funciones no menos importantes como: Lubricar y enfriar la sarta de perforación, cubrir el hueco con una capa de baja permeabilidad, soportar parte del peso de la sarta y revestimiento de perforación, suministrar información sobre lo que ocurre en el fondo del pozo y sobre las formaciones atravesadas, transmitir la información enviada por herramientas de perforación de fondo, etc.

Lo importante de todo lo anterior es sacar el mejor provecho de las funciones del fluido, mediante el manejo y control de sus propiedades físicoquímicas y el análisis e interpretación de la información por él suministrada. Para ello existen pruebas y análisis estandarizados que debe realizar continuamente la persona encargada del fluido, tendientes a conocer su estado, hacer los diagnósticos y tratamientos. Para aprovechar todos los beneficios que nos pueda brindar un fluido de perforación, debemos ser muy cuidadosos en la selección tanto de él como de los equipos en los cuales va a trabajar como son: bombas de lodo, tanques de almacenamiento, equipo de control de sólidos y equipo de pruebas. Además, es esencial un completo, veraz, objetivo y oportuno reporte del sistema.

Una vez seleccionados los equipos hay que MANTENERLOS EN PERFECTO ESTADO durante toda la perforación, para que puedan cumplir con su objetivo EFICIENTE Y EFICAZMENTE. "Así como el INGENIERO DE LODOS se encarga de manejar exclusivamente el fluido, debe haber una persona EXCLUSIVAMENTE dedicada a los equipos de control de sólidos y de esta forma capitalizar los beneficios del sistema". La habilidad del ingeniero para preparar y mantener el fluido de perforación es otro punto clave en el éxito del sistema, aquí juega un papel importante la experiencia y el conocimiento que en la materia posea. La mayoría de libros sobre fluidos de perforación, (generalmente escritos por las compañías que venden los productos para fabricarlos), proporcionan muy buena información sobre como preparar el fluido, la función de cada aditivo, el manejo de contaminaciones y en general el cálculo de volúmenes, velocidades, tiempos y caudales de circulación, los procedimientos de prueba, etc., por lo tanto aquí no se tocarán estos aspectos y se pasará directamente a la selección del sistema y las recomendaciones principales para su manejo.

5.2

CLASIFICACION BASICA DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS

La descripción de un sistema normalmente es definida por el producto de la compañía dirigido a controlar los efectos adversos de la formación, pero aquí se tratará de generalizar de tal forma que refleje la práctica y terminología común en la industria, con descripciones adoptadas por el API y el IADC. Se definen nueve de los diferentes sistemas de lodos, los siete primeros base agua y el octavo base aceite. La categoría final está de acuerdo con el medio básico de circulación; aire, vapor, espuma o gas.

5.2.1

SISTEMA NO DISPERSO

Lo componen los lodos de iniciación de perforación, lodos naturales y otros sistemas ligeramente tratados, usados generalmente en pozos someros o en perforación en secciones superiores del pozo (superficie, conductor).

5.2.2

SISTEMA DISPERSO

A grandes profundidades o donde las condiciones del pozo pueden ser problemáticas, se usan con frecuencia los lodos dispersos con lignosulfonatos u otros productos, los cuales son efectivos defloculantes y reductores de filtrado. También se adicionan otros materiales tales como lignitos solubles y químicos especializados con el fin de ajustar o mantener propiedades específicas del lodo.

5.2.3

SISTEMA TRATADO CON CALCIO

Los cationes divalentes tales como el calcio y el magnesio, cuando se adicionan al lodo, inhiben el hinchamiento de formaciones de arcillas y lutitas; por esto los lodos con altos niveles de calcio soluble se utilizan para controlar el deslizamiento de las lutitas, la ampliación del hueco o prevenir daños en la formación. La cal hidratada, el yeso (sulfato de calcio) y el cloruro de calcio generalmente son utilizados como ingredientes en estos sistemas de calcio. El sistema yeso usualmente tiene un pH de 9.5 hasta 10.5 y una concentración excesiva de yeso de 2 a 4 libras por barril (600 a 1200 mg/l de calcio); los sistemas de cal tienen ya sea una concentración en exceso de cal de 1 a 2 libras por barril y un pH de 11.5 hasta 12 para un sistema que se clasifica como bajo de cal, o una concentración de exceso de cal que va desde los 5 hasta las 15 libras por barril para un sistema que se clasifica como de contenido alto de cal. Se agregan productos especializados para controlar las propiedades individuales del lodo.

5.2.4

SISTEMA CON POLÍMEROS

Los lodos que incorporan químicos de cadena larga y alto peso molecular, efectivos en la floculación, para incrementar la viscosidad, reducir la pérdida de filtrado y estabilización de la formación. Varios tipos de polímeros están disponibles para este fin, incluyendo los extendedores de bentonita, cuya propiedad es la de dar solubilidades ácidas más altas que la bentonita, y de esta manera reducir la cantidad de arcilla que se necesita para mantener la viscosidad. Los biopolímeros y los polímeros de unión cruzada también se usan y dan propiedades adecuadas tipo corteadelgazamiento, cuando se usan en concentraciones bajas.

5.2.5

SISTEMA BAJO EN SÓLIDOS

Aquí están incluidos los sistemas en los cuales el volumen y el tipo de sólidos se controla. Los sólidos totales no deben variar más allá de aproximadamente un 6 a un 10% por volumen. Los sólidos de arcilla deben mostrar aproximadamente un 3%, o menos, y deben mantener una relación de sólidos perforados a bentonita menor que 2:1. La gran ventaja de los sistemas bajos de sólidos es que mejoran significativamente la tasa de penetración.

5.2.6

SISTEMA SATURADO DE SAL

Se incluyen varias categorías de lodos en esta clasificación. Los sistemas salinos saturados: tienen una concentración ión cloruro de aproximadamente 189.000 ppm. Los sistemas de agua salada: tienen un contenido de cloruro que varía entre los 6 y los 189.000 ppm. Los sistemas de nivel bajo que generalmente son conocidos como sistemas de agua de mar o agua salina. Se preparan con agua fresca o de mar y cloruro de sodio u otras sales como el cloruro de potasio que se utiliza como inhibidor y se agregan hasta llegar a los resultados deseados. Algunos productos especiales tales como la atapulgita, CMC o el almidón son aditivos para mantener la viscosidad y las propiedades necesarias del lodo. Uno muy usado es el potásico para perforar en áreas de lutitas extremadamente inestables, su principal característica es la propiedad de inhibirlas. La cantidad de potasio (cloruro de potasio) requerida depende de la cantidad y tipo de arcillas reactivas a perforar y se determina con procedimientos estándar establecidos para ello. El MBT suministra la información básica para estos cálculos. Acepta la adición de gilsonita para el control de la inestabilidad mecánica de lutitas por microfracturas normalmente presentes en ellas.

5.2.7

SISTEMAS DE REACONDICIONAMIENTO (WORKOVER)

Los fluidos de completamiento o de reacondicionamiento son sistemas especializados, con un diseño adecuado para minimizar los daños a la formación, compatibles con tratamientos ácidos u operaciones de fracturamiento, con capacidad para inhibir el hinchamiento de las arcillas que reducen la permeabilidad en la formación. Dichos sistemas constan de lodos altamente tratados (fluidos de empaquetamiento), salmueras o mezclas de sal filtradas y limpiadas especialmente.

5.2.8

SISTEMA DE LODOS BASE ACEITE

Los fluidos base aceite se utilizan para una variedad de aplicaciones tales como pozos con altas temperaturas, pozos profundos, pozos en los cuales la estabilidad del hueco y las pegas se han constituido en un problema y otros tantos. Se dividen en dos tipos: Los lodos de emulsión invertida, que son fluidos de mezcla de agua en aceite y que contienen agua como la fase dispersa y aceite como la fase continua. Estos pueden contener hasta un 50% de agua en la fase líquida. Los emulsificantes (que comúnmente son ácidos grasos y derivados de las aminas), como jabones de peso molecular alto y las concentraciones de agua varían con el fin de controlar la reología y la estabilidad eléctrica. Lodos de aceite o lodos con base aceite, que por lo general se fabrican utilizando una mezcla de: asfaltos oxidados, ácidos orgánicos, alcalinos, otros agentes y ACPM. Al ajustar la concentración de jabones alcalinos y ácidos con diesel, se mantienen las propiedades de viscosidad y de gelificación.

5.2.9

SISTEMA DE AIRE, GAS, VAPOR O ESPUMA

Se incluyen cuatro operaciones básicas en la categoría especializada, de acuerdo a la IADC. Estos incluyen: (1) Perforación con aire seco, cuyo objetivo es inyectar aire seco o gas en el hueco a tasas capaces de alcanzar velocidades anulares que remuevan los cortes; (2) la perforación con fluido atomizado o vapor consiste en la inyección de un agente espumante en la corriente de aire, que luego se mezcla con el agua producida para separar o levantar los cortes de perforación; (3) la utilización de espuma estable que usa detergentes químicos o polímeros o un generador de espuma para transportar los cortes en una corriente de aire de movimiento rápido; y (4) los fluidos aireados dependen del lodo que se mezcla con aire inyectado, esto reduce la presión hidrostática, para remover los sólidos perforados.

5.3

SELECCION DEL SISTEMA CIRCULATORIO

Como ya se mencionó, el sistema completo está compuesto por:

1. 2. 3.

El lodo. El equipo de control de sólidos. Las bombas, los tanques, equipo de superficie, sarta y boquillas.

De la selección del numeral tres se encarga la sección de hidráulica y equipo de perforación. Por lo tanto este capítulo se dedicará a la selección del fluido de perforación.

5.3.1

SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

Los objetivos que se buscan al seleccionar un fluido de perforación son: escoger aquel que permita la perforación rápida y segura del pozo, con los menores riesgos de contaminación y pérdida del pozo sin perder de vista la eficiencia en los costos. La selección de un fluido óptimo para un ambiente específico, puede considerar la utilización de dos o más tipos de fluidos para el mismo pozo. Los criterios principales que se deben evaluar en la selección de un fluido son: 1. Razones de seguridad. - Programa de Revestimiento. 2. Tipo de pozo. 3. Localización y logística. 4. Consideraciones de manejo y control ambiental. 5. Tipo de formaciones a perforar. -

Zonas de alta temperatura y presión.

-

Zonas de pérdida de circulación severas.

-

Control de inestabilidad de formaciones (inhibición de lutitas, arcillas, etc.).

-

Daño a formaciones productoras.

6. Trayectoria del pozo (ángulo de inclinación). 7. Aspecto económico.

5.3.1.1

Razones de Seguridad

Los factores a evaluar son: control de pozo, formación de hidratos de gas y control del sulfuro de hidrógeno (H2S). El fluido de perforación debe tener la densidad necesaria para controlar un amago de reventón. La velocidad y facilidad a la cual el fluido pueda aceptar material pesante, es un factor importante en situaciones críticas de control del pozo. (La facilidad consiste en la capacidad del fluido de aceptar peso manteniendo unas condiciones reológicas adecuadas). La formación de hidratos de gas, puede interferir mecánicamente en las operaciones de control de pozos profundos. La utilización de lodos salados o aditivos especiales son una alternativa para controlar dicho problema. Cuando la perforación prevea riesgos potenciales de zonas que contengan sulfuro de hidrógeno, se deben implantar condiciones de seguridad tendientes a eliminar los riesgos. Los lodos calados o base aceite son compatibles con este requerimiento. Programa de Revestimiento Puesto que el programa de revestimiento se basa principalmente en los cambios de litología, presión de formación o para aislar zonas débiles o problemáticas, los requerimientos del lodo de perforación también deben cambiar con esos mismos criterios. Lo más común es que las propiedades del lodo se cambien después de sentar un revestimiento y en algunos casos se cambia completamente el tipo de fluido para la siguiente sección.

5.3.1.2 5.3.1.2.1

Tipo de Pozo Pozo Exploratorio

El tipo de fluido para un pozo exploratorio debe ser flexible, de tal forma que pueda ser convertido rápida y fácilmente en otro sistema, debe permitir obtener la información geológica y de producción de la forma más original y segura posible.

5.3.1.2.2

Pozo de Desarrollo

Este tipo de pozo permite usar todas las técnicas de optimización. Pueden usarse lodos experimentales sobre litologías conocidas con el fin de encontrar aquel que ahorre tiempo y dinero. No significa que el fluido no deba ser cuidadosamente programado e implantado.

5.3.1.2.3

Pozos en Reacondicionamiento

La selección se hace con base en el menor daño a la formación productora. Bajo contenido de sólidos y con sales disueltas como agente pesante.

5.3.1.3

Localización y Logística

La situación geográfica del pozo, conduce a tener en cuenta la disponibilidad de materiales para el fluido de perforación seleccionado. En localizaciones remotas, sin vías de penetración, se requiere almacenar suficiente cantidad de materiales, incluyendo excesos para contingencias, hay que tener en cuenta las facilidades de transporte para hacer la recomendación final. La disponibilidad (fuente) y calidad de agua o aceite (según el caso) es importante en la recomendación; cuando hay necesidad de transportar el agua en carrotanques, hay que controlar la dilución y la descarga, por lo que el equipo de control de sólidos tiene que ser altamente eficiente y capacitado para la limpieza del lodo. En los límites de la costa o mar adentro, la alternativa más económica y lógica sería utilizar fluidos base agua salada. Adicional a esto, se deben tener presentes las regulaciones gubernamentales sobre control del medio ambiente, ya sea en tierra o costafuera. Los componentes de logística a considerar en la selección del fluido de perforación, incluye la distancia a la localización y los requisitos especiales de manejo y mezcla de ciertos tipos de fluidos.

5.3.1.4

Consideraciones de Manejo y Control Ambiental

Las restricciones gubernamentales han llevado a prohibir el uso de cierto tipo de fluidos en algunas áreas, considerando el efecto tóxico y contaminante sobre afluentes de agua y zonas agrícolas. La química del fluido y el desecho del mismo requieren evaluación antes y después de la perforación del pozo. Evaluar la posibilidad de usar los sistemas cerrados de lodos, en los cuales el agua es separada de la parte sólida y reutilizada en el sistema para preparación o dilución. Esto disminuye la cantidad de agua consumida, los vertimientos de lodo al ambiente, facilita la disposición de los residuos sólidos, reduce el volumen y la cantidad de las piscinas para desechos, etc., lo que a la postre se traduce en reducción de costos y mejoramiento ambiental.

5.3.1.5

Tipo de Formaciones a Perforar

El tipo de formación es determinante para la selección del lodo; en estos casos es importante recurrir a los resultados de la experiencia con lodos corridos anteriormente para el mismo tipo de formación. El disponer de una columna litológica y una descripción mineralógica del área, facilita la toma de decisión con respecto al sistema a usar, dependiendo de lo predominante en la sección (lutitas, arcillas, anhidrita, yeso, sal, arenisca, etc.), para evitar contaminaciones o poder manejarlas.

5.3.1.5.1

Zonas de Alta Temperatura y Presión

Los componentes del lodo empiezan a afectarse severamente cuando la temperatura del pozo sobrepasa los 250°F. La efectividad de los aditivos químicos se reduce, la gelificación y el incremento de pérdidas de filtrado son dos problemas graves que se presentan en los lodos base agua cargados con sólidos perforados.

Para casos críticos, existen aditivos formulados especialmente que permiten lograr estabilidad a temperaturas mayores de 400°F, pero es necesario hacer una evaluación económica del sistema. Los fluidos base aceite pueden ser una alternativa viable y a veces menos costosa en zonas de alta presión y temperatura.

5.3.1.5.2

Zonas de Pérdida de Circulación Severa

Aunque el tipo de lodo no tiene una influencia directa en las pérdidas de circulación, cuando ellas son un problema potencial, lo que debe manejarse con precaución son las propiedades del lodo en el pozo y la facilidad de aceptar materiales para pérdida de circulación. Si se tiene información anticipada sobre este problema, se aconseja la utilización de un fluido de formulación simple y económica. Cuando el problema es crítico, hay necesidad de balancear tapones de cemento o perforar sin retorno y revestir. En áreas con intervalos de presión subnormal, tiene mérito considerar la utilización de aire o espumas.

5.3.1.5.3

Control de Inestabilidad de Formaciones

La estabilización del pozo mientras se perforan formaciones inestables, es la función más compleja que debe cumplir el lodo. Además de que son numerosas, generalmente las causas de inestabilidad son diferentes en cada área. La estabilidad del hueco es principalmente afectada por tres factores externos: -

Abrasión mecánica, Producida por los viajes de la tubería (velocidad), la rotación de la broca, etc. Aumentar o mantener una buena lubricidad en el lodo ayuda a reducir los problemas causados por estos efectos.

-

Composición química del lodo. La composición química del filtrado debe ser formulada para causar el mínimo daño a las formaciones sensibles al agua.

-

Cantidad de tiempo que pasa el hueco destapado. El fluido debe ser diseñado para incrementar la tasa de penetración, de tal forma que la sección perforada pase el menor tiempo posible descubierta. El programa de revestimiento debe prever el tiempo que puede pasar una sección descubierta y presentar alternativas para casos críticos.

Hay que tratar de identificar con la mayor precisión, si la posible inestabilidad en las formaciones con intercalaciones de lutitas proviene de efectos químicos o mecánicos con el fin de formular la solución adecuada. El éxito de perforar a través de formaciones de lutitas problemáticas, requiere de la evaluación continua de los cortes durante la perforación. Hay seis pruebas útiles para esta evaluación: hinchamiento, dispersibilidad, capacidad de intercambio catiónico, capacidad de hidratación, contenido coloidal y tiempo de succión capilar. Las cuatro primeras son las más útiles. Al final del capítulo se hace una descripción de estas pruebas. Mortero y triturador, un set de mallas US estándar y agua de-ionizada son el equipo básico para las pruebas. El análisis mineralógico por difracción de rayos-x se usa para clasificar las lutitas de acuerdo con su contenido de arcilla primaria como: ilita, caolinita, clorita o montmorillonita. El personal de perforación debe clasificar los cortes de lutita dentro de: arcillas plásticas blandas, derrumbes o erosión, roca dura y fuerte, dura y frágil o deslizante, de acuerdo con el comportamiento durante la perforación. Las arcillas se hinchan por dos mecanismos: 1.

Hinchamiento cristalino: hidratación de la superficie.

2.

Hinchamiento osmótico.

Los problemas de inestabilidad del pozo son causados principalmente por esos dos mecanismos. Chenevert midió el hinchamiento lineal de las lutitas usando un "Traductor de medida de estiramiento". La dispersibilidad, es una estimación cuantitativa del grado de cohesión intergranular, la resistencia a las fuerzas de hidratación y la dispersión mecánica de los cortes de lutita. La experiencia de campo muestra que las lutitas se dispersan continuamente dentro del lodo, el efecto es un crecimiento excesivo de los finamente divididos sólidos de baja gravedad en el sistema, alterando severamente sus propiedades. El intercambio catiónico, es un fenómeno de las superficies cargadas de los minerales de arcilla. La reactividad de los minerales de arcilla depende de su capacidad de intercambio catiónico (CEC), que se mide en peso miliequivalente de los cationes intercambiados por 100 gr. de material. Algunos centros de investigación usan la Prueba de Azul de Metileno (MBT) para determinar la bentonita comercial contenida en el lodo y establecer el tipo de minerales de las lutitas y estimar su reactividad. La capacidad de la arcilla comercial para incrementar la viscosidad en términos de su capacidad de hidratación, se llama rendimiento y está definida como: El número de barriles de 15 centipoise que se pueden obtener con una tonelada (2000 Lb) de arcilla seca. (Aprox. 100 Bl.).

Se han desarrollado y usado exitosamente fluidos basado en sales disueltas (KCl) y polímeros de cadenas largas solubles en agua, para reducir los problemas de hinchamiento de arcillas y reducción de la dispersión. Los lodos base aceite disminuyen los problemas con las lutitas, teniendo en cuenta que el peso de lodo sea el adecuado y la salinidad de la fase acuosa interna esté de acuerdo con (iguale o exceda) la salinidad del agua de los espacios porosos, para evitar la transferencia osmótica de iones. Los efectos mecánicos que causan derrumbes de lutitas, pueden ser prevenidos y controlados mediante la adición de materiales asfálticos (gilsonita), que sellan las microfracturas. Evitar el flujo turbulento y mantener un apropiado peso de lodo, también contribuyen a la prevención de estos efectos. El procedimiento normal en operaciones de perforación es "APLICAR EL CONOCIMIENTO GANADO EN POZOS SIMILARES PERFORADOS".

5.3.1.5.4

Daño a las Formaciones Productoras

De acuerdo con la información disponible sobre el tipo de formación, tipos de fluidos, etc., en la zona de interés, debe diseñarse el lodo de perforación que evite o minimice su daño. Deben correrse pruebas para determinar el daño (reducción de permeabilidad, taponamiento, invasión, formación de mezclas o compuestos taponantes, etc.), con diferentes fluidos de perforación y los corazones o muestras disponibles de la formación, para determinar el más compatible con ella.

5.3.1.6

Trayectoria del Pozo

Los pozos diseñados para perforarse en forma horizontal o direccional, requieren de la evaluación de los siguientes parámetros para seleccionar el fluido de perforación adecuado: -

Viscosidad alta a bajas ratas de corte con un mínimo incremento en la viscosidad plástica (VP) y punto de cedencia (PC).

-

Densidad suficiente para controlar las presiones de formación y soportar las paredes del hueco, de acuerdo a la profundidad vertical y prevenir la fractura de la formación.

-

Los análisis de laboratorio y la experiencia han mostrado que el hueco es más susceptible a colapsar a medida que la profundidad y el ángulo de inclinación aumenta. De igual manera, se ha demostrado que el gradiente de fractura disminuye a medida que el ángulo de inclinación aumenta. De estas dos afirmaciones se concluye que el rango de trabajo del peso de lodo para lograr la estabilidad del hueco en pozos con alto grado de desviación, se presenta bastante limitado.

-

La limpieza del hueco es función de la viscosidad, la capacidad de gelificación, la velocidad anular y el peso de lodo. En todo tipo de pozo se han determinado tres zonas bien diferenciadas de necesidad de limpieza: 0°-45°; 45°-55°; 55°-90°, la evaluación de esta información y la geometría del hueco, conducirá a la selección del fluido adecuado.

-

En zonas de alta permeabilidad en pozos desviados, es fundamental el control del filtrado para reducir el riesgo de provocar una pega diferencial cuando se trabaja con pesos de lodo demasiado altos.

-

La lubricidad en el sistema de fluidos de perforación para pozos desviados reduce los problemas de torque y arrastre que se presentan en este tipo de operaciones.

5.3.1.7

Aspecto Económico

La evaluación económica del sistema de fluido de perforación debe incluir los siguientes aspectos: -

Costo de preparación, (materiales y transporte).

-

Costo de mantenimiento, (materiales y transporte).

-

Costo de los equipos de control de sólidos rentados.

-

Costo de equipos adicionales de mezcla.

-

Costo de la ingeniería de lodos.

-

Costo del tratamiento para recirculación del fluido y de desechos.

La interventoría y control de los parámetros anteriores, debe ir acompañado de un programa de control de calidad de los productos ofrecidos por las compañías de servicios de lodos. La utilización de materiales de baja calidad produce un fluido de baja calidad, el cual puede ser responsable de costos adicionales de operación, de condiciones diferentes de hueco, dificultad en alcanzar y mantener las propiedades requeridas, mala limpieza y tasas de penetración bajas. La norma API, SPEC 13A , "SPECIFICATION FOR DRILLING FLUID MATERIALS", contiene las especificaciones que deben cumplir los materiales usados en la preparación de fluidos de perforación. Los fluidos de perforación deben ser evaluados sobre la base Costo/Beneficio. Los siguiente parámetros sirven para evaluar los costos del fluido de perforación. El costo por barril, se refiere a productos, aditivos y mano de obra, utilizados en la preparación de un barril del fluido. Nos da una idea sobre la eficiencia del equipo de control de sólidos, de la calidad de los materiales, etc. El costo del fluido por pie, da una idea del comportamiento y eficiencia del fluido con respecto a la tasa de penetración. Involucra los costos del sistema mientras se solucionan problemas operacionales, efecto negativo que el fluido puede causar en la perforación o condiciones del pozo. La eficiencia en el diseño del sistema se refleja en el costo del fluido por pie, particularmente cuando se están evaluando los resultados de un tipo de fluido similar de varios pozos en una misma área. El costo total del pozo por pie, relacionado el costo del tiempo de perforación y el del tiempo perdido debido a problemas en el pozo. Esto es un indicativo de la eficacia del fluido específico seleccionado.

5.4

GUIAS PRACTICAS PARA LA SELECCION DEL FLUIDO

Es fácil usar el mismo lodo de perforación que ha sido usado en los últimos pozos, quizás porque se ha desempeñado adecuadamente y hubo pocos problemas aunque el costo parezca muy alto. Puede ser que se piense en un nuevo lodo o modificar el usual para un próximo pozo. Hay esfuerzos en mejorar el desempeño del lodo y los costos de perforación. Para minimizar el riesgo de un cambio, debe hacerse un trabajo de selección apropiado. Estas guías pretenden facilitar el procedimiento de selección del fluido de perforación cubriendo todos los factores requeridos y de forma sistemática. "ES DIFICIL CAMBIAR PERO PUEDE DAR MUY BUENOS RESULTADOS". Para cualquier tipo de selección debemos mirar todas las opciones y sopesar Realidad Vs. Deseos. A menudo vemos una GRAN RAZON por la cual nosotros escogemos determinada vía, esta gran razón se sobrepone a otras razones menores y a nuestros deseos. Se debe encontrar esa GRAN RAZON entre las otras y respetarla. Asegurarse de haber revisado todos los factores y que la información de las historias de pozos perforados es basada en hechos. A alguien puede no gustarle un tipo de lodo y decir que no sirve porque no trabajó en tal año (p.e. 1970), en tal pozo. Eso no aplica para esta selección, porque hay que recordar que los sistemas actuales de control de sólidos hacen funcionales lodos que antes no lo eran. Todo tipo de lodo debe tener su debida consideración. Pero siempre hay que hacer la LISTA DE CHEQUEO FINAL. En el último análisis se deben considerar los aspectos técnicos, económicos y políticos. 1.

Inicie por recolectar toda la información pertinente.

2.

Prepare y revise una lista de todos los tipos de lodo.

3.

Elimine aquellos lodos que tienen una clara limitación: ambiental, seguridad, técnicas, etc.

4.

Considere todos los lodos candidatos restantes.

5. 6.

Identifique las áreas problemáticas específicas para el pozo: lutitas, salinas, desviación del hueco, gas ácido, limitaciones de equipo, presiones, etc. Elija el mejor lodo basado en el punto anterior.

7.

Liste todos los lodos restantes en una hoja de papel.

8.

Compare ventajas contra desventajas para cada uno de los lodos restantes: costo inicial, costo diario, efectos sobre la ROP, daños de formación, etc.

9.

Haga una selección final del lodo, revisando con la lista de chequeo.

10.

5.4.1

Coloque el lodo elegido en el programa de perforación y afínelo.

LISTA DE LAS BASES DE LOS TIPOS DE LODO

A.

Aire, gas, vapor, espuma: 0 - 3 lb/gal.

B.

Agua fresca, agua salada (sin sólidos): 8.3 - 8.5 lb/gal.

C.

Agua con: soda cáustica, sólidos perforados, bentonita: 8.6 - 10 lb/gal.

D.

Agua con: polímero extendedor (LSND): 8.4 - 12 lb/gal.

E.

Agua con: polímero PHPA, PAC, bentonita: 8.4 - 17 lb/gal.

F.

Agua con: bentonita, lignosulfonato, lignito, cáustica: 8.6 - 19 lb/gal.

G.

Agua con: bentonita, cal, almidón: 8.6 - 17 lb/gal.

H.

Agua con: bentonita, yeso, almidón: 8.6 - 17 lb/gal.

I.

Agua con: 20 a 26% de NaCl, almidón, polímero: 9 -19 lb/gal.

J.

Agua con: 3 - 20% de KCl, PAC, almidón, polímero: 8.6 - 19 lb/gal.

K.

Agua salada con: PAC, almidón, polímeros: 8.4 - 19 lb/gal.

L.

Agua salada con: bentonita, lignosulfonato, lignito, cáustica: 8.6 - 19 lb/gal.

M.

Lodo base aceite: alta pérdida de filtrado: 8 - 20 lb/gal.

N.

Lodo base aceite mineral: alta pérdida de filtrado: 8 - 20 lb/gal.

O.

Lodo base aceite: baja pérdida de filtrado: 8 - 20 lb/gal.

P.

Lodo base aceite mineral: baja pérdida de filtrado: 8 - 20 lb/gal.

Q.

Lodo base aceite: fluido de corazonamiento: 8 - 18 lb/gal.

R.

Lodo base agua: fluido de corazonamiento: 8.4 - 18 lb/gal.

S.

Agua con: bentonita, poliglicerol, etc.: 8.4 - 17 lb/gal.

T.

Agua, bentonita, floculante catiónico: 8.4 - 18 lb/gal.

5.4.2

TABLA PARA SELECCIÓN DE LODO DE ACUERDO CON LA FORMACIÓN

CARACTERISTICAS DE LA FORMACION

TIPO DE LODO ABCDEFGHIJKLMNOPQRST

Lutitas sensibles al agua Hipersensible Moderadamente sensible Ligeramente sensible Yeso anhidrita - T < a 200°F Capa Delgada - menos de 5 pies Capa Gruesa - hasta 1000 pies Yeso anhidrita - T > a 200°F Capa Delgada o gruesa Lecho salino - T < a 200°F Delgado o grueso Lecho salino - T > a 200°F Grueso o delgado Gas H2S en zona de intrusión

UUUuUuuuuSSSSs UUusUsssSsSSSSss uussussSSsSSSSSS suUUsSSsuuussssuu suUUUsusuuuSSSSuu suUUUsusuuuSSSSUu uUUUusuSusssssu UUUUUUUUUUUSSSSuU

Concentración alta H2S Concentración baja H2S Gas CO2 en zona de intrusión Concentración alta CO2 Concentración baja CO2

UUUUUuuUUUUUSSSSuu uuuuussuuUuuSSSSss UUsuuusuuussSSSSss sussusSsuussssssss

CARACTERISTICAS DE LA FORMACION

TIPO DE LODO ABCDEFGHIJKLMNOPQRST

Pérdida circulación Pérdida total SSSsuUuuUUUUUu Pérdida moderada SSSssssssUusUUUUUs Pérdida ligera SSSSsssssussuuuuss Peso del lodo bajo en hueco de alto ángulo 40-60° SusssusS 60-90° SsssusS Horizontal ussuusS Lenta Mejoría en ROP lento Roca dura SSsss Arcillas duras SsssssSSSSs Caliza Sssssss Relleno en viajes UUSSsussSssssS Prioridades ambientales Ausencia de cromo sssssusssssussssss Ausencia de alta salinidad sssssssUUuuuuuss Límite de LC-50 ssssssssUsUUUUss Ausencia de bióxido ssssssuusuussssss Ausencia de desechos aceitosos ssssssssssssUUUUss Control de los daños en la formación Posibilidad de utilizar K+ION ssusssSsuuuuuss Evaluación de la formación mediante el uso de corazones Corazones para datos tipo Sw uUUUUUUUUUUUUUUSUUU Corazones para información de humectabilidad suuuuuuuuuuuuuuuSuu Muestras geológicas ssssssssssssssssssss TIPO DE LODO (Ver lista)

ABCDEFGHIJKLMNOPQRST

Código: s = Satisfactorio u = Poco satisfactorio S = Muy Satisfactorio U = Inaceptable Blanco = Sin clasificación

5.4.3

CLASIFICACIÓN DE LOS LODOS DE ACUERDO A SU APLICACIÓN

5.4.3.1

Perforación Rutinaria en Tierra

-

Solamente agua dulce o fresca, con aplicación de bentonita a medida que se necesite.

-

Agua dulce con bentonita tipo no tratada (NT), lignosulfonato, soda cáustica.

-

PHPA agua dulce con bentonita y PAC, poliacrilato a medida que se necesite.

5.4.3.2

Perforación en Arcillas Poco Estables

-

Lodos aceitosos (con control Aw); hecho con diesel o aceite mineral.

-

KCl, agua dulce con polímero tipo XC y PAC: almidón (Relación 1:4), bióxidos.

-

Agua salada o dulce con PHPA, PAC, poliacrilato de sodio.

-

Agua salada o dulce con cal o yeso, almidón, si se necesita KCl.

5.4.3.3 -

Perforación en Areas Salinas o de Yeso

NaCl en agua marina o agua dulce con almidón, polímero XC, polímero celulósico.

-

Agua CA(OH)2 (tipo Morex), almidón o almidón de alto desempeño (HP), polímero celulósico, soda cáustica.

-

Agua con CaSO4, almidón tipo HP, polímero celulósico (PC), bióxido.

-

Lodos base aceite con densidad adecuada; hecho con diesel o aceite mineral.

5.4.3.4

Casos en que se Presenten Temperaturas Mayores a 350°F

-

Agua dulce (bentonita mínima) con polímeros específicos para adelgazar y control de filtrado (FL).

-

Lodos base aceite (con gelificantes especiales); hechos con diesel o aceite mineral.

5.4.3.5

Perforación de Rutina Costa Afuera

-

Agua marina o salada sola, con aplicación de bentonita a medida que se necesite (compatible con agua salada).

-

Agua salada con bentonita prehidratada, lignosulfonatos, soda cáustica.

-

Agua salada con bentonita tipo NT, polímero extendedor, PAC.

-

Agua salada con bentonita, PHPA, PAC.

5.4.4

FLUIDOS DE PERFORACIÓN GASEOSOS: AIRE, GAS, VAPOR O ESPUMA

Aplicaciones y Ventajas: -

Perforación rápida en roca dura: Las aplicaciones podrían ser en regiones con formaciones altamente consolidadas o campos de gas, etc.

-

Huecos rectos y larga vida de la broca: Debido al contenido bajo de sólidos en el fluido, la broca tiene tendencia a durar más. Si el peso de la broca es menor, el hueco será más recto manteniendo aún una alta ROP.

-

Previene la pérdida de circulación. Presenta problemas de pérdida de lodos en ciertos tipos de caliza, la fractura se puede reducir con gas, siempre y cuando sea seguro. Dichos fluidos de baja densidad se aplican solamente en situaciones restringidas y específicas.

-

Evita la invasión y el daño a la formación. Los fluidos gaseosos de baja densidad no pueden tener exceso de presiones normales de poro, por lo tanto no hay invasión a la formación.

-

Tipo de fluido de bajo costo. El aire y el gas son abundantes. El costo en el uso de dichos fluidos gaseosos se relacionan con la compresión de gas y los costos químicos.

Desventajas y Limitaciones: -

Las presiones altas en la formación pueden causar un reventón del pozo.

-

Las formaciones deben ser consolidadas con el fin de tolerar un hueco abierto.

-

Los lodos gaseosos tienen habilidad limitada para manejar un flujo o entrada de agua.

-

Se presenta alto desgaste en el revestimiento y en la sarta de perforación por la fricción con arena, debido a la carencia de un cojín líquido de lodo.

-

Peligro de incendio hueco abajo y explosión en la superficie.

-

El ruido excesivo del compresor puede llevar a mayores controles o restricciones de tipo ambiental y de salud.

Mantenimiento y Control: -

Existe la posibilidad de convertir el fluido de perforación de aire a espuma mediante la adición de "jabones".

-

5.4.5

Se pueden agregar inhibidores de corrosión y limpiadores tipo H2S a la entrada de gas, en algunos casos específicos.

FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE TIPO AGUA LIMPIA: AGUA FRESCA, AGUA SALADA, FLUIDOS LIBRES DE SÓLIDOS

Aplicaciones y Ventajas: -

El agua fresca y de mar a menudo se presenta en cantidades abundantes y a costo menor, que puede suministrar ventajas notables en el costo de la operación.

-

Por lo tanto, el agua frecuentemente se usa como un fluido de perforación libre de sólidos. Proporciona una ROP bastante rápida precisamente por su baja viscosidad en la broca.

-

Por su baja viscosidad, el agua puede producir un flujo turbulento más fácil que un lodo. Dicha característica ayuda a levantar los cortes de perforación.

-

La floculación de los sólidos (en la línea de flujo y "pits") permite que el agua sea reciclada manteniéndola libre de sólidos.

-

Ya que el agua no tiene un grado tóxico, su uso es aceptable en todas partes del mundo y puede desecharse en casi todos los sitios de perforación, a menos que haya resultado contaminada de la misma operación.

Desventajas y Limitaciones: -

El agua es un fluido newtoniano, con un punto de cedencia de cero, y puede presentar obstáculos en el ascenso de los cortes en casos de flujo laminar. Los cortes se depositan rápidamente cuando el flujo se detiene.

-

La turbulencia causada por el agua puede causar erosión de la pared del pozo y ampliación del hueco, resultando en un levante muy mediocre de los cortes, además de pérdida de turbulencia justamente por la velocidad anular más baja o más lenta en la porción o la parte ampliada (posibles pegas).

-

El agua ataca algunas arcillas de manera muy rápida, provocando su hinchamiento y debilitamiento y la caída dentro del pozo. Esos pedazos de arcilla se deterioran en el flujo turbulento desintegrándose como sólidos coloidales.

-

Sin la aplicación de aditivos para la torta de filtrado, un gran porcentaje de agua podría entrar a zonas permeables en el hueco, causando la pérdida de gas o de aceite o daños irreparables a las zonas.

Mantenimiento y Control: -

Es preciso agregar un polímero floculante permanentemente durante la operación de perforación, con el fin de remover los sólidos.

-

Agregar un polímero viscosificante en flujo laminar, con el fin de ayudar a levantar los cortes.

-

Adicionar soda cáustica para proteger del daño que resultara de la corrosión ácida dentro de la sarta de perforación. De igual manera, es preciso minimizar el contenido O2 con aditivos tipo "degasser" o "sulfito".

5.4.6

FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE AGUA FRESCA - BENTONITA: AGUA FRESCA, AGUA SALADA, BENTONITA, LIGNOSULFONATO

Aplicaciones y Ventajas: -

Dichos fluidos tienen una amplia gama de aplicaciones para lodos de alto peso y temperaturas.

-

Siendo un lodo disperso (defloculado), puede tolerar contenido alto de sólidos, incluyendo la barita y los sólidos de perforación, y continua siendo manejable por las bombas.

-

Debido a que la bentonita está defloculada, ésta construye una excelente torta de filtrado en las zonas permeables, siempre y cuando sea ayudada por materiales de lignito o celulosa.

-

Dicho lodo, al estar completamente defloculado, tolera hasta 300°F de temperatura, aproximadamente 50°F más que cualquier otro lodo con base en agua, a densidades mayores.

Desventajas y Limitaciones: -

Puesto que el desempeño de dicho lodo depende de la bentonita que existe en estado de defloculación, se requiere alta cantidad de bentonita de sodio no tratada, un buen lignosulfonato, y un buen lignito. Además se necesita de estricto control de pH, iones de una dureza baja y iones de bicarbonato o carbonato mínimo.

-

Puesto que dicho lodo puede incorporar sólidos por medio de la dispersión, es bastante fácil que el ingeniero de lodos permita demasiada contaminación con los sólidos de perforación.

-

Ya que este lodo no es tolerante o compatible con alto contenido de calcio o de carbonatos, es necesario minimizar el contenido de estos -2 dos últimos. Tanto el lignito como la siderita de la barita generan CO3 .

Mantenimiento y Control: -

Controle el contenido de pH y Pf en lo adecuado mediante la adición de soda cáustica, NaOH.

-

Ajuste el nivel de geles y el nivel de YP con lignosulfonato y bentonita.

-

Mejore la calidad de la torta utilizando el lignito, los derivados del lignito o los celulósicos.

-

Utilice un excelente control de sólidos para evitar una acumulación innecesaria de sólidos activos.

-

Mantenga el nivel de bentonita tan bajo como sea posible a medida que el peso del lodo se incremente, utilizando una referencia de 5 libras por barril como mínimo.

-

Controle el nivel de los carbonatos con comportamiento del sistema Garrett (Garret Gas Train), y de un tratamiento adecuado con cal y yeso.

-

Asegúrese de que la barita esté libre de muestras de siderita, y haga pruebas piloto de todos los aditivos, regularmente.

5.4.7

FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA CON BASE CAL: CAL, ALMIDÓN, BENTONITA Y POLÍMERO CELULÓSICO

Aplicaciones y Ventajas: -

El lodo de cal tiene la ventaja de su alta alcalinidad necesaria para neutralizar el H2S y el CO2 provenientes de capas de gas ácido. La cal también ayuda a precipitar los iones carbonados que pueden interferir con la defloculación del lignosulfonato.

-

Los lodos con base cal ofrecen un alto grado de inhibición de arcillas al presentar iones Ca en solución. El "Morex" reacciona con el Ca , haciendo la cal mucho más soluble.

-

Los lodos de cal con un contenido de KCl permiten una inhibición mayor de arcillas. Cuestan menos que otros lodos tipo K+ que contienen polímeros XC o PHPA.

-

Polímero celulósico (PC) es generalmente usado hoy en día en lodos de cal, mejora el levantamiento de los cortes mediante un incremento del YP y permite una mejor calidad de la torta al usar atapulgita o sepiolita para un mismo fin.

-

El "Morex" también es un buen antifloculante, y ayuda a prevenir la solidificación del lodo, a medida que pasa el tiempo.

+2

+2

Desventajas y Limitaciones: -

El lodo mencionado no es tan inhibitivo como a menudo se necesita, y algunos usuarios no reciben la satisfacción plena de su desempeño en operaciones que tengan que ver con la perforación de arcillas con alta sensibilidad al agua.

-

Se debe dar estricta atención a mantener un bajo contenido de sólidos en lodos base cal, con el fin de evitar solidificación por altas temperaturas en el hueco.

-

El desecho de los lodos base cal con un alto pH es un problema de tipo ambiental y peligroso para el personal de taladro puesto que trabajan con pH >=12.

Mantenimiento y Control:

-

Mantener el pH y el Pf dentro del rango deseado, agregando Ca(OH)2 y NaOH.

-

Incrementar el YP para mejorar el levantamiento de los cortes, agregando PC o bentonita prehidratada. (La bentonita es una solución temporal).

-

Bajar la pérdida de fluido y mejorar la compactación utilizando almidones tipo HP (alto desempeño - tratados).

-

Adicionar "Morex" regularmente para prevenir consolidaciones progresivas del gel. Sin embargo, el lignosulfonato tipo cálcico o el lignin se pueden utilizar para una mayor defloculación.

5.4.8

FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA CON BASE YESO: YESO, ALMIDÓN, POLÍMERO CELULÓSICO

Aplicaciones y Ventajas: -

Los lodos base yeso se usan para la perforación de arcillas que no requieren un lodo altamente inhibitivo.

-

Los lodos base yeso se usan para perforar a través de secciones de yeso o de anhidrita y también para perforar secuencias delgadas de sal en series de evaporitas.

-

En comparación con los lodos base cal, los lodos de yeso tienen un pH menor, volviéndolos más aceptables para trabajo en el equipo de perforación, como también para el personal que se encuentra en contacto con el mismo.

-

Por la misma razón, dichos lodos no se solidifican a altas temperaturas, como es el caso de los lodos de cal.

Desventajas y Limitaciones: -

Dichos lodos pueden resultar de menor inhibición que la necesaria para las operaciones, y pueden causar desilusión o poca satisfacción en su desempeño al estar perforando en arcillas altamente sensibles al agua.

-

Pueden ocurrir altos geles y alta viscosidad, especialmente a altas densidades y con un equipo poco eficiente que remueva los sólidos del hueco.

-

Si se mantiene un grado demasiado alto de pH, un lodo base yeso se convierte en un lodo de bajo contenido de cal.

Mantenimiento y Control: -

Incremente el nivel de pH hasta aproximadamente 9 o 10, agregando NaOH.

-

Controle el nivel de Ca y mantenga el filtrado saturado con un exceso de CaSO4 no disuelto (libre).

-

Incremente el YP para el levantamiento de los cortes utilizando polímero celulósico o bentonita prehidratada; recuerde que la bentonita provee solamente un arreglo temporal.

-

Bajas pérdidas de filtrado y mejoría en la torta se logra mediante el uso de almidones o almidones HP.

-

Usar un defloculante para lodos de tipo cal, los lignosulfonatos tipo cálcico, a un pH de 9 a 10.

-

Se necesita un bióxido en algunos lodos base yeso con el fin de proteger el almidón y el PC, preferiblemente el Excide 207 o el paraformaldehído.

5.4.9

+2

FLUIDOS DE PERFORACIÓN TIPO AGUA SALADA (NACL): SATURADOS O SEMISATURADOS

Aplicaciones y ventajas: -

Los lodos de agua salada se utilizan para perforar capas salinas con el fin de evitar la disolución del NaCl y crear un hueco más amplio en la capa salina.

-

Una aplicación reciente y moderna de estos fluidos es la de inhibir la formación de sólidos de hidrato de gas en perforación muy profunda o en aguas muy frías; los gases livianos tipo HC y el H20 tienen la tendencia a formar cristales.

-

Los lodos tipo NaCl se utilizan para perforar en áreas de arcillas sensibles más no es una aplicación mundialmente aceptada.

-

Si las capas salinas resultan ser de gran profundidad y de altas temperaturas, el lodo se debe incrementar en peso hasta llegar a una densidad requerida para mantener abierto el hueco en la zona de sal.

-

Si la sal no está a alta temperatura, el peso del lodo puede ser menor y el hueco se puede mantener abierto mediante el control de la filtración, con un lodo bajo saturado.

Desventajas y Limitaciones: -

No existen desventajas específicas; no obstante, el control reológico y el control de la pérdida de fluidos a temperaturas de 250°F se vuelven difíciles y costosos.

Mantenimiento y Control: -

El almidón, el almidón HP y el CMC son excelentes para controlar la pérdida de fluido.

-

Para incrementar el levantamiento de los cortes, se puede aumentar el nivel YP con un polímero XC o el PC. También puede resultar útil el uso del CMC-HV para controlar la pérdida de fluidos y también mejorar el levantamiento de los cortes.

-

Se debe controlar la proximidad a la saturación mediante determinación del ión Cl-. Agregar agua ya sea de mar o dulce para mantener el nivel NaCl en índices bajos de saturación.

-

Controlar el nivel de pH mediante el uso de NaOH. Medir el nivel de pH utilizando un medidor de electrodo tipo "Ross".

-

Tener un contenido adecuado de almidón o de CMC en el lodo antes de entrar a una arena permeable; de otra manera, se presentarán problemas de pegas diferenciales.

-

Agregar polímero XC o PC, que es de característica "high shearing", para incrementar el nivel de YP en los lodos salinos. No se debe utilizar atapulgita o sepiolita si la torta de filtrado es considerable, ya que vuelven la torta gruesa y permeable.

5.4.10 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE POTASIO (KCL - KAC): CLORURO DE POTASIO, ACETATO DE POTASIO Aplicaciones y Ventajas: -

La aplicación más importante es para lutitas duras e ilíticas que presentan alta sensibilidad al agua para lodos de tipo cal, yeso o PHPA o lodos poco costosos de gran acción inhibitiva.

-

Una alta concentración de K+ ayudará a estabilizar el hueco a través de las lutitas, aunque es mucho mejor usar un lodo base aceite.

-

El acetato de potasio tiene la ventaja de que se puede desechar o botar más fácilmente que un lodo tipo KCl, ya que no tiene presente el ión Cl-.

Desventajas y Limitaciones: -

La eliminación de lodos en el Golfo de México se restringe o se limita a la más baja concentración de ión K+ con el fin de pasar la prueba LC50 de 30.000 ppm.

-

El ión K+ se debe mantener en un nivel alto con el fin de mantener su habilidad estabilizante en arcillas.

-

El límite de temperatura de dicho lodo depende de los aditivos poliméricos; un polímero XC es ideal para mejorar la reología pero es costoso y de fácil degradación.

-

Tanto el polímero XC como el almidón se deben proteger siempre con un bióxido.

Mantenimiento y Control:

-

Un factor clave en el control de lodos es mantener al ión K+ en una concentración requerida; se debe medir al K+ directamente utilizando una de las pruebas API.

-

Agregar KCl o KAc, con el fin de incrementar el contenido del ión K+; se deben tomar cortes para utilizar su tamaño, textura y suavidad como guía para regular la concentración K+.

-

Agregar el polímero XC para incrementar la capacidad de levantamiento de los cortes.

-

Agregar almidón y PAC en una relación de 4 a 1, con el fin de mejorar la torta de filtración.

-

Medir el nivel del pH y ajustarlo mediante el uso de KOH, utilizando un medidor de pH de electrodos tipo Ross.

-

Dar tratamiento al sistema con un bióxido amplio al inicio y luego mantener el nivel con el fin de proteger tanto el almidón como el XC; se sugiere utilizar paraformaldehído o el producto Excide 107 (o similar).

5.4.11 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA, POLÍMERO PHPA: LODOS CON POLIACRILAMIDAS PARCIALMENTE HIDROLIZADAS (PHPA) Aplicaciones y Ventajas: -

La bentonita y el PHPA interaccionan con el fin de proveer una reología adecuada para el levante de los cortes.

-

El PHPA interactúa con la arcilla y los cortes en el pozo, volviéndolos menos hidratables (los lamina o plastifica). Mejora considerablemente la estabilidad del hueco y ayuda en la remoción de sólidos.

-

El PHPA es un polímero de costo bajo que funciona muy bien a una concentración baja. Es inmune a la bacteria, por lo tanto es un lodo eficiente y barato.

-

El PHPA es compatible con sales disueltas, hasta aproximadamente 40.000 mg/L TDS (sales disueltas totales). Las sales pueden ser el KCl, KAc, NaCL, K2CO3, pero no el CaCl2 ni tampoco el CaBr2.

Desventajas y Limitaciones: -

Hay un incremento excesivo en la viscosidad cuando se presentan sólidos activos y exceso de PHPA.

-

Un alto contenido de Ca o un alto pH, proveniente de cemento o de lodo de cal, daña el PHPA.

-

Una salinidad muy alta reduce los beneficios del PHPA al evitar la extensión de la reacción en serie o en cadena.

-

La bentonita debe ser un tipo de arcilla no tratada, con el fin de optimizar los resultados.

+2

Mantenimiento y Control: -

Agregar el PHPA con base en un balance de materiales con el fin de mantener un exceso de PHPA entre 0.5 hasta 1.0 libras por barril en el lodo. Se debe hacer una observación cuidadosa de los cortes como referencia o guía. (La concentración dada está basada en una emulsión líquida al 35% de PHPA).

-

Se debe mantener el nivel de pH entre 7 y 9. Mantener el Ca debajo de los 80 mg/l. Usar KOH y K2CO3 en un lodo PHPA potásico (K+) y utilizar el NaOH o el Na2CO3 en un lodo de PHPA sódico (Na+).

-

Utilizar CMC-LV o PAC-LoVis con el fin de controlar la filtración.

-

Si el gel o el YP es muy alto, se debe reducir el contenido del PHPA, mediante el uso de un adelgazante polimérico.

-

Si el gel o el YP es muy bajo, se debe agregar bentonita prehidratada y PHPA.

-

Se deben tomar muestras periódicas del PHPA de varias fuentes con bentonita de varios tipos y hacer la prueba para hallar el contenido en exceso de PHPA y el consumo normal.

+2

5.4.12 FLUIDOS DE PERFORACIÓN CON BASE ACEITE: LODO DE ACEITE MINERAL Y ACEITE DIESEL Aplicaciones y Ventajas: -

Los lodos base aceite son excelentes en solucionar los problemas con lutitas. Equilibran la atracción osmótica del agua entre el lodo y la lutita.

-

Los lodos de aceite pueden retirar el agua de una arcilla y fortalecerla.

-

La base que se usa para dichos lodos puede provenir de una variedad de fuentes: diesel, aceite mineral, crudo, PAO sintético, polyester, poliéter o hasta fuentes vegetales.

-

La fase acuosa de los lodos de aceite es generalmente una salmuera de 25 a 35 wt% CaCl2, aunque se puede utilizar una variedad de aguas salinas muy similares.

-

Existen otras aplicaciones importantes de los lodos mencionados.

Desventajas y Limitaciones: -

La preocupación por el impacto ambiental es una de las limitaciones más importantes en su utilización.

-

Los altos costos resultan ser una limitación en operaciones normales.

-

Otra limitación menor es la de una perforación lenta en capas de caliza; en lutitas o en arenas los lodos de aceite aceleran la perforación en combinación con las brocas adecuadas, por supuesto.

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Se debe desarrollar un programa especial para el control en los aspectos de salud, seguridad y medio ambiente.

Mantenimiento y Control: -

Controlar todas las propiedades mediante procedimientos API RP 13B-2. Se debe utilizar equipo moderno de prueba y seguir todos los procedimientos y los cálculos aprobados por la API.

-

Mantener la salinidad (o la actividad de acuerdo al método Chenevert), de acuerdo al tipo de lutita que se esté perforando. Usualmente, la actividad entre el lodo base aceite y las lutitas se regula automáticamente.

-

Usar zarandas de malla fina y de movimiento lineal. (Process full mud flow).

-

Graficar las propiedades con el fin de observar el desempeño del lodo en la operación, hoy en día es fácil a través de computadores. Se debe controlar el uso excesivo de químicos, con los datos obtenidos y con pruebas piloto.

-

Pruebas piloto a los aditivos asegurará una utilización eficiente de los mismos.

5.4.13 COMPOSICIÓN GENERAL DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Lodos de Agua Fresca/Agua Salada con Niveles de Bentonita -

Agua salada o fresca, sin iones duros. La necesaria. Bentonita, prehidratada en agua fresca, de 5 a 25 libras por barril (se debe utilizar cantidades menores en lodos de un peso mayor).

-

Soda cáustica, NaOH, en la medida en que se necesite para mantener el rango de pH de 9.5 a 12.0.

-

Lignosulfonatos con cromo o sin cromo, de 2 a 10 libras por barril (de acuerdo a las necesidades en el control YP y en la formación de una torta delgada).

-

Lignita, con cáustica para mejorar la solubilidad, de 4 a 20 libras por barril.

-

Barita, sin contenido alguno de siderita (FeCO3) contaminante, de acuerdo a la necesidad para obtener la densidad.

Lodos de Bentonita con Base Cal

-

Agua fresca o salada, de acuerdo a la necesidad.

-

Bentonita, prehidratada en agua fresca, de 5 a 20 libras por barril. (Se deben utilizar cantidades menores en lodos de peso mayor).

-

Cal, Ca(OH)2 (para baja, media o alta cal) de 1 a 20 libras por barril, de acuerdo a lo requerido.

-

NaOH o KOH, KOH en lodos K+, pH = 12, Pf = 2 - 20 cm .

-

Lignosulfonato de calcio, de 2 a 10 libras por barril.

-

Almidón o almidón tipo HP, para mejorar la calidad de la torta de filtrado, de 3 hasta 6 libras por barril.

-

Polímero celulósico, pre-aplicado en agua dulce, a medida que se necesite para incrementar el nivel YP.

-

Morex, para prevenir la acumulación de altos niveles de gel, a medida que se necesite.

-

Barita, a medida que se necesite para mejorar la densidad.

3

Lodos de Bentonita con Base Yeso -

Agua fresca o salada, la que se necesite.

-

Bentonita, prehidratada en agua fresca, de 5 a 20 libras por barril.

-

Yeso, CaSO4 de 3 a 6 libras por barril.

-

Soda cáustica, NaOH, pH = 8 - 10, Pf = 0 - 1.5 cm .

-

Lignosulfonato de calcio, para mejorar la torta, de 2 a 10 libras por barril.

-

PC, pre-aplicado en agua fresca, a medida que se necesite para incrementar el YP.

-

Almidón o almidón tipo HP, para mejorar la calidad de la torta de filtración de 3 a 6 libras por barril.

-

Bióxido, para proteger el almidón o el PC, de 0.2 hasta 0.5 libras por barril.

-

Barita, a medida que se necesite para aumentar la densidad.

3

Lodos de Agua Semi-Saturados o Saturados con NaCl -

Agua, a medida que se necesite.

-

Bentonita prehidratada, inicialmente de 5 a 10 libras por barril.

-

NaCl disuelto en agua, a medida que se necesite hasta un máximo de 135 libras por barril.

-

Soda cáustica, NaOH, para pH de 9.5 - 11.

-

Polímero XC, 0.5 - 3 libras por barril (Ver Nota 1).

-

Almidón o almidón HP o almidón tipo CM, de 3 a 10 libras por barril.

-

Celulosa polianiónica (o CMC), en una relación de 1:4, PAC:Almidón.

-

Barita, a medida que se necesite para obtener densidad. Nota 1: Se puede usar el PC o la cepiolita o la atapulgita o un polímero XC, pero la calidad del cake es menor cuando se utilizan la atapulgita o la cepiolita. Nota 2: No se necesita bióxido si el lodo alcanza la saturación de sal.

Lodos de Polímero XC, de Acetato de Potasio o de Cloruro de Potasio -

Agua fresca, sin iones de dureza, contenido bajo de iones Na+.

-

KCl o Acetato de Potasio, de 10 a 70 libras por barril.

-

Polímeros XC, a medida que se necesiten para mantener los niveles de YP o geles, de 0.5 hasta 2 libras por barril.

-

Potasa cáustica KOH, a medida que se necesite para operar el rango pH de 7.5 hasta 9.

-

Almidón o almidón tipo HP o CM, de 2 a 8 libras por barril.

-

PAC-LoVis, en relación de 1:4 PAC:Almidón, de 0.5 a 2 libras por barril.

-

Defloculante polimérico, a medida que se necesite para controlar el nivel gelatinoso y el YP.

-

Bióxido, para proteger el XC y los almidones, de 0.2 a 1.0 libras por barril. Nota:

-

Se recomienda utilizar el Excide 207 o el paraformaldehído.

Barita, a medida que se necesite para obtener la densidad requerida.

Lodos de Bentonita con Polímeros PHPA -

Agua salada o agua fresca, con iones bajos en dureza.

-

Bentonita no tratada, prehidratada en agua fresca, de 5 a 15 libras por barril. (Algunas zonas con arcillas altamente reactivas no requieren bentonita).

-

Emulsión PHPA de 35%, a medida que se necesite para una interacción con la arcilla, 0.5 hasta 3 libras por barril. (En polvo use 1/3 de la cantidad anterior).

-

KCl o Acetato KA (opcional para ayudar en la inhibición de la arcilla), de 0 a 20 libras por barril.

-

NaOH o KOH (KOH si existe K+), dentro de un margen de 8 a 9.5 de pH.

-

Celulosa polianiónica, a medida que se necesite para la torta de filtración.

-

Barita, a medida que se necesite para aumentar la densidad.

5.4.14 LISTA DE CHEQUEO FINAL PARA LA SELECCIÓN DE LODOS 1.

El lodo que ha seleccionado va en contra de las restricciones ambientales o empresariales? - Existencia de riesgos concernientes a la seguridad del personal, el impacto ambiental o la disposición adecuada de materiales peligrosos.

2.

Están disponibles los materiales a un costo razonable en el área de perforación?

3.

Existe apoyo técnico tanto de laboratorio como de asesores o técnicos en el campo, si se requiere?

4.

Está el equipo de perforación preparado para manejar este tipo de lodo?. Lo relacionado con el control de sólidos, tanques de mezcla, hidráulica de las bombas, sarta de perforación.

5.

Se arrendará o alquilará el lodo, o será sacado de otros pozos? Si es así, se han hecho ya los arreglos correspondientes y se han confirmado los costos?

6.

Se podrá utilizar el mismo lodo en más de un intervalo del hueco? Si no es así, se podrán usar otros tipos de lodos más eficazmente para intervalos múltiples?

7.

Es aceptable este tipo de lodo para completar el pozo?

8.

Se necesitará un espaciador de cemento? Si es así, ya se ha definido cuál será?

9.

El cambio de lodo presentará problemas en la operación? Se necesitará un espaciador?

10.

Habrá daño en el yacimiento por la filtración de los lodos o habrá perjuicio para la productividad del mismo?. Se necesitan de estudios o pruebas adicionales para determinar este factor?

11.

El lodo seleccionado permite la evaluación del pozo, tanto para la perforación como para las operaciones posteriores? Relacionado con estudios de fósiles y muestras de aceite, análisis de corazones, registros eléctricos, muestras con cable o pruebas "drillstem" y de producción.

12.

El lodo seleccionado se podrá usar para el corazonamiento, o se necesitará de un fluido especial para dicho fin? Nota: Esta es una lista de preguntas útiles que se pueden usar. Sin embargo, cada área del mundo y cada grupo de operación necesitará establecer su propia "Lista de Chequeo Final" para asegurarse de que se está haciendo la selección apropiada del lodo de perforación.

5.4.15 PRUEBAS PILOTO PARA LODOS Y ADITIVOS -

La prueba piloto es un ejemplo o un prototipo a escala menor con el fin de estudiar los resultados, sacando conclusiones acerca de lo que podría acontecer en el sistema global, si este fuese tratado con el aditivo "X". Para efectos de pilotos se toma: 1 gramo = 1 libra y 350 ml = 1 Bl (42 galones).

-

Por lo general se requieren hornos rotatorios y celdas de lodo para realizar las pruebas mencionadas. Un conjunto portátil de pruebas de lodo también se requiere para que el ingeniero verifique las muestras y realice las pruebas en el campo.

-

Los ejemplos más comunes que existen para las pruebas son los siguientes: 1.

Probar varias cantidades del aditivo "X" en un lodo base, con el fin de ver cuál concentración en libras por barril es la correcta, relacionada con el aditivo "X".

2.

Hacer una prueba de varios aditivos; "X", "Y", "Z" de un tipo muy parecido o similar, para observar cuál aditivo tiene mejor desempeño y sea el más económico.

3.

Hacer pruebas de varias alternativas para dar solución al problema, con el fin de ver cuál químico será el más efectivo en esta operación.

4.

Hacer una evaluación de los efectos del lodo con el tiempo, a una temperatura constante, para observar el comportamiento del lodo a esa temperatura.

5.

Hacer una evaluación de los efectos de la temperatura en un período constante de tiempo, con el fin de ver en qué momento el lodo se vuelve inestable.

6.

Hacer una evaluación de aumentar la densidad del lodo a varios pesos, para determinar que adición máxima de barita tolerará el lodo en cuestión.

7.

Hacer una evaluación del efecto de un contaminante anticipado, y así ver los efectos del mismo en el lodo en cuestión o los resultados de un influjo.

8.

Hacer una evaluación de diluir el lodo con agua o aceite (según el caso), y así determinar si el lodo se asienta o se necesita adicionar gelificante después de la dilución.

-

Se necesita hacer una prueba en blanco. La muestra en blanco es idéntica a la muestra de la prueba piloto, pero no contiene el aditivo "X", o no ha padecido los efectos rigurosos de calentamiento o de añejamiento como en la prueba piloto.

5.5

PROBLEMAS COMUNES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

5.5.1

LODOS DE PESO BAJO - LIMPIEZA DEL HUECO

Unos de los problemas más comunes que existe alrededor de los lodos de bajo peso es su capacidad de transporte. La capacidad de transporte en los lodos livianos es principalmente función del punto de cedencia. Por lo general la indicación de falta de limpieza en el hueco es el torque, el arrastre, el relleno o amagos de la tubería a pegarse. Muchos técnicos no interpretan bien esta indicación y lo consideran como una necesidad de reducir la pérdida de filtrado e inician el tratamiento químico. El tratamiento químico para reducir la pérdida de filtrado también reduce el punto de

cedencia y por lo tanto afecta la capacidad de transporte. Si no se le da una interpretación adecuada a esta indicación, el problema por lo general se empeora.

5.5.2

LODOS DE PESO INTERMEDIO - CONTROL DE SÓLIDOS

Un problema común que tiene que ver con los lodos de peso intermedio, en especial los que clasifican dentro del rango de 12 a 13 lpg, es el del atascamiento, la pérdida de circulación y los altos costos en el tratamiento. A menudo dichos problemas tienen que ver con un exceso de sólidos. Los sólidos son difíciles de controlar al usar lodos de peso intermedio debido a la falta de equipo mecánico. Los desarenadores, desarcilladores y zarandas, se controlan cuando se trata de remover los sólidos indeseados en el lodo de peso bajo, o sea lodos que no contienen barita. El control de los sólidos en lodos pesados se logra mediante el uso de centrífugas o limpiadores de malla fina. No hay en el mercado equipo disponible para remover sólidos de los lodos intermedios o medianos (10-13 ppg) a menos que se usen las zarandas. Por lo tanto, cuando se usa este lodo para perforar, se necesita utilizar químicos en grandes cantidades o el procedimiento de dilución para mejorar la situación. De igual manera, dicho lodo por lo general se usa como base para lodos de mayor peso para perforar secciones profundas del pozo después de haber colocado la tubería de protección. El uso de un lodo de una base mediocre con el fin de construir un sistema de alto peso pudiera resultar en un incremento de los costos de tratamiento o en otros problemas, tales como la pérdida de circulación o pegas de tubería, etc.

5.5.3

LODOS DE PESO PESADO - DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN

Una importante consideración al perforar con lodos de peso pesado es la de la pérdida de retorno. Los retornos se pierden cuando la densidad equivalente de circulación del lodo excede la presión de fractura de la formación intervenida. La densidad equivalente de circulación se define como el peso de lodo que sería equivalente a la presión hidrostática del lodo en el anular, más la presión que se requiere para mover el lodo hacia arriba por el anular, cuando se circula. En el flujo laminar, la pérdida de presión en el anular es función de: la geometría del hueco, la tasa de flujo, la viscosidad plástica y punto de cedencia del fluido de perforación. La tasa de flujo normalmente se reduce a medida que el peso del lodo se incrementa. La viscosidad plástica y la cedencia también se reducen y se pueden controlar dentro de márgenes relativamente pequeños. Ambas propiedades se afectan por sólidos y por lo tanto se debe dar atención tanto a la cantidad como al tipo de sólidos a utilizarse en el sistema de lodos.

5.5.4

CONTAMINACIÓN DE CEMENTO

El cemento casi siempre produce un efecto nocivo en un sistema de lodos. Generalmente se introduce en el sistema de lodos en el momento de colocar el revestimiento. Si la contaminación es lo suficientemente severa, el lodo se convertirá en un sistema con un alto contenido de cal y podrá indirectamente complicarse si las temperaturas se incrementan dentro del sistema. En la mayoría de los casos la alta viscosidad o el incremento en la pérdida de fluido que resultan de la floculación de dichas arcillas que se presentan en el lodo. El procedimiento normal para tratar la contaminación de cemento es la de la precipitación mediante el tratamiento con químicos. Algunas veces la dilución o la reconstrucción del sistema se hace necesaria (con bicarbonato de sodio).

5.5.5

CONTAMINACIÓN CON SAL

La sal se puede introducir al sistema de lodos de alguna fuente de agua salada o de secciones de sal dentro de la secuencia de perforación. El efecto inicial de la sal en lodos de agua fresca es el de la floculación, que por lo general resulta en altas viscosidades y pérdida de fluido. A menudo se presenta atascamiento de la tubería por la mala calidad de las tortas de filtrado. Al iniciar la perforación de una sección salina, es conveniente convertir los lodos a tipos de agua salina.

5.6

5.6.1

PRUEBAS REQUERIDAS PARA EVALUAR EL COMPORTAMIENTO DE LAS LUTITAS

PRUEBA DE HINCHAMIENTO

Un método para medir el hinchamiento de las arcillas en el equipo de perforación ha sido desarrollado mejorando las técnicas disponibles. Comprende el desarrollo de un medidor digital de indicación directa para el hinchamiento, y la utilización de cortes de perforación. Los resultados no son diferentes a los obtenidos mediante otros instrumentos tales como los que manejan corazones de lutita. La alta salinidad de los lodos base-aceite y los lodos base-agua de bentonita-XC-polímero-KCl, reducen el hinchamiento de las lutitas estudiadas. Esta conclusión se basa en el tiempo que toma para las muestras de arcilla aumentar en uno por ciento (1%) su elongación. Se tabulan diferentes muestras de lutitas de corazones originales usando el indicador digital de hinchamiento y el transductor de medida de esfuerzo. Los resultados obtenidos por ambos dispositivos se analizan estadísticamente por el cambio en la varianza y por el uso de distribuciones de prueba T y prueba F. Se saca el porcentaje promedio de los hinchamientos de carácter lineal registrados por los dos métodos y se determina la diferencia entre ellos. Se tabula el hinchamiento lineal de las diferentes lutitas reconstruidas y del corazón original. En general las muestras de lutita reorganizadas experimentan hinchamiento similar al de los corazones originales. Los resultados para muestras reconstruidas son altamente dependientes de un óptimo peso de agua, presión de compactación, la duración de la compactación y el lapso de tiempo entre la compactación y dicha prueba de hinchamiento. Las muestras reconstruidas son hechas usando una cantidad pesada de cortes de lutita tamizado (malla 0,14, Mi > 0,60).

Las lutitas de la costa de Luisiana y del sur de Texas, EUA, son ejemplos de este tipo de lutitas. Se puede tener el comportamiento plástico o desgastado dependiendo de sus características generalmente de dispersión. La lutita de Luisiana con un valor mayor de Y-B es más plástica que la del sur de Texas con un valor menor de Y-B. Siendo que la diferencia entre "Y" y "B" aumenta, el comportamiento de plasticidad también aumenta. Grupo 1B: Las lutitas en este grupo exhiben niveles altos de hinchamiento y niveles moderados de compactación (N > 0,14, Mi = 0,25 - 0,55). Ejemplos de las lutitas en este grupo incluyen las de Shaftesbury y Streppanosa. Esta lutitas son fuertes y exhiben el hinchamiento que aumenta con el tiempo. En muchos casos, después de 2 ó 3 días las lutitas empiezan a derrumbarse. TABLA 5.4 PRUEBAS DE ABSORCION ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Características Características % de erosión de hinchamiento de dispersión --------------------- --------------------- -------------------------------------------Lutita Grupo N Mi M5000 Ymax Bint Y-B Lodo (petróleo) Polímero KCl Minerales ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Luisiana costa fuera 13000 pies 1A 0.17 0.76 3.23 750 80 670 Q.30% S.I.C.F. Sur de Texas 5000 p. 1A 0.16 0.61 2.38 700 493 207 24 24 Q.30% S.20% I.C.F. Shaftesbury, Canadá 5000 p. 1B 0.16 0.45 1.76 400 120 280 Q. F.30-40% I.K. Ch Streppanosa, Sicilia 1B 0.18 0.28 1.30 2.500 45 Mar del Norte, Holanda 5000 p. 1C 0.34 0.16 2.89 3.000 20% arcilla I.S.Q.D.Ch.I Gannet No. 7 Wyo 1C 0.21 0.15 0.90 1.486 1.100 386 62 Q.4%C 2% D.F.S.I.Ch Isla Mustang, Texas 11100 p. 1C 0.20 0.15 0.82 1.003 304 699 43 35 Q.20%C.K.I.S.NaCl Gannet No. 2 Wyo 1C 0.14 0.14 0.37 424 227 40 44 Q.25% C.4% D.F.S.I.K Carapita, Venezuela 2A 0.13 0.45 0.132 11.437 625 10 813 9 3.5 Q.Sd.C.F.K.I.S. Ch FAU, 15150-160 2A 0.10 0.47 1.10 6.539 1.355 5 184 Q.F.C.D.Sd.I.K.Ch Gannet No. 4 2A 0.12 0.25 0.09 1.527 984 543 7 31.5 Q19% C 4% D.S.I.K Golfo de Suez 3A 0.08 1.19 2.41 236 DS.K.tr.I.NaCl.F.C. Isla de Mustang,Texas 10650 p. 3A 0.08 0.85 1.68 936 373 563 49 30 Q.18% C.K.I.IS. bajo D NaCl.F Razole, India 3000 p. 3A 0.09 0.83 1.79 236 Q.S.I.C Colombia 2100 pies 3A 0.07 0.79 1.46 6.548 440 6.108 8 17.5 SBivalente, Q. bajo F.C. M.Ch Atoka, Okla. 3B 0.08 0.44 0.87 970 Q.Ch. Sd.K.M. Gannet No. 6 3B 0.08 0.53 1.05 823 741 82 16 27.5 Q.4% D.F.S.I. Beluga, Alaska 5600 p. 4 0.03 0.74 0.97 2.389 513 1.876 49 15 I.Ch.Cr. S. Gannet No. 3 4 0.03 0.45 0.53 915 908 7 17 31.5 Q.5% C.F.S.I ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Símbolos: Q, cuarzo; S - smectita; I, ilita; Ch, clorita; I/S, capas mezcladas de ilita y smectita; K, kaolin; Sd, siderita; C, calcita; F, feldespato; Cr, cristobalita; D, dolomita Grupo 1C: Las lutitas de este grupo exhiben niveles altos de hinchamiento y compactación excesiva (N > 0,14, Mi < 0,25). Son ejemplos de este grupo las lutitas del Mar del Norte, las del grupo Gannet y las de las Islas Mustang del sur de Texas. La lutita del Mar del Norte exhibe altos niveles de erosión y de plasticidad. Las pruebas con el aparato Ensulin de absorción indican que no hay mucho hinchamiento en el primer día, pero el hinchamiento aumenta rápidamente después del segundo día con un nivel de absorción de fluido muy alto a N5000. Como resultado esta lutita produce un alto nivel de sólidos coloidales y puede ocurrir el aprisionamiento de tubería. Las lutitas del grupo Gannet y las de las Islas Mustang también son quebradizas y erosivas. Las pruebas de añejamiento en lodo base aceite indican que estas lutitas son de compactación pobre. Si no hay bastante KCl para proveer inhibición y reducir el potencial de hinchamiento en los lodos base agua, es probable que ocurra el aprisionamiento de tubería. Grupo 2: Estas lutitas exhiben niveles moderados de hinchamiento, las lutitas Carapita, las de EAU y las de Gannet No. 4 son ejemplos de este grupo. Estas lutitas tienen compactación moderada alta y tienen altos niveles de arcillas dispersas. Las lutitas Carapita y las EAU exhiben comportamiento dispersivo y plástico. El problema principal con la perforación de esta lutita sería el agujero compacto. La lutita Carapita tiene un nivel más elevado de contenido de arcilla que la lutita Gannet No. 4 y como resultado acarrea una cementación mejorada. El alto valor instantáneo del T.S.C. indica que la erosión de las arcillas sería un problema aún mayor con esta lutita que con la lutita Carapita. Grupo 3: Esta lutitas exhiben hinchamiento moderado y compactación débil. La concentración de arcillas de un alto nivel de hinchamiento es baja. La lutita del Golfo de Suez tiene la compactación menor en este grupo y la floculación de ella es fácil (tiene un valor bajo de T.S.C.). Debido a que la capacidad de absorción del fluido es alta (M5000 = 2,41), tiene un nivel moderado de arcilla activa, es muy erosiva porque el contenido total de arcilla dispersiva es bajo. Se puede obtener floculación de esta lutita utilizando cloruro de sodio. Las lutitas de la Isla Mustang y las de COLOMBIA son más compactas que las lutitas del Golfo de Suez. La lutita de COLOMBIA tiene un nivel más elevado de contenido de arcilla y resulta en un potencial de erosión en lodos base aceite más bajo. El lodo base aceite puede deshidratar la lutita no-plástica de la Isla Mustang y resulta en más erosión.

El mejoramiento de la estabilización de la lutita de la Isla Mustang con un lodo base agua es el resultado de las propiedades plásticas con agua y polímero. Siendo que contiene "smectita bivalent", la lutita de Colombia responderá mejor con tratamientos de cal y no de potasio. Grupo 3B: Las lutitas de este grupo exhiben niveles moderados de hinchamiento y compactación (N = 0,05 a 0,10, Mi < 0,55). Esta lutitas tales como las de Gannet No.6 y la lutitas de Atoka son fuertes. Las formaciones pueden derrumbarse si el tiempo de exposición es largo (los valores M5000 son altos). Generalmente esta lutitas no son de buena compactación siendo que tiene arcillas no-plásticas. El nivel moderado de compactación indica que la matriz de la lutita es firme. Grupo 4: Las lutitas de este grupo exhiben niveles bajos de hinchamiento (N < 0.05). Estas lutitas son quebradizas porque las arcillas son básicamente de nivel de plasticidad. Con la lutita Beluga, la erosión de la lutita en lodo base aceite es mayor que la erosión base agua. El lodo base aceite deshidrata la lutita y la lutita es más quebradiza. El agua y el polímero dan plasticidad al enlace quebradizo y resulta en una mejoría con lodo base agua. Los niveles más altos y de más bajo contenido de arcilla indican que la lutita Gannet No. 3 no es tan quebradiza. La invasión de agua en la matriz de Gannet No. 3 aumenta el nivel de dispersión como lo indica el valor bajo de Y-B. La importancia de este corto estudio radica en la ilustración de los factores que debemos evaluar en una lutita, de tal forma que apoyados con nuestros laboratorios (ICP) y los de las compañías de servicios de lodos se pueda hacer una clasificación de las lutitas en las diferentes cuencas con el fin de optimizar los diseños de pozo y lodos.

BIBLIOGRAFIA 1.

M-I DRILLING FLUIDS Co., Customer Drilling Fluids Manual.

2.

RIKE SERVICES, Drilling Practices.

6

CAPITULO VI. OPERACIONES DE CEMENTACION

6.1

CONCEPTOS OPERATIVOS BASICOS

El cumplimiento de los objetivos en la perforación de un pozo, depende en gran parte de la eficacia del trabajo de cementación, el cual a su vez, depende de la exactitud de los datos que se midan o calculen para la elaboración del diseño. Desde el punto de vista operacional, existen técnicas y procedimientos ampliamente conocidos, los cuales bien interpretados y aplicados, pueden garantizar en un alto porcentaje un resultado final exitoso. Es importante tener presente que los acertados criterios de diseño, el control de calidad del cemento y aditivos, la utilización de lavadores y espaciadores compatibles con el fluido de perforación y lechada de cemento y la aplicación de técnicas operacionales adecuadas, conducirán a obtener un trabajo de cementación de buena calidad. Adicionalmente, esto reduce la posibilidad de realizar trabajos de cementación correctivos, con el consecuente ahorro de tiempo y dinero en las operaciones de terminación del pozo.

6.2

DISEÑO DE OPERACIONES DE CEMENTACION

Los objetivos principales de un trabajo de cementación son: restringir el flujo entre formaciones (aislar) y soportar la tubería de revestimiento. La clave para lograr dichos objetivos, consiste en colocar el cemento adecuadamente en el espacio revestimiento - formación, considerando tanto la importancia de los aspectos químicos del cemento y fluidos de trabajo, como la de los aspectos físicos durante la operación de bombeo y desplazamiento. En general, un buen diseño de cementación involucra: -

La composición de la lechada: tipo de cemento, cantidad de agua, tipo y concentración de aditivos, propiedades de la lechada.

-

La técnica de colocación: desplazamiento, régimen de flujo, reología de la lechada, centralización, uso de preflujos químicos y técnicas mecánicas de remoción.

Todos los esfuerzos en ingeniería de diseño y aplicación de prácticas operacionales durante un trabajo de cementación, tienen como objetivo final evitar o reducir los problemas durante las etapas de completamiento y producción del pozo. Algunos de los problemas son: -

Producción de fluidos indeseables debido a un sello hidráulico deficiente, entre zonas que contienen gas, aceite o agua.

-

Incertidumbre y riesgo en el resultado de los trabajos de estimulación, debido a la posibilidad de que los fluidos de trabajo se desvíen de la zona de interés.

-

Problemas mecánicos potenciales y susceptibilidad a la corrosión debido a la falta de un adecuado soporte de la tubería de revestimiento.

A continuación se hará una breve descripción de los aspectos primordiales que se deben tener en cuenta para el óptimo diseño de un trabajo de cementación.

6.2.1

CEMENTO

El cemento petrolero debe cumplir los requerimientos químicos, físicos y de comportamiento en mezcla, de acuerdo con la norma API SPEC 10A. El control de calidad del cemento en polvo, la mezcla básica agua-cemento (lechada) y el cemento fraguado, asegura que la materia prima cumpla con los parámetros mínimos y máximos de composición química, agua libre, tiempo de espesamiento y resistencia a la compresión.

En las Tablas 6.1 y 6.2 se transcriben los requerimientos químicos y físicos del cemento especificados en la norma API, los cuales deben cumplirse por parte del proveedor. TABLA 6.1 REQUERIMIENTOS QUIMICOS DEL CEMENTO Error! Bookmark not defined.

CLASE DE CEMENTO A

B

C

D,E,F

G

H

GRADO ORDINARIO - Oxido de magnesio (MgO) - Porcentaje máximo

6.0

-

6.0

-

-

-

-

Trióxido de azufre (SO3) - Porcentaje máximo

3.5

-

4.5

-

-

-

-

Pérdidas al fuego - Porcentaje máximo

3.0

-

3.0

-

-

-

-

Residuo insoluble - Porcentaje máximo

0.75

-

0.75

-

-

-

-

Aluminato tricálcico (3CaO•Al2O3) - Porcentaje máximo

-

-

15

-

-

-

GRADO CON MODERADA RESISTENCIA A LOS SULFATOS (MSR) - Oxido de magnesio (MgO) - Porcentaje máximo

-

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

-

Trióxido de azufre (SO3) - Porcentaje máximo

-

3.0

3.5

3.0

3.0

3.0

-

Pérdidas al fuego - Porcentaje máximo

-

3.0

3.0

3.0

3.0

3.0

-

Residuo insoluble - Porcentaje máximo

-

0.75

0.75

0.75

0.75

0.75

-

Silicato tricálcico (3CaO•SiO2) - Porcentaje máximo / Porcentaje mínimo

-

-

-

-

58/4 8

58/48

-

Aluminato tricálcico (3CaO•Al2O3) - Porcentaje máximo

-

8

8

8

8

8

-

Contenido total de Alcali expresado como Oxido de sodio equivalente - Porcentaje máximo

-

-

-

-

0.75

0.75

GRADO CON ALTA RESISTENCIA A LOS SULFATOS (HSR) - Oxido de magnesio - Porcentaje máximo

-

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

-

Trióxido de azufre (SO3) - Porcentaje máximo

-

3.0

3.5

3.0

3.0

3.0

-

Pérdidas al fuego - Porcentaje máximo

-

3.0

3.0

3.0

3.0

3.0

-

Residuo insoluble - Porcentaje máximo

-

0.75

0.75

0.75

0.75

0.75

-

Silicato tricálcico (3CaO•SiO2) - Porcentaje máximo / Porcentaje mínimo

-

-

-

-

65/4 8

65/48

-

Aluminato tricálcico (3CaO•Al2O3) - Porcentaje máximo

-

3.0

3.0

3.0

3.0

3.0

-

Aluminoferrita tetracálcica + Doble del Aluminato tricálcico {(4CaO•Al2O3•Fe2O3) + 2x(3Cao•Al2O3)} - Porcentaje máximo

-

24

24

24

24

24

-

Contenido total de Alcali expresado como Oxido de sodio equivalente - Porcentaje máximo

-

-

-

-

0.75

0.75

FUENTE: Norma API SPEC 10A - Sept. 1/91 TABLA 6.2 REQUERIMIENTOS FISICOS DEL CEMENTO Error! Bookmark not defined.

CLASE DE CEMENTO A

B

C

D

E

F

G

H

AGUA DE MEZCLA - PORCENTAJE EN PESO DE CEMENTO

46

46

56

38

38

38

44

38

FINURA (SUPERFICIE ESPECIFICA), MINIMO, m²/Kg

150

160

220

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3.5

3.5

CONTENIDO DE AGUA LIBRE, MAXIMO, ml RESISTENCIA A LA COMPRESION TIEMPO DE CURADO: OCHO HORAS (SECCION No. 7)

SCHEDUL E NUMERO

TEMPERAT URA DE CURADO, °F

PRESION DE CURADO, lppc

ESFUERZO COMPRESIONAL MINIMO, lppc

(NORMA API SPEC 10A)

RESISTENCIA A LA COMPRESION

-

100

Atmos.

250

200

300

-

-

-

300

300

-

140

Atmos.

-

-

-

-

-

-

1500

1500

6 65

230

3000

-

-

-

500

-

-

-

-

8 85

290

3000

-

-

-

-

500

-

-

-

9 95

320

3000

-

-

-

-

-

500

-

-

SCHEDUL E NUMERO

TEMPERAT URA DE CURADO, °F

PRESION DE CURADO, lppc

-

100

Atmos.

1800

1500

2000

-

-

-

-

-

4 45

170

3000

-

-

-

100 0

1000

-

-

-

6 65

230

3000

-

-

-

200 0

-

1000

-

-

8 85

290

3000

-

-

-

-

2000

-

-

-

9 95

320

3000

-

-

-

-

-

1000

-

-

TIEMPO DE CURADO: VEINTICUATRO HORAS

ESFUERZO COMPRESIONAL MINIMO, lppc

(SECCION No. 7) (NORMA API SPEC 10A)

TIEMPO DE ESPESAMIENTO A PRESION Y TEMPERATURA

SCHEDUL E NUMERO

CONSISTENCIA MAXIMA ENTRE 15 Y 30 MINUTOS, BC (1)

4

30

90

90

90

90

-

-

-

-

5

30

-

-

-

-

-

-

90

90

5

30

-

-

-

-

-

-

120m áx

120 máx

6

30

-

-

-

100

100

100

-

-

8

30

-

-

-

-

154

-

-

-

9

30

-

-

-

-

-

190

-

-

TIEMPO DE ESPESAMIENTO MINIMO, minutos

(SECCION No. 8) (NORMA API SPEC 10A)

FUENTE: Norma API SPEC 10A - Sept. 1/91

(1) Unidades Bearden de Consistencia de Lechada de Cemento

ECOPETROL, por intermedio del Instituto Colombiano del Petróleo, hará el seguimiento de control de calidad en la composición química de los lotes de cemento para compra, utilizando las técnicas de Microscopía Electrónica, Espectrofotometría de Absorción Atómica y/o Difracción de Rayos X. En la Tabla 6.3 aparecen relacionadas las ecuaciones básicas para calcular los componentes del cemento a partir de los resultados de los análisis químicos básicos. Por otro lado, ECOPETROL realizará el control de calidad API para lechadas de cemento y cemento fraguado, en los laboratorios de la compañía de cementación que tenga la responsabilidad de realizar la cementación respectiva. Es importante que dichos controles se ejecuten, puesto que un cemento bajo de especificaciones, acarreará mayores costos en consumo de aditivos, para controlar las propiedades mínimas y máximas de la lechada.

6.2.2

EVALUACIÓN DE CONDICIONES DEL POZO

6.2.2.1

Presiones

Los conceptos de presión de fractura y presión de poro, gobiernan y limitan los diseños de las operaciones de cementación. La presión de fractura es el parámetro que en determinado momento puede limitar la altura y densidad de la columna de cemento, altura y densidad de los preflujos, y el caudal máximo permitido para NO sobrepasar la resistencia de la formación. La norma básica a considerar es: "La combinación de presión hidrostática de lodo, cemento y preflujos, más las pérdidas de presión por fricción en el anular, debe arrojar un valor de presión hidrostática equivalente, que NO debe exceder la presión de fractura de las formaciones en el hueco abierto". La variable presión de fractura se puede obtener a partir de: -

Pruebas de Leak Off Test.

-

Datos precisos de pozos referencia. TABLA 6.3 ECUACIONES Y NORMAS BASICAS PARA CALCULAR COMPOSICION QUIMICA DEL CEMENTO Error! Bookmark not defined.SO3 debe ser 3%.

Si el contenido de Aluminato Tricálcico (C3A) del cemento clase A es 8% o menos, el máximo contenido de

-

Cuando la relación de porcentajes de Al2O3 a Fe2O3 es 0.64 o menos, el contenido de C3A es cero.

-

Cuando la relación de porcentajes de Al2O3 a Fe2O3 es mayor de 0.64, los componentes deben ser calculados como sigue:

C 3 A = (2.65 x % Al 2 O3 ) - (1.69 x % Fe 2 O3 ) C 4 AF = 3.04 x % Fe 2 O3 C 3 S = (4.07 x % CaO) - (7.60 x % SiO 2 ) (6.72 x % Al 2 O 3 ) - (1.43 x % Fe 2 O3 ) - (2.85 x % SO 3 )

-

Cuando la relación de porcentajes de Al2O3 a Fe2O3 es menor que 0.64, una solución sólida de calcio - aluminio - hierro está formada [expresada como SS(C4AF + C2F)}, y los componentes deben ser calculados como sigue:

SS( C 4 AF + C 2 F) = (2.10 x % Al 2 O3 ) + (1.70 x % Fe 2 O 3 ) C 3 S = (4.07 x %CaO) - (7.60 x % SiO 2 ) - (4.48 x % Al 2 O 3 ) (2.86 x % Fe 2 O 3 ) - (2.85 x % SO 3 )

-

El Oxido de Sodio equivalente (expresado como Na2O equivalente) debe ser calculado por la fórmula:

Na 2 O equivalente = (0.658 x % K 2 O) + % Na 2 O FUENTE: Norma API SPEC 10A - Sept. 1/91 -

Trabajos de estimulación y/o cementación forzada.

-

Aplicación de modelos matemáticos a partir de datos de registros eléctricos y presiones de formación.

Una vez que se tiene información confiable de la presión de fractura, el diseño del bombeo y desplazamiento de cemento se convierte a una técnica de hidráulica. La presión de poro, por su parte, es el parámetro que regula la mínima cabeza hidrostática que se requiere para controlar el influjo de fluidos de formación al pozo. En los trabajos de cementación, se debe tener un cuidado adicional en los cálculos de la altura óptima de la columna de cemento, considerando el fenómeno de pérdida de hidrostática a medida que el cemento pasa de líquido a gel y por consiguiente se autosoporta sobre las superficies circundantes. Esta teoría ha sido demostrada en laboratorio y confirmada con medidas de campo, y de su correcta aplicación, depende que se evite un posible "reventón" en el pozo.

Conociendo la importancia de poseer esta información para elaborar el diseño del trabajo de cementación, se debe incluir en el programa de registros, la medición de presiones de formación en intervalos que el ingeniero de perforación considere necesario. Dicha información será alimentada al simulador de condiciones operativas de cementación, y del análisis de resultados se generarán alternativas, procedimientos y recomendaciones para la ejecución del trabajo "in-situ". Adicionalmente, estos datos de presión harán parte de la información básica para correr las pruebas de laboratorio y ajustar las propiedades de la lechada a las condiciones específicas del pozo en cuestión.

6.2.2.2

Temperatura

La temperatura es uno de los factores que afecta significativamente el comportamiento de la lechada de cemento, en parámetros tan importantes como el tiempo de espesamiento, el desarrollo de la resistencia a la compresión, la reología y las pérdidas de filtrado. Dichos parámetros se ajustarán a la condición de temperatura de circulación de fondo, la cual está definida como la máxima temperatura que alcanza el cemento durante un trabajo de cementación. Puesto que la medición de la temperatura de circulación de fondo (BHCT) no es una rutina normal en las operaciones, dicha información se obtendrá a partir de gráficas de correlación generadas por el API y cuyos datos de entrada son la temperatura estática de fondo (BHST) y el gradiente de temperatura. El dato de la temperatura estática de fondo puede ser obtenido a partir de la corrida de registros eléctricos en el pozo que se va a cementar, o a partir de los datos de pruebas de formación de los pozos referencia más cercanos. El gradiente de temperatura se calcula con la siguiente ecuación:

Gradiente de temperatura ( ° F/100 pies) =

BHST - Temp. de superficie Profundidad/100pies EC. 6.1

La exactitud en la medición y cálculo de estos datos, conducirá a obtener en laboratorio una lechada de cemento óptima. La sobreestimación de estos datos conducirá a la formulación de aditivos innecesarios, tiempos de espesamiento demasiado largos y en el peor de los casos, problemas de frague. La subestimación de estos datos tendrá como posibles consecuencias, la disminución en el tiempo de frague con los problemas potenciales que esto puede acarrear (gelificación temprana, altas presiones de desplazamiento, fragues prematuros dentro de la tubería, operaciones de lavado y pesca, pérdida del pozo).

6.2.2.3

Geometría

La geometría del pozo es el factor que define el volumen de lechada de cemento requerido para obtener la altura de columna de cemento para aislamiento hidráulico entre formaciones. Dicho factor depende de las siguientes variables: -

Tamaño del hueco abierto.

-

Profundidad medida (MD).

-

Tipo, tamaño y peso de la tubería de revestimiento.

Estas variables deben ser estimadas durante la planeación del pozo, pero los datos para el diseño final se obtendrán durante la toma de los registros eléctricos. El parámetro básico a definir es el volumen anular, el cual depende del tamaño del hueco abierto. En principio y para efectos de logística, los cálculos de volumen de cemento y aditivos se deben hacer a partir del volumen del hueco perforado en el diámetro de la broca (in gauge). Posteriormente, y una vez definida la profundidad de asentamiento del revestimiento, se procederá a la toma del registro de calibración del hueco (caliper), el cual es de carácter mandatorio donde las condiciones lo permitan.

Es importante tener en cuenta que la exactitud en la medición depende del tipo de herramienta que se utilice. En la actualidad se cuenta con herramientas de calibración de dos, tres y cuatro brazos, cuya exactitud es relativa a la forma del hueco perforado. En la Tabla 6.4 se esquematiza el tipo de herramienta con su correspondiente grado de exactitud. De cualquier manera, la información de las operaciones de cementación de los pozos vecinos, es la mejor guía para cuantificar el volumen de exceso óptimo para el diseño de la operación en el siguiente pozo. TABLA 6.4 Error! Bookmark not defined. TIPO DE HERRAMIENTA

GRADO DE EXACTITUD En hueco circular

En hueco ovalado

ALTO

BAJO

ALTO

MEDIO

ALTO

ALTO

DOS BRAZOS

TRES BRAZOS

CUATRO BRAZOS

6.2.2.4

Trayectoria

El diseño y ejecución de la operación de cementación en un pozo direccional u horizontal, debe considerar técnicas específicas, las cuales deben ser puestas en práctica dependiendo de la condición particular de cada pozo. Las siguientes consideraciones y recomendaciones, las cuales aplican tanto en pozos desviados y horizontales como en pozos "verticales", deben ser tenidas en cuenta para minimizar los riesgos y aumentar las posibilidades de éxito, durante el desarrollo del trabajo de cementación. Información Procesada de Trayectoria: Los datos de dirección y desviación deben ser procesados para calcular la profundidad vertical verdadera y la severidad de pata de perro (Dog Leg Severity). Esta información es básica para la toma de decisiones relativas a las técnicas a aplicar y al tipo de herramientas a utilizar. Propiedades del Lodo: Las condiciones del lodo de perforación deben ser controladas de tal manera que se evite el asentamiento de sólidos en la zona inferior del pozo desviado, lo que ocasiona deficiencias en el desplazamiento del lodo por cemento, y por consiguiente, se favorecería la formación de canales sin cemento, los cuales acarrearían una serie de problemas indeseables en las etapas de terminación y producción del pozo. Centralización: La técnica de centralización en pozos de trayectoria compleja, debe ser evaluada cuidadosamente, si se tienen en cuenta los problemas de canales y mala adherencia que pueden ocurrir al formular un programa deficiente de espaciamiento y tipo de centralizadores. La ecuación 6.2, se utiliza para calcular el espaciamiento óptimo de centralizadores en pozos desviados, pero la evaluación del perfil y geometría del pozo son la mejor guía para la toma de decisiones.

4

L=(

4

1/4

D -d ) 6.112 x 10 -6 W Senφ

EC. 6.2 Donde:

D: Diámetro externo del revestimiento, pulgadas d: Diámetro interno del revestimiento, pulgadas W: Peso del revestimiento, lbs/pie φ: Angulo de desviación del pozo, grados L: Espaciamiento entre centralizadores, pies Las técnicas actuales permiten simular las condiciones finales del desplazamiento del cemento en función del porcentaje de centralización, el cual se puede calcular con la siguiente ecuación:

% centralizaci n =

W x 100 RH - RC EC. 6.3

FIGURA 6.1

La Figura 6.1 esquematiza las variables expresadas en la Ecuación 6.3. Las experiencias de campo han demostrado que se necesita un mínimo porcentaje de centralización del 67%, para obtener una adecuada limpieza 1 de la zona estrecha del anular. Otra técnica para mejorar la eficiencia de desplazamiento de lodo por cemento en pozos desviados, consiste en aumentar el espacio libre hueco abierto - revestimiento. Por lo tanto, se recomienda utilizar diámetros de revestimiento menores a los convencionalmente usados para el mismo diámetro de broca. Técnicas Mecánicas de Remoción de Lodo: El movimiento de la tubería de revestimiento, ya sea en forma rotacional o reciprocante, es una técnica mecánica eficiente de remoción de lodo, en pozos con alto grado de desviación. En general se recomienda: -

En pozos perforados en su diámetro (in gauge), se prefiere rotar la tubería a velocidades que oscilen entre 5 y 10 revoluciones por minuto, sin exceder el máximo torque permitido de la tubería.

-

En pozos perforados con huecos lavados (washed out holes), se prefiere reciprocar la tubería de 10 a 20 pies de longitud cada tres minutos.

Esta técnica debe ser aplicada durante las etapas de circulación de lodo, preflujos y lechada de cemento, hasta el bombeo del tapón de asentamiento. ECOPETROL cuenta con simuladores de torque y arrastre, cuyos reportes y recomendaciones son de carácter obligatorio, y deben estar disponibles con antelación a la realización de la operación. Propiedades de la Lechada: El diseño de lechadas de cemento para pozos desviados y horizontales, debe estar dirigido a obtener homogeneidad y estabilidad en las propiedades de agua libre, sedimentación y pérdidas de filtrado. Como norma obligatoria, el porcentaje de agua libre debe ser igual a cero, teniendo en cuenta que la segregación gravitacional entre el agua de mezcla y la lechada de cemento, tiende a formar un canal en la zona superior del hueco por el cual pueden migrar los fluidos de formación.

1

Wilson, M. and Sabins, F.L., "A Laboratory Investigation of Cementing Horizontal Wells". SPEDE, Sept. 1988, Pág. 275-280.

La sedimentación, por su parte, es una medida de la homogeneidad de la lecha de cemento, cuya evaluación en laboratorio no está incluida en las normas API. Existe una metodología desarrollada por la compañía British Petroleum, la cual es aceptada por las compañías de cementación y se está aplicando como rutina normal de laboratorio actualmente en Colombia (B.P. Settling). La ventaja de obtener una lechada con parámetros de sedimentación controlada, consiste en evitar que la zona superior de la columna de cemento en pozos verticales o la zona superior de cemento en el hueco desviado u horizontal, posea propiedades de baja resistencia a la compresión y valores de porosidad altos. Por otro lado, las pérdidas de filtrado en lechadas de cemento para pozos horizontales deben ser menores a 50 ml/30 min, con el fin de minimizar los efectos de daño de formación considerando la longitud de contacto que existe en estos pozos, entre los fluidos de trabajo y la formación. Como recomendación adicional para todo tipo de pozos, y donde sea operacionalmente posible, se deben utilizar equipos de mezcla por baches (Batch Mixer) para obtener densidades y propiedades homogéneas a lo largo de toda la lechada de cemento.

6.2.2.5

Zonas de Pérdida de Circulación

Antes de iniciar un trabajo de cementación primaria, se deben eliminar los problemas de pérdida de circulación, minimizando de esta manera los siguientes problemas potenciales: -

Comunicación hidráulica de zonas debido a volumen insuficiente de cemento en el anular.

-

Invasión de fluidos de formación con la consecuente posibilidad de ocasionar un reventón, debido a la disminución del nivel de fluidos en el pozo.

-

Pega de tubería por puenteo de cortes de perforación en zonas de limpieza deficiente.

-

Aumento considerable de costos debido a la pérdida de lodo de perforación e incremento en el tiempo de equipo durante las operaciones especiales de control.

-

Altos niveles de daño de formación cuando las pérdidas de circulación ocurren en zonas de aceite o gas.

-

Pérdida del pozo debido a la ocurrencia de uno o más de los problemas anteriormente mencionados.

Las diferentes soluciones al problema de pérdida de circulación, deben ser aplicadas dependiendo de la severidad y del momento en que ocurra, ya sea durante la perforación o durante el trabajo de cementación. En la Tabla 6.5 se hace un breve compendio de los puntos relevantes para tener en cuenta en la solución de los problemas de pérdida de circulación.

6.2.3

SELECCIÓN DE PREFLUJOS QUÍMICOS

La formulación de preflujos químicos, debe estar dirigida a obtener el mejor sello hidráulico entre las superficies cemento-formación y cementorevestimiento, buscando ante todo, la remoción eficiente del "cake" de lodo de perforación de las superficies del espacio anular. Adicionalmente, se deben evitar los riesgos operativos por incompatibilidad entre el fluido de perforación y la lechada de cemento debido a los efectos negativos sobre las propiedades de tiempo de espesamiento, pérdida de filtrado y resistencia a la compresión. Por estas razones, se hace necesario colocar uno o más fluidos que sirvan como barrera entre las fases cemento-lodo y simultáneamente favorezcan la mojabilidad por agua de las superficies circundantes. Dichos fluidos se clasifican en preflujos, lavadores y espaciadores. Preflujos: Son fluidos que actúan como barreras entre el lodo de perforación y la lechada de cemento, los cuales pueden ser base agua o base aceite dependiendo de la naturaleza del fluido de perforación. Estos preflujos pueden ser gelificados y contener materiales abrasivos con el fin de realizar una acción erosiva sobre el "cake" del lodo. TABLA 6.5 TECNICAS DE CONTROL PROBLEMAS DE PERDIDA DE CIRCULACION Error! Bookmark not defined.MOMENTO DE OCURRENCIA

TECNICA

-

Material de Puenteo

DURANTE LA PERFORACION

RECOMENDACIONES

-

-

Tapones de Cemento

-

-

Píldoras Diesel - Bentonita - Agua (Gunk Plugs)

-

Mantener la densidad de lodo en el mínimo. Reducir la densidad equivalente de circulación. Seleccionar el material de pérdida de circulación de acuerdo al tipo y distribución del tamaño de partícula. Definir concentración de LCM de acuerdo a la experiencia en el área o pruebas de laboratorio. Identificar la profundidad de pérdida de circulación. Utilizar preflujos con material para pérdida de circulación. Evaluar la necesidad de utilizar lechada de cemento tixotrópica. Realizar pruebas piloto concentraciones óptimas.

para

definir

Plugs)

-

Definir equipos y volumen necesarios para mezcla en fondo de pozo.

-

Control de Presiones

-

Densidad mínima de cemento. Altura óptima de columna de cemento. Disminuir las pérdidas por fricción en el anular durante el desplazamiento de cemento.

-

Preflujos Pre-diseñados

-

Formular preflujo químicamente diseñado para que se active en fondo al contacto con iones calcio. Adicionar material de pérdida de circulación compatible con la lechada de cemento. Adicionar nitrógeno al lodo de perforación para disminuir la cabeza hidrostática durante el desplazamiento.

DURANTE LA OPERACION DE CEMENTACION

-

Lavadores: Son fluidos de baja viscosidad, baja densidad y químicamente activos para destruir el cake de lodo. Su formulación está basada en surfactantes y/o adelgazantes de lodo, con el fin de favorecer la mojabilidad de la formación por agua y dispersar los residuos del lodo de perforación. En general, el bombeo de preflujos y lavadores debe hacerse en flujo turbulento, si se quiere lograr el efecto mecánico de remoción; pero existen fluidos específicamente diseñados para bombearse en flujo tapón donde las condiciones lo exijan. Espaciadores: Son fluidos de viscosidad controlada y generalmente de alta densidad. Son de naturaleza compatible con el lodo y cemento, debido a que deben acarrear los residuos que se desprenden del lavado mecánico y químico del "cake" de lodo. Adicionalmente estarán localizados precediendo la lechada de cemento. En general y para seleccionar todo tipo de preflujos, se deben tener en cuenta las siguientes recomendaciones: 1. Compatibilidad con el fluido de perforación. 2. No afectar la viscosidad de la lechada de cemento. 3. No alterar apreciablemente el tiempo de bombeabilidad de la lechada de cemento. 4. Tener la propiedad de aceptar un rango de densidades para cumplir con los requerimientos del pozo. 5. Ser capaz de tolerar alta concentración de sólidos, sin afectar significativamente su viscosidad. 6. Ser capaz de tolerar aditivos para mojabilidad, dispersantes y reductores de fricción. 7. Tolerar el ion calcio de la lechada de cemento. 8. Tener baja pérdida de filtrado. 9. Poseer propiedades reológicas que permitan obtener flujo turbulento. 10.Poseer facilidad de mezcla y manejo en el campo. 11.Poseer condiciones que no ofrezcan riesgos de seguridad industrial y contaminación ambiental. Para cumplir con los requerimientos anteriores, se hace necesaria la ejecución de una rutina de pruebas de laboratorio, siguiendo los procedimientos convencionales que aplican las compañías de cementación para evaluar la compatibilidad entre preflujos, lodo y cemento.

6.3

EJECUCION DE OPERACIONES

6.3.1

GUÍAS OPERATIVAS PARA OPERACIONES DE CEMENTACIÓN

Con el fin de minimizar los riesgos operacionales y aumentar la eficiencia durante el desarrollo de un trabajo de cementación, se transcribe a continuación la "Lista de Control para Cementación Primaria" desarrollada por AMOCO PRODUCTION CO. - RESEARCH CENTER, y cuyo autor es el señor ROBERT C. SMITH. Es importante aclarar que este documento encierra todos los aspectos operacionales relevantes que se deben tener en cuenta para obtener una operación de cementación libre de inconvenientes, los cuales deben ser aplicados por parte de los ingenieros de perforación de ECOPETROL. Adicionalmente, las pruebas de control en laboratorio que se enumeran en este documento, deben ser una rutina normal de trabajo por parte de las compañías de cementación y exigidas por la interventoría de ECOPETROL. LISTA DE CONTROL PARA CEMENTACION PRIMARIA DISEÑO DE LA LECHADA DE CEMENTO 1. Se debe determinar la densidad máxima permisible en fondo de pozo para evitar fracturar la formación. La densidad de la lechada debe ser por lo menos 1 lb/gal (preferentemente 2 a 3 lbs/gal) más pesada que el lodo de perforación. 2. Determinar la temperatura de fondo a partir de perfiles y haciendo uso de la información de temperatura del API. Las temperaturas dadas por los perfilajes obtenidos aproximadamente 24 horas después de haber finalizado la circulación, pueden ser consideradas pseudoestáticas para usarlas en las tablas API. 3. La pérdida por filtrado debe ser diseñada de la siguiente manera utilizando una presión diferencial de 1000 lppc: -

Para evitar la canalización de gas: 20 cc/30 minutos o menos.

-

Para cementación de liner: 50 cc/30 minutos o menos.

-

Para cementación de revestimiento, si fuese necesario: 250 cc/30 minutos dependiendo de la experiencia y del grado de éxito en el yacimiento en cuestión.

-

Nota: Todas las determinaciones de pérdida por filtrado deben ser realizadas a temperaturas de circulación de fondo de pozo, excepto para el caso de prevención de canalización de gas. Este último ensayo debe ser realizado a temperaturas estáticas de fondo.

4. El diseño de la lechada de cemento y de los preflujos debe permitir desplazamiento en flujo turbulento, y obtener un tiempo mínimo de contacto de 10 minutos en la parte superior de la zona productiva. 5. Si no fuese factible el flujo turbulento, el desplazamiento será en flujo tapón. Para el flujo tapón se requieren otros tipos de preflujos y de cementos, que los usados en flujo turbulento. 6. Calcular los caudales de bombeo mínimos para flujo turbulento y los datos máximos para flujo tapón, utilizando la configuración y los datos del pozo para la lechada y los preflujos. 7. Para las lechadas que se vayan a bombear a través de formaciones conteniendo sal, se usará un 20% a un 37% de cloruro de sodio. 8. En el caso de temperaturas que excedan los 230 °F, se usará 35% de sílice. 9. Para las lechadas comunes, el agua libre se debe mantener en un 1% o menos. Para evitar la canalización de gas, el agua libre debe ser igual a cero. 10.Determinar el tiempo de espesamiento de la lechada de cemento a temperatura y presión de fondo. El tiempo de colocación recomendado para una lechada dada, es el tiempo necesario para que la consistencia llegue a 100 Bc, menos una hora; o el tiempo para que la consistencia llegue a 50 Bc, cualquiera que sea el menor. Es también recomendable que el tiempo de espesamiento mínimo para 50 Bc, sea estimado como el tiempo de colocación más 1 hora. Generalmente, el tiempo de espesamiento máximo de la lechada para 100 Bc debe ser de 1 a 3 horas sobre el tiempo de colocación estimado basándose en la profundidad, la temperatura y el volumen de la operación. Se debe evitar un tiempo de espesamiento excesivo. Cuando las lechadas sean mezcladas en baches, el ensayo de tiempo de espesamiento debe simular el tiempo de mezclado en superficie, antes de seguir los programas de ensayo API para aumentar la temperatura y la presión. La lechada debe ser agitada en el consistómetro a temperatura de superficie y a presión atmosférica durante la mezcla en baches y el tiempo de mezcla estimado antes de bombear la lechada al pozo.

La consistencia de la lechada en flujo turbulento debe ser menor de 10 Bc; para flujo tapón, 30 a 40 Bc; para todas las otras lechadas, 20 Bc o menos; para lechadas removedoras, no es aplicable. 11.Debido a que algunas lechadas se mezclan inadvertidamente más pesadas en el campo, se debe chequear su consistencia en el laboratorio cuando se mezclen 0,5 lbs/gal más pesadas. Para hacer esto, se debe disminuir el contenido de agua para aumentar la densidad en el laboratorio. Es la lechada aún bombeable a esta mayor densidad? (menos de 30 Bc). De no ser así, se deberá cambiar el diseño. 12.En el ensayo se debe usar la misma agua de mezcla que se vaya a utilizar en el campo. El agua debe ser potable y libre de contaminantes. Chequee la calidad del agua antes de la mezcla en la localización. 13.Determine las propiedades físicas de la lechada, tales como la densidad, el rendimiento, y los galones de agua por saco de mezcla. 14.Con los datos del pozo, determine items tales como número de sacos de cemento, volumen total de agua de mezcla, presión en el cabezal y en el fondo del pozo durante el desplazamiento, tiempo de mezcla, volumen de desplazamiento de lodo, desplazamiento acumulativo para alcanzar el tapón superior, presión final en superficie, etc. 15.Verifique la compatibilidad de la lechada de cemento, del lodo de perforación y de los preflujos a temperatura ambiente y a temperatura de circulación de fondo. MEZCLA DE CEMENTO A GRANEL Y ADITIVOS 1. En la planta de cemento chequear lo siguiente: a. Verificar la calibración del tanque de carga y de la balanza. b. Verificar los cálculos de diseño, el peso y el nombre de cada aditivo que entra al tanque de carga con la composición de diseño. c. Contar las bolsas de aditivo para cada mezcla. (No permita que se agregue una bolsa incompleta según el diseño.) d. Para asegurar un correcto mezclado, transfiera los materiales entre tanques vacíos por lo menos dos veces antes de cargar los camiones que irán a la localización. e. Tome una muestra de 5 galones del material por cada bache que va al tanque de carga a medida que lo pasa al camión. Identifique cada recipiente de muestreo con un marcador de tinta permanente. f.

Chequee visualmente cada tanque vacío antes de transferir la mezcla, para asegurarse de que esté vacío.

2. Haga un ensayo químico o de temperatura del tiempo de espesamiento de cada muestra tomada para verificar la mezcla. RE-MEZCLADO DE MATERIALES A GRANEL EN LA LOCALIZACION 1. Transfiera la mezcla seca para vaciar el tanque del camión nuevamente al tanque original justo antes del mezclado. Nota: si no dispone de un tanque extra en la localización, percole el aire a través de cada tanque desde el fondo durante 15 a 20 minutos para redistribuir los aditivos. (Esta debe ser considerada una acción de último recurso). 2. Chequee visualmente los tanques vacíos para asegurarse de que están realmente vacíos antes de transferir el material mezclado. 3. Tome una muestra de 5 galones de cada composición de cada camión e identifíquelas con marcador de tinta permanente. Guárdelas para hacer análisis en caso de fallas. De lo contrario, destruya las muestras luego de la operación. MEZCLADO DE LA LECHADA DE CEMENTO 1. Controle la densidad de la lechada con una balanza presurizada. 2. Verifique la densidad con un dispositivo de radioactividad y con un graficador a cinta. Ubique el dispositivo radioactivo en la línea de descarga de la bomba. 3. Utilice una balanza de lodo como guía general. No controle la densidad con este accesorio. 4. Antes de la mezcla, chequee la calibración de todos los accesorios de densidad con agua dulce para asegurar su correcta calibración. También calibre los medidores, los manómetros, etc., antes de la operación. 5. Mantenga un registro de las operaciones que incluya el tiempo, las mediciones de densidad, el caudal de mezcla, el caudal de desplazamiento, el caudal de retorno del lodo, la presión en boca de pozo, la operación en proceso, el volumen de fluido bombeado, etc. Tome registro de la

velocidad de la bomba (emboladas por minuto) y del total de las emboladas. Insista sobre la correcta operación del registrador de presión del operador. 6. Utilice tapones superior e inferior. Controle los tapones antes de colocarlos. Invierta los tapones inferiores e inspeccione la pared central hueca. Asegúrese de que no haya goma de más, suciedad, etc., por detrás del diafragma de goma. Verifique el orden de carga. El tapón inferior es rojo (o negro) y se carga primero; luego se carga el tapón superior, el cual es negro y macizo. Nota: no corte el diafragma del tapón inferior antes de cargarlo. 7. Use la cabeza de cementación de dos tapones. Verifique siempre la correcta operación de la cabeza en la localización. 8. Desplace el tapón superior de la cabeza de cementación sin parar las operaciones. No abra la cabeza de cementación para dejar caer el tapón superior, porque esto permitirá que el pozo tome aire. 9. Bombee los preflujos antes del tapón inferior. Lo ideal es usar dos tapones inferiores, uno adelante del preflujo y el otro adelante del cemento. 10.Use un volumen de preflujo o de separador igual a 500-800 pies de anillo. Asegúrese de realizar ensayos de compatibilidad con el preflujo, el lodo y el cemento. 11.Mezcle en baches todas las lechadas de cemento, si fuese posible, utilizando tanques de 40 a 250 barriles, tales como los blenders a paleta. Alternativamente, utilice accesorios de mezcla continua más estos blenders como vasijas para promedios. Esta operación es extremadamente importante para asegurar un buen control de las propiedades de la lechada. 12.No use mezcladores tipo jet para las lechadas de cemento. 13.Tome una muestra de 3 galones del agua de mezcla. Guárdela para el caso de futuros ensayos por fallas que se produzcan. Chequee la calidad del agua de mezcla en la localización para ver si es la apropiada. 14.Si se utilizan aditivos líquidos en el agua de mezcla, haga un muestreo del agua antes y después de la mezcla. 15.Si se van a mezclar aditivos líquidos en el agua de mezcla del cemento, siga agitando el agua hasta completar la operación. 16.Use solamente aditivos líquidos al pre-mezclar los aditivos en el agua. Los aditivos secos o en polvo no se mezclan satisfactoriamente. Si se están midiendo aditivos líquidos, verifique la calibración del accesorio medidor. 17.Acople los tanques bulk al mezclador de cemento para permitir el envío al mezclador a un caudal suficiente como para mantener el caudal de bombeo en el anillo de casing, al caudal de diseño. 18.Cuando se esté mezclando sobre la marcha, corte el mezclado de cemento apenas observe aire proveniente de los camiones bulk. No intente extraer los últimos pocos sacos de cemento de los camiones. Esto causará una reducción de la densidad de la lechada y dará por resultado una deficiente lechada en la unión del zapato y en las uniones del fondo. 19.Al terminar la operación, haga un balance del agua utilizada y del cemento utilizado para confirmar que este último fue mezclado según el diseño. BAJADA DEL REVESTIMIENTO 1. Controle la velocidad de bajada del revestimiento para evitar la fractura y la pérdida de circulación. 2. Controle el torque de enrosque de la tubería de revestimiento. 3. Observe y tome nota del torque de enrosque si fuese menor al estándar. 4. Coloque centralizadores sobre el revestimiento a lo largo y a 200 pies por sobre y por debajo de la zona productiva y otros lugares de diseño tales como los dog-legs. 5. Coloque barredores o rascadores a lo largo y a 200 pies por sobre y por debajo de la zona productiva y de las zonas acuíferas según el diseño. 6. Use doble protección de flotación -un zapato flotador y un collar flotador. 7. Ubique el collar flotador dos o tres uniones sobre el zapato flotador. 8. Coloque packers externos de revestimiento a la profundidad deseada para aislación de zonas (en caso de ser necesarios). 9. Para mejorar el movimiento del revestimiento durante la cementación y el acondicionamiento del lodo, coloque bandas separadoras, una por unión, en las secciones muy desviadas o en los dog-legs sobre el centralizador superior. Evite usar centralizadores regulares sobre el intervalo que tiene bandas separadoras.

10.Para minimizar el flujo a través de micro-anulos entre el revestimiento y el cemento, utilice dos anillos selladores por sobre y por debajo de la zona a ser aislada. DESPLAZAMIENTO 1. El movimiento del revestimiento resulta muy beneficioso para un mejor desplazamiento del lodo. En efecto, es la mejor operación para mejorar el desplazamiento del lodo. 2. Una vez que el revestimiento está en el fondo, comience a reciprocar y acondicionar el lodo inmediatamente. Siga moviendo el revestimiento hasta que el tapón superior golpee, a menos que el revestimiento tienda a pegarse. A menudo es aconsejable parar la circulación antes de llegar al fondo con el revestimiento. Antes de parar la circulación, comience a tirar el revestimiento hacia arriba; luego inicie la circulación lentamente. Precaución: Asegúrese de marcar el revestimiento en la mesa rotaria de tal manera que el collar del revestimiento no evitará la fijación de las cuñas del revestimiento en la boca del pozo. 3. Use un programa de computador para calcular las presiones de suaveo y de surgencia, para determinar la velocidad máxima segura de reciprocado. 4. El reciprocado del revestimiento no necesita ser rápido; por ejemplo, un ciclo de emboladas de 15 pies completo, uno cada 3 minutos, es lo ideal. 5. La rotación de 3 a 10 rpm con la llave de entubar es satisfactoria. 6. Acondicionar el lodo de perforación con PV y un YP tan bajo como el sistema lo permita sin que se asienten sólidos en superficie. 7. Acondicionar el pozo con el lodo, a caudales que lleguen a los caudales de bombeo anticipados. Se requieren altos caudales de circulación para mover el lodo gelificado que se ha formado durante el período estático debido al aumento de temperatura y a la pérdida por filtrado. 8. Se debe continuar acondicionando el lodo de perforación y el pozo hasta que los calibres de fluido indican que por lo menos un 95% del pozo está siendo circulado. El cemento generalmente seguirá la trayectoria del lodo de perforación en circulación. 9. Determinar los volúmenes del pozo, los volúmenes de desplazamiento, las presiones en boca de pozo, las presiones de fondo, la ubicación del cemento en el anillo, etc. 10.Medir los retornos de lodo con un medidor o con un tanque de viaje. Cuando el pozo está en vacío, el caudal de retorno es la única medición de las condiciones de fondo de pozo. 11.Debido al fenómeno de caída libre del cemento en el revestimiento, el caudal de retorno de lodo puede exceder el caudal de desplazamiento mientras el pozo está en vacío. Sin embargo, a medida que avanza la operación, el caudal de retorno puede ser significativamente inferior al de desplazamiento a medida que el caudal de caída libre disminuye. Este menor caudal no es necesariamente indicativo de pérdida de circulación. 12.Observe los retornos de lodo para determinar el tiempo de retorno del preflujo o del cemento en superficie. Los items a observar son el cambio de color, el cambio de pH, la mayor viscosidad embudo, y la medición de la densidad con una balanza presurizada. 13.No se debe sobredesplazar. Si el tapón no ha tocado fondo una vez bombeado el volumen de desplazamiento correctamente calculado, se deben cortar las bombas. 14.Una vez que el tapón superior haga fondo o que se corte el bombeo, se deja el revestimiento abierto durante el tiempo WOC. Es de esperar una pequeña cantidad de flujo de retorno debido a la expansión del fluido y al calentamiento por la reacción del cemento.

6.3.2

LISTA DE CHEQUEO DE HERRAMIENTAS Y MATERIALES

La siguiente lista de chequeo debe ser utilizada por el ingeniero de operaciones para controlar que todos los equipos, herramientas y materiales necesarios para la ejecución del trabajo de cementación, se encuentren en la localización y cumplan con las especificaciones técnicas recomendadas. Dicha lista debe ser completada para cada uno de los trabajos a ejecutar y será enviada al coordinador de operaciones para su control y archivo.

Error! Bookmark not defined.LISTA DE CHEQUEO HERRAMIENTAS Y MATERIALES PARA CEMENTACION DE POZOS POZO:

FECHA:

TIPO DE TRABAJO:

INGENIERO: HERRAMIENTAS Y EQUIPOS DESCRIPCION

Unidad de Cementación Tanque de Mezcla _______ Bls 3

Tanques Presurizados _______ Pie Cortador Elevador Neumático Batch Mixer Recirculador

Equipos y Registradores de Presión Equipos y Registradores de Caudal Equipos y Registradores de Densidad Error! Bookmark not defined.Equipo para Control de Reología: Accesorios: Mangueras Válvulas Conexiones Rápidas Revestimiento: No.1: _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Rosca: _____ No.2: _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Rosca: _____ No.3: _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Rosca: _____ No.4: _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Rosca: _____ No.5: _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Rosca: _____ Elevador: Capacidad _____ Ton _____ pulg SPIDER: Capacidad _____ Ton _____ pulg Collarines: _____ pulg Llaves de Potencia: _____ pulg _____ lb-ft Unidad de Potencia: _____ HP _____ Kw Set de Quijadas para Llaves: _____ pulg Indicador de Torque Protectores de Rosca Crossover _____ pulg _____ lb/pie Grado: ____ . ____ Box _____ Pin Crossover _____ pulg _____ lb/pie Grado: ____ . ____ Box _____ Pin Zapato Guía _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Tipo: _____ Zapato Flotador _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Tipo: _____ IFCV _____ pulg Rosca: _____ Tipo: _____ Collar Flotador _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Tipo: _____ Top Plug _____ pulg Peso: _____ Tipo: _____ Error! Bookmark not defined.Bottom Plug _____ pulg Peso: _____ Tipo: _____ Centralizadores _____ pulg Tipo: _____

UNIDAD

NECESIDAD

EN LOCACION

PEDIDO

Cabeza de Cementación _____ pulg Tipo: _____ Scratchers _____ pulg Tipo: _____ Abrazaderas _____ pulg Tipo: _____ Cement Basket _____ pulg Tipo: _____ Stab in Cementing Shoe _____ pulg _____ lb/pie Tipo: _____ Stab in Unit: OD _____ pulg ID _____ pulg Tipo: _____ Flexible Latch-In Plug _____ pulg Tipo: _____ Stab in Cementing Collar _____ pulg _____ lb/pie Tipo: _____ Liner Hanger _____ pulg _____ lb/pie Tipo: _____ Set Shoe _____ pulg _____ lb/pie Tipo: _____ Landing Collar _____ pulg _____ lb/pie Tipo: _____ Liner Wiper Plug _____ pulg Peso: _____ Tipo: _____ Pump Down Plug _____ pulg Tipo: _____ Liner Setting Tool Tipo: _____ Bolas de Asentamiento _____ pulg. diámetro Collar de Cementación en Dos Etapas _____ pulg ____ lb/pie Tipo: _____ Accesorios para Cementación en Etapas Empaques para Cementación Remedial _____ pulg Tipo: _____ Bridge Plug _____ pulg Peso: _____ Tipo: _____ Retrievable Bridge Plug (RBP)_____ pulg Tipo: _____ Cement Retainer _____ pulg Peso: _____ Tipo: _____ Stinger _____ pulg Tipo: _____ Error! Bookmark not defined.Herramientas Especiales:

Error! Bookmark not defined.CEMENTOS Y ADITIVOS DESCRIPCION Cemento Clase _____ Lote No. _____ Cemento Clase _____ Lote No. _____ Acelerador. Nombre: _________ Tipo: _________ Retardador. Nombre: _________ Tipo: _________ Reductor de Peso. Nombre: _________ Tipo: _________

UNIDAD

NECESIDAD

EN LOCACION

PEDIDO

Material Pesante. Nombre: _________ Tipo: _________ Dispersantes/Reduc. Fricción. Nombre: _________ Tipo: _________ Controlador de Pérdida de Filtrado. Nombre: _________ Tipo: _________ Controlador de Pérdida de Filtrado. Nombre: _________ Tipo: _________ Antiespumante. Nombre: _________ Tipo: _________ Bloqueador de Gas. Nombre: _________ Tipo: _________ Aditivos Especiales:

6.4

6.4.1

FLUJO DE GAS EN EL ANULAR

GENERALIDADES

El flujo de gas en el anular después de la cementación es uno de los problemas más graves que enfrenta la ingeniería de cementación. El problema es más común en pozos donde existen una o más formaciones de arena de alta presión de gas y en la cementación en pozos direccionales para producción de gas. Las consecuencias del flujo de gas en el anular durante o después de la colocación de la lechada del cemento, generalmente son la necesidad de forzamiento de cemento con sus implicaciones de costo. En algunos casos extremos pueden llegar a resultar situaciones de "reventón" o de pérdida de control del pozo durante o después de la cementación. En general, el flujo de gas no podrá existir si la presión hidrostática es mayor que la presión de la formación. Por lo tanto, si hay entrada de gas al pozo, necesariamente habrá reducción de la presión hidrostática por debajo de la presión de formación durante algún período de tiempo. Los cálculos de presión hidrostática normalmente son realizados antes de la cementación para estar seguros de que la presión hidrostática en el anular exceda a la de la formación. Sin embargo, pueden ocurrir algunos cambios físicos o químicos en el cemento entre la etapa de bombeo del cemento y el tiempo cuando el cemento alcanza suficiente resistencia a la compresión (o resistencia de gel) para resistir la intrusión de fluidos. Algunos de los siguientes mecanismos pueden ocurrir y causar una reducción de la presión hidrostática: 1. Resistencia de gel insuficiente. 2. Agua libre. 3. Canalización. 4. Tixotropía.

5. Excesiva pérdida de filtrado.

6.4.2

6.4.2.1

MECANISMOS

Resistencia de Gel Insuficiente

Cuando una lechada está recién mezclada ejerce en su totalidad una presión hidrostática sobre la formación. Una vez que esta alcanza un cierto fraguado, la presión hidrostática de la columna de cemento decrece, ya que la lechada empieza a soportarse por sí misma. Si el cemento no tiene resistencia de compresión o gel suficiente, el flujo de gas puede ocurrir cuando la presión del fondo sea menor a la de la formación. Esto puede resultar en cementos permeables con canalización de gas.

6.4.2.2

Agua Libre

La reducción de presión hidrostática debido a la separación de agua libre puede ocurrir con mayor frecuencia en pozos desviados. El agua libre de la lechada de cemento tiende a subir al lado superior del pozo abierto. Si este fenómeno se presenta en cantidades suficientes, el agua puede formar un continuo canal a través del cemento, ejerciendo una presión hidrostática igual a la del agua. Debido a la reducción de hidrostática cuando el cemento fragua, el gas puede fluir dentro de la columna de agua.

6.4.2.3

Canalización

Si el cemento y/o preflujos no remueven todo el fluido de perforación, existe la posibilidad de que se presente una canalización. Debido a una pobre adherencia del cemento, en ciertos casos, esto puede permitir un flujo de gas.

6.4.2.4

Tixotropía

Algunas mezclas pueden gelificar parcialmente, siendo soportadas parcialmente por si solas. Esto tiene como efecto una reducción de la presión hidrostática. Si la misma mezcla no tiene suficiente compresión o resistencia de gel, puede ocurrir el flujo de gas en el anular. Puede notarse a partir de pruebas de campo, que el uso de cementos tixotrópicos con acelerantes está dando un mejor resultado para prevenir problemas de flujo a través de las zonas de gas. Este tipo de mezcla deberá ser diseñada cuidadosamente para asegurar un rápido fraguado una vez colocada en su lugar, la cual debe desarrollar una alta resistencia de gel para evitar el flujo de gas.

6.4.2.5

Pérdida de Filtrado

El exceso de pérdida de agua puede causar una prematura deshidratación del cemento. Esto puede resultar en: -

Fraguado prematuro del cemento.

-

Canalización del fluido de perforación a través del cemento, cambiando la reología de la lechada.

Bajo estas condiciones puede ocurrir un flujo de gas en el anular.

6.4.3

DISEÑO DE LA LECHADA

Las siguientes recomendaciones deberán ser seguidas cuando se diseñe una cementación para el control de una zona de gas: a. Use la proporción de agua de mezcla tan baja como sea posible. Utilice dispersantes en el caso que sea necesario. b. Use una lechada con baja pérdida de agua (en el rango de 20 a 50 cc/30 min.). c. Diseñe la mezcla de cemento con un tiempo de bombeo tan corto como sea posible dadas las condiciones específicas del pozo. d. Diseñe el tiempo de frague de la lechada desde el fondo al tope de la columna. Esto puede ser efectuado por medio de una lechada de llenado con un largo tiempo de fraguado (aproximadamente 5 horas), seguida por otra lechada de más corto tiempo de fraguado, aproximadamente 2 1/2 horas. Lo anterior permitirá a la primera lechada ejercer en su totalidad la presión hidrostática en la formación mientras la segunda lechada fragua. e. Diseñar la lechada en conjunto con los preflujos y el fluido de perforación para el balance y control del pozo durante la cementación. Todo el tiempo se debe exceder la presión de fondo del yacimiento (BHP), pero nunca alcanzar la presión de fractura de las zonas débiles. f. Aplicar presión en el anular inmediatamente después de la cementación puede prevenir el flujo de gas. Cuando se diseñan mezclas de cemento para pozos de gas, una herramienta usual es el método de predicción gráfico. Los siguientes pasos son necesarios: a. Grafique presión vs. profundidad y obtenga la presión de formación en la posible zona de flujo (presión de poros). b. Grafique estas presiones y profundidad a un lado de un diagrama del pozo. c. Dibuje una línea mostrando la hidrostática del fluido de perforación hasta el tope del cemento. d. Dibuje la línea hidrostática del tope del cemento al fondo del pozo. Estas líneas muestran la llamada curva hidrostática normal. e. Dibuje una línea con el gradiente del agua de mezcla de la lechada del tope al fondo del cemento. f. Verificar si la anterior línea cruza la de presión de poros. Si esto es así, significa que la formación va a permitir flujo antes que el cemento esté completamente fraguado. g. Grafique una línea de la presión de fractura para estar seguros que la presión anular del lodo y el cemento es menor. Cuando el cemento está en período de fraguado, la hidrostática efectiva estará limitada a la densidad del agua de mezcla. En este caso las zonas bajas podrían eventualmente fluir. Una magnífica alternativa para solucionar el problema de intrusión de gas en el anular es el de diseñar cementaciones en dos etapas. Un pequeño trabajo de cementación es diseñado para cubrir la zona más baja mientras la hidrostática del fluido previene el flujo durante el fraguado. Como es usada una corta columna de cemento, el impacto de la hidrostática del agua de mezcla es pequeño y esto sumado al peso del fluido es suficiente para contener la presión de la formación más baja. La segunda etapa podrá ser realizada en una manera similar.

6.4.4

PREPARACIÓN DEL POZO

A continuación se presentan las recomendaciones que deberán ser seguidas para preparar y adecuar el pozo antes de la cementación: a. Es especialmente importante, en este tipo de trabajo, acondicionar el pozo antes de la cementación para evitar que haya pérdidas de circulación. La combinación de pérdidas de retorno y de flujos de gas en el anular son causales principales de reventones. b. Asegurarse que la presión hidrostática exceda la presión de la formación antes de empezar la cementación.

c. Se deben obtener medidas precisas de temperatura y presión necesarias para diseñar la lechada de cemento. d. Se debe correr un registro calibrador de diámetro del hueco para determinar las medidas exactas del pozo para calcular el volumen del cemento y un efectivo desplazamiento mecánico para estar seguros de obtener una buena remoción del fluido de perforación. Las siguientes recomendaciones deberán ser tenidas en cuenta al desarrollar el plan de trabajo en un pozo potencialmente con problemas de intrusión de gas: -

La centralización de la tubería es un factor especialmente importante.

-

Debe haber una amplia discusión del diseño de la mezcla, una buena preparación del pozo y del procedimiento del trabajo antes de la cementación, asegurándose que el operador y la compañía de servicios estén de acuerdo con el programa.

-

Mantener un registro de los niveles de los tanques durante la operación para detectar posibles pérdidas o ganancias.

-

Usar el densitómetro para chequear la densidad de la mezcla.

-

Analizar el trabajo después de la completación para poder analizar y tomar posibles medidas correctivas.

6.4.5

RECOMENDACIONES

Resumiendo, las siguientes modificaciones a las prácticas generales de cementación, han probado ser útiles en cementación a través de las zonas de gas, con el propósito de controlar el flujo al anular: a. Usar una columna corta de cemento y desarrollar etapas múltiples. b. Dar un largo tiempo de fraguado a la primera lechada para que esta mantenga en su totalidad la presión hidrostática sobre la segunda lechada. c. Aplicar presión al anular en la superficie inmediatamente después de la cementación. d. Incrementar la densidad del fluido de perforación en el anular antes de cementar. e. Incrementar la densidad de la lechada a los máximos niveles permitidos. f. Use lechadas con baja proporción de agua de mezcla y baja pérdida de fluidos.

BIBLIOGRAFIA 1. NELSON, Erik. Well Cementing, Dowell Schlumberger, Saint-Etienne, France, March 1990. 2. SMITH, Robert. Successful Primary Cementing Checklist, AMOCO Production Co., Research Center, Copyright October 1983. 3. DOWELL SCHLUMBERGER. Cementing Technology, Published by Nova Communications Ltd., London, England for Dowell Schlumberger, 1984. 4. B.J. SERVICES. Applied Cementing, Training Department, Tomball TX, April 1991.

7

CAPITULO VII. CONTROL DE POZO

7.1

AMAGO DE REVENTON

La seguridad del equipo, el personal y el entorno, implica un proceso continuo de control de flujos durante la perforación, para mantener la presión hidrostática en el pozo mayor que la presión de formación, mecanismo primario de control que se inicia con la planeación del pozo. Cuando se perfora con retorno normal de lodo a superficie, es imposible que ocurra un amago de reventón sin presentar una INDICACION O AVISO, asociado con cualesquiera de las causas principales de amago. De ahí se deriva lo importante que es el conocimiento de los indicadores y las causas de amago de reventón, la oportuna detección y el control antes que el hecho aumente en intensidad. Todo amago se presenta cuando la presión de la formación excede la presión hidrostática del fluido en el pozo, y es para ese momento cuando todo el personal involucrado en la operación de perforación debe estar entrenado para actuar inmediatamente. CUANDO UN AMAGO NO SE CONTROLA SE CONVIERTE EN REVENTON ! De la prevención que se tenga en cuanto a equipo en superficie, p.e.: matachispa en los motores, extintores recargados, suficientes y bien ubicados, uniformes anti-inflamables, martillos de caucho, linternas antichispa, detectores de gas en el ambiente, etc., durante el control de un pozo, depende en gran parte que se eviten sucesos lamentables.

7.2

7.2.1

PRINCIPALES CAUSAS DE AMAGO DE REVENTON

FALTA DE CUIDADO EN MANTENER EL HUECO LLENO

El hueco SE DEBE LLENAR cada vez que se cause una caída de presión de 75 lppc o que se saquen cinco (5) paradas de tubería o tres (3) botellas de perforación, lo que produzca menor reducción de la presión sobre el fondo. Es de mandato obligatorio utilizar el tanque de viaje, para tener un mejor control sobre los volúmenes de desplazamiento y llenado.

7.2.2

REDUCCIÓN DE PRESIÓN POR SUCCIÓN DEL POZO (SWABBING)

Ocurre cuando se saca tubería a velocidades altas, ocasionando una reducción en la presión de fondo del pozo. Se han de tener en cuenta los programas de velocidades máximas de bajada y sacada de tubería. Este efecto es mayor cuando la broca está cerca del fondo, con broca y estabilizadores embotados y altos geles en el lodo. Sacar las primeras 15 paradas lentamente !

7.2.3

PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

La pérdida de circulación disminuye el nivel de fluido en el hueco, causando una reducción en la presión hidrostática sobre el fondo del pozo. Esto debe ser detectado por los medidores de volúmenes en las piscinas y el medidor de caudal de retorno.

7.2.4

PERFORACIÓN DE UNA ZONA DE ALTA PRESIÓN

Al perforar una zona de alta presión, la cual es mayor que la presión hidrostática del lodo, se producirá un amago de reventón por el mayor empuje de la presión de formación, lo que induce la entrada de fluido al pozo. Para su detección existen varios métodos de predicción, con los cuales se pueden determinar las presiones anormales de formación.

7.3

INDICADORES O IDENTIFICADORES DE REVENTONES

Aunque la alta presión anormal parece ser el gran peligro, la mayoría de los reventones han ocurrido en zonas con presiones normales y durante los viajes de tubería. Los principales indicadores sobre los cuales se debe ejercer observación permanente son:

7.3.1

AUMENTO DE VOLÚMENES EN LOS TANQUES

Cualquier aumento en el volumen en los tanques es una indicación de amago, que generalmente se convierte en la primera confirmación, cuando hay un control estricto en la medición del flujo de retorno. Debe ser detectado rápidamente por los indicadores del nivel comunicados con la Unidad de Registro Continuo de Hidrocarburos y por los sensores PVT instalados en los tanques del fluido de perforación y transmitido al equipo de medición en la casa del perro. LAS ALARMAS deben ser activadas inmediatamente. Comprobar que el aumento no es producto de preparación o movimientos de lodo de reservas.

7.3.2

AUMENTO DE LA TASA DE FLUJO DE RETORNO

Debe ser la primera confirmación de un amago, siempre y cuando sea producido por causas diferentes al aumento en la rata de bombeo al pozo. El instrumento de medición debe instalarse en la línea de flujo de retorno, para detectar cualquier cambio de flujo por leve que sea. La confiabilidad de estos instrumentos se basa en la calibración.

7.3.3

FLUJO DEL POZO CON LAS BOMBAS PARADAS

El pozo fluye o circula sin estar operando las bombas, conduciendo a un aumento en el nivel de las piscinas. SI HAY SOSPECHA DE UN FLUJO SE REVISA EL POZO VISUALMENTE EN LA RUMBA.

7.3.4

DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN CON AUMENTO EN EL NÚMERO DE GOLPES

Cuando se produce un amago y el fluido del yacimiento penetra al pozo, se genera una disminución de la presión hidrostática, que junto con la expansión, hace que la presión de bombeo disminuya y los golpes de la bomba aumenten. Sin embargo, estos factores pueden producirse por causas diferentes a amagos de reventón (taponamiento de la succión de la bomba, aire en las líneas, falla en algún componente de las bombas, caída de boquillas, hueco en la tubería, etc.). De todas formas, siempre está asociado a otros indicios que hacen determinante la detección. Siempre es mejor asumir que hay un amago y revisar flujo. Puede estar asociado con un aumento en el peso de la sarta.

7.3.5

AUMENTO DE LA RATA DE PERFORACIÓN

Es uno de los primeros indicadores y más fáciles de detectar. Ocurre cuando se incrementa considerablemente la rata de penetración sin variar las condiciones de perforación que se traen; suele suceder después de una corta frenada. Generalmente el perforador es el primero en detectarla y debe estar instruido en las acciones inmediatas a tomar.

7.3.6

LODO CORTADO CON GAS, ACEITE O AGUA SALADA

Cuando el gas, el aceite o el agua entran al pozo, se mezclan con el lodo produciendo una reducción en su peso. El gas es detectado en la trampa de vacío instalada en el bolsillo de la rumba. El crudo y el agua salada se detectan, ya sea visualmente por el cambio de apariencia física del lodo o por las pruebas de cloruros.

7.3.7

CAMBIOS DE TEMPERATURA EN EL LODO DE RETORNO

Cuando ha habido una entrada de fluido al pozo, hay un cambio de temperatura (descenso) que puede ser detectado cuando se lleva un control estricto sobre este parámetro.

7.3.8

APARIENCIA DE LOS RIPIOS DE PERFORACIÓN

Conociendo la forma y cantidad de los cortes generados por la perforación normal de la broca, se puede detectar un amago de reventón identificando la variación hacia cortes más grandes y más angulares, producidos por el desbalance. Cuando las lutitas se derrumban por desbalance a favor de la formación, los cortes tienen apariencia grande y angular.

7.4

MECANISMO DE CONFIRMACION DE UN AMAGO DE REVENTON

7.4.1

REVISIÓN DE FLUJO

La revisión de flujo es una práctica común y debe hacerse cada vez que se detecta un indicador de amago de reventón. El procedimiento para la revisión del flujo es el siguiente:

7.4.1.1

Durante la Perforación

1.

Levantar el vástago de perforación y sentar la tubería en las cuñas.

2.

Iniciar rotación de la tubería suavemente.

3.

Parar las bombas.

4.

Observar el flujo en el bolsillo de la zaranda y en el niple campana, durante cinco (5) minutos; si el fluido permanece completamente quieto, proceder como sigue: -

Sacar las cuñas.

-

Colocar las bombas hasta obtener retorno.

-

Bajar el vástago de perforación.

-

Continuar perforando.

Si se observa flujo del pozo o hay dudas al respecto, proceder así: 1.

Abrir la válvula hidráulica del choque.

2.

Cerrar el preventor anular.

3.

Cerrar el choque.

4.

Registrar la presión de revestimiento y de tubería.

5.

Proceder a matar el pozo por el método seleccionado. "Es mejor cerrar el pozo innecesariamente que darle ventaja al influjo". "Siempre que tenga dudas con respecto a un amago REVISE EL FLUJO".

7.4.1.2

Durante las Conexiones

1.

Parar la perforación con dos pies del vástago afuera.

2.

Levantar el vástago de perforación y sentar la tubería en las cuñas.

3.

Rotar la tubería.

4.

Parar las bombas.

5.

Observar el flujo. Si hay flujo proceda como en el caso anterior. Si no hay flujo: Desconectar el vástago de perforación, hacer la conexión y continuar perforando.

7.4.1.3

Durante el Viaje

Si observa o sospecha que el pozo está fluyendo o se está llenando indebidamente durante el viaje, debe procederse de la siguiente forma para revisar flujo: 1.

Revisar el tanque de viaje para comprobar su funcionamiento.

2.

Sentar la tubería sobre las cuñas.

3.

Llenar el pozo hasta que se observe el retorno en la campana.

4.

Parar la bomba de llenado y observar el nivel del fluido en la campana o el bolsillo de la rumba.

Si el pozo no fluye, continuar el viaje de tubería. Si el pozo fluye, proceder así: 1.

Colocar la preventora interna de tubería.

2.

Conectar el vástago de perforación.

3.

Abrir la válvula hidráulica del choque.

4.

Cerrar el preventor anular.

5.

Cerrar el choque.

6.

Registrar los datos de presión del revestimiento.

7.

Tomar la decisión de acuerdo con la presión, la profundidad donde se encuentra la tubería y la actividad (sacando o bajando tubería). De todas formas, si es posible, baje tubería hasta donde pueda.

7.4.1.4

Con la Tubería Fuera del Pozo

Tan pronto se termina de sacar la tubería y el pozo está lleno, observarlo por cinco (5) minutos para comprobar si fluye o no. Luego cerrar los arietes ciegos. Antes de abrir nuevamente los arietes, revisar la presión en el manómetro del múltiple. Proceder así: 1.

Cerrar el choque.

2.

Abrir la válvula hidráulica.

3.

Revisar la presión.

Si hay presión, abrir el choque, observar flujo y cerrar nuevamente. Decidir si se puede bajar o forzar tubería o aplicar un método volumétrico.

7.5

EQUIPOS Y METODOS DE PREVENCION Y CONTROL

El control de un pozo empieza con su planeación, prediciendo y evaluando lo que podría pasar durante la perforación. El control primario de un pozo lo constituye la adecuada presión hidrostática que balancee y coloque en todo momento un factor de seguridad sobre la presión de formación, para evitar cualquier influjo al pozo. Uno de los elementos que permite controlar este parámetro y brinda confiabilidad si se maneja adecuadamente, es el tanque de viaje.

7.5.1

MÉTODOS DE CIERRE DEL POZO

Diariamente, el supervisor del equipo debe registrar en el informe diario de perforación, las tasas de bombeo y las presiones reducidas de todas las bombas en el equipo, con la bomba solamente embragada (sin acelerar). Inmediatamente se ha detectado el flujo del pozo, el paso siguiente es proceder a cerrar para reducir la entrada de fluidos al pozo, teniendo en cuenta dos objetivos para el control del pozo: 1.

Matar el pozo sin peligro.

2.

Reducir al mínimo los esfuerzos sobre la pared del hueco.

Se debe proceder secuencialmente para conseguir estos dos objetivos. Uno de los casos más críticos ocurre en el momento del cierre inicial y luego al escoger el método adecuado para matar el pozo.

7.5.1.1 7.5.1.1.1

Procedimiento de Cierre Perforando

1.

Levantar el vástago de perforación hasta que la unión del último tubo quede por encima de la mesa rotatoria.

2.

Parar las bombas.

3.

Abrir la válvula hidráulica del choque (el choque debe estar abierto 1/2).

4.

Cerrar el preventor anular.

5.

Cerrar el choque.

6.

Avisar inmediatamente al ingeniero de ECOPETROL y al supervisor general de perforación.

7.

Registrar las presiones de cierre en el anular y la tubería, el tiempo y la ganancia en los tanques.

8.

Escoger el método para matar.

Si la ganancia de volumen al detectar el amago es grande, cerrar el pozo lo más rápido posible (cierre duro). Cuando el tiempo de cierre del preventor anular es relativamente largo (15-20 seg), el efecto de golpe de ariete sobre el hueco se disminuye considerablemente o es despreciable. Para evitar más entrada de fluido al pozo proceder así: Después de los pasos 1 y 2 (Cierre duro): 3.

Cerrar el preventor anular, (inmediatamente queda cerrado el pozo).

4.

Cerrar el choque.

5.

Abrir la válvula hidráulica del choque.

Continuar con el paso 6.

7.5.1.1.2 Actuar así:

Durante el Viaje

1.

Bajar el tubo hasta la unión y colocar las cuñas.

2.

Instalar la preventora interna de tubería o válvula de seguridad abierta.

3.

Abrir la válvula hidráulica del choque. (El choque debe estar abierto).

4.

Cerrar la válvula de seguridad (si fue colocada) y el preventor anular.

5.

Cerrar el choque.

6.

Conectar el vástago de perforación.

7.

Avisar inmediatamente al ingeniero de ECOPETROL y del equipo.

8.

Registrar las presiones de cierre y el volumen ganado en el tanque de viaje.

9.

Escoger el método para matar o la acción a tomar.

7.5.1.1.3

Con Tubería Fuera del Pozo

Al sacar el último tubo del pozo, proceder de la siguiente forma: 1.

Llenar el pozo y revisar el flujo.

2.

Cerrar los arietes ciegos.

Antes de abrir los arietes ciegos, revisar si hay presión acumulada en el pozo. Proceder así: 1.

Cerrar el choque.

2.

Abrir la válvula hidráulica.

3.

Revisar si hay presión.

Si hay presión, abrir el choque, observar flujo y cerrar nuevamente. Decidir si se puede bajar o forzar tubería o aplicar un método volumétrico. 4.

Si no hay presión, abrir los arietes ciegos.

5.

Cerrar la válvula hidráulica.

6.

Abrir el choque.

7.5.2

TANQUE DE VIAJE

" Es obligatorio disponer y usar el tanque de viaje en todos los pozos que perfore ECOPETROL", quien dará las especificaciones requeridas, y el interventor en el equipo (jefe de pozo) será quien apruebe si su instalación es correcta y que todo el personal conoce y entiende su uso. El tanque de viaje, como su nombre lo indica, se usa para monitorear el llenado del pozo durante los viajes de tubería. Debido a que la mayoría de reventones han ocurrido mientras se ejecuta esta operación, el jefe de pozo y del equipo (Tool Pusher), deben supervisar la ejecución de esta operación y hacer énfasis en el uso del tanque de viaje. Al sacar tubería hay dos alternativas posibles: que el pozo esté aceptando o no la cantidad correcta de lodo para llenar el equivalente a la tubería retirada. Si el pozo no está aceptando la cantidad correcta debe revisarse flujo y tomar la acción inmediata. El tanque debe usarse en todos los viajes y registrar en la hoja de viaje anexa al reporte de perforación, el cálculo de cuánto lodo debe aceptar por cada parada de tubería o botellas que se retira y la cantidad real aceptada. La exactitud de la cantidad para llenar se puede establecer después de 2 ó 3 viajes. La precisión de esa cantidad depende de: 1.

La exactitud del monitoreo de la operación.

2.

La precisión de las marcas en el tanque (o marcador de barriles) de viaje.

3.

El número de paradas llenas que se saquen.

4.

La precisión del desplazamiento de la cantidad de tubería que se saca antes de llenar.

5.

Si no hay aporte ni pérdida del lodo en el pozo.

6.

Si no hay fuga por la válvula de drenaje del tanque después que se llena.

7.

Las acumulaciones de lodo seco en el fondo del tanque.

7.5.2.1

Instrucciones para la Instalación del Tanque de Viaje

Hay dos tipos de instalaciones para un tanque de viaje: 1.

Llenado por gravedad (Figura 7.1).

2.

Llenado por bomba (Figura 7.2).

0

Error! Bookmark not defined.

FIGURA 7.1 TANQUE DE LLENADO POR GRAVEDAD

0 FIGURA 7.2 TANQUE DE LLENADO CON BOMBA

7.5.2.1.1

Tanque de Llenado por GravedadError! Bookmark not defined.

Debe estar localizado a una elevación donde el fondo del tanque quede por encima del carrete de perforación y el retorno del lodo de la línea de flujo caiga por gravedad al tanque. La línea de llenado del pozo va conectada a la línea de matado y debe llevar dos válvulas: una a la salida del tanque, de baja presión y otra antes de la conexión a la línea de matado, de alta presión. No es recomendable para pozos donde se vayan a usar pesos altos de lodo, con altas viscosidades y contenido de sólidos, porque pueden taponar las líneas. El lodo nunca debe descargarse a la rumba (tanques) en los viajes, a menos que se compruebe flujo o suabeo.

7.5.2.1.2

Tanque de Llenado Mediante Bomba

Es el más utilizado porque puede ser localizado en un lugar accesible, llenando el pozo mediante una bomba centrífuga. En este caso la línea de llenado no va a la línea de matado, sino a la campana, sobre el último preventor; lleva una válvula de control (check), de baja presión, a la salida de la bomba. Las características principales al elegir los componentes del tanque de viaje son: 1.

Suficiente capacidad para evitar pérdidas de tiempo llenándolo continuamente. Una capacidad adecuada es de 60 Bls, dividida en dos compartimientos de 30 Bls cada uno, con marcas en cada barril.

2.

Un sistema de indicación de nivel con lectura remota en un registrador instalado cerca al perforador y con buena visibilidad para observarlo constantemente. Instalar alarmas de sonido.

3.

Dos bombas centrífugas, cada una capaz de mover fluido de perforación de 18 LPB a 2 BPM contra una cabeza de 30 pies. Una bomba debe permanecer prendida mientras se saca la tubería.

4.

Líneas de tres (3) pulgadas con válvulas de apertura completa de 125 lppc como mínimo, para llenar el pozo.

5.

La tubería que va desde la línea de flujo hasta el tanque de viaje será como mínimo de cuatro pulgadas.

6.

Una línea de llenado desde el sistema de lodo del equipo hasta el tanque, con válvulas para seleccionar de cuál compartimiento llenar.

7.

Una línea de acero de dos (2) pulgadas, instalada corriente abajo del choque, usada para medir el volumen exacto de fluido drenado en operaciones de forzamiento de tubería.

8.

Un sistema apropiado para lavar el tanque después de cada operación.

7.5.2.2

Instrucciones para el Uso del Tanque de Viaje

1.

Llenar el tanque de viaje antes de enviar la píldora pesada.

2.

Al enviar la píldora pesada para sacar tubería, observar la salida de la línea de flujo hasta que el lodo se detenga. Cerrar la válvula hacia la zaranda para aislar el circuito del tanque de viaje.

3.

Desconectar el vástago de perforación y sacar una o dos paradas, observando la caída del lodo en el anular.

4.

Si el lodo está cayendo normalmente, prender una centrífuga y bombear al anular.

5.

Observar y registrar el volumen inicial en el tanque y el volumen de lodo requerido para llenar el pozo cada cinco (5) paradas. Si ha realizado viajes, compare el dato con la cantidad utilizada para la misma longitud de tubería en el viaje anterior y con la cantidad calculada que debe bombearse.

6.

La mayoría de tanques están marcados en incrementos de un (1) barril. Es imperativo que el perforador conozca exactamente la cantidad que el pozo debe tomar cada cinco (5) paradas de tubería y cada una (1) parada de botellas.

7.

Cuando el hueco no tome la cantidad adecuada de lodo, debe revisarse el flujo. Si el pozo muestra cualquier indicación de flujo, instale la preventora interna y fuerce la tubería hasta el fondo.

8.

El tanque debe ser un sistema cerrado que comprende: tanque de viaje - pozo - línea de flujo - tanque de viaje. Debe observarse cuidadosamente que no hayan escapes en superficie.

9.

Lavar el tanque de viaje con agua después de cada viaje, no dejar lodo en el tanque, bombear el sobrante a los tanques y dejarlo completamente vacío.

7.5.3

LÍNEA DE LLENAR

Línea de dos (2) pulgadas colocada en la campana, por encima del preventor más elevado, procedente del tanque de viaje, el cual debe tener una válvula situada a la salida del tanque.

7.5.4

CABEZA DE POZO (CASING HEAD)

Es donde se conecta el equipo de preventoras. Debe tener dos salidas de mínimo dos (2) pulgadas de diámetro roscadas para presiones menores o iguales a 3000 lppc y flanchadas para mayores de 3000 lppc. Estas salidas no deben usarse para conectar líneas de choque o de matar. Sólo pueden usarse para ello, en casos de emergencia, por fallas en el sistema de control principal (ver Anexo 5).

7.5.5

CARRETE DE PERFORACIÓN (DRILLING SPOOL)

Proporciona un espacio adicional entre los arietes para facilitar los viajes de tubería con los arietes cerrados. Adicionalmente permite conectar las líneas de matar y de choque.

Sus especificaciones mínimas incluyen dos (2) salidas, una de tres (3) pulgadas (al choque) y la otra de dos (2) pulgadas de diámetro nominal (línea de matar), con brida, para atornillar o de grapa, clase 2M, 3M y 5M. Debe tener un hueco de diámetro al menos igual al máximo hueco del cabezal del pozo. Su rango de presión de trabajo debe estar acorde al diseño de preventoras y cabezal. Deben ser fabricados de acuerdo con el API 6A.

7.5.6

MÚLTIPLE DEL ESTRANGULADOR

Es un arreglo de válvulas, líneas, conexiones, estranguladores manuales y a control remoto, que permiten la salida controlada de los fluidos a alta presión del anular. Su selección y diseño está basado en factores conocidos como: máximas presiones de fondo, método de control, medio ambiental, corrosividad, volumen de manejo, toxicidad y abrasividad de los fluidos.

Error! Bookmark not defined.EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS - ECOPETROL TABLA PARA REGISTRAR EL LLENADO DEL POZO EN LOS VIAJES Capacidad del tanque de viaje:

Bls.

con incrementos de:

Bls/pulg.

A. Desplazamiento de la tubería con uniones:

Bls/pie.

por 5 paradas:

Bls.

B. Desplaz. de la tubería pesada con uniones:

Bls/pie.

por 3 paradas:

Bls.

C. Desplazamiento de las botellas:

Bls/pie.

por 3 paradas: PARADAS SACADAS DEL POZO:

DESPLAZAMIENTO CALCULADO DE LA TUBERIA (Bls). Increm.

MENOS:

Acum.

VOLUMEN DE LLENADO DEL POZO (Bls). Increm.

Bls. IGUAL:

Acum .

GANANCIA O PERDIDA(-) DE LODO (Bls). Increm.

1

-

=

2

-

=

3

-

=

4

-

=

5

-

=

VOLUMEN INICIAL EN EL TANQUE DE VIAJE (Bls).

Acum.

Error! Bookmark not defined.EJEMPLO PARADA S SACADA S DEL POZO:

DESPLAZAMIENTO CALCULADO DE LA TUBERIA (Bls).

Increm.

Acum.

1

0.25

0.25

2

0.25

3

MENO S:

VOLUMEN DE LLENADO DEL POZO (Bls).

Increm.

Acum.

-

0.25

0.25

0.5

-

0.20

0.25

0.75

-

4

0.25

1.0

5

0.20

1.20

IGUAL:

GANANCIA O PERDIDA DE LODO (Bls).

VOLUMEN DEL TANQUE DE VIAJE (Bls).

Increm.

Acum.

30.50

=

0

0

30.25

0.45

=

0.05

0.05

30.05

0.20

0.65

=

0.05

0.10

29.85

-

0.30

0.95

=

-0.05

0.05

28.55

-

0.20

1.15

=

0.0

0.05

29.35

Las prácticas recomendadas para la instalación incluyen: 1.

Todos sus componentes deben tener una presión de trabajo igual o superior a la del equipo de preventoras y deberá ser probado a la misma presión que ellas.

2.

Las especificaciones de trabajo como presión, temperatura y corrosividad, deberán estar de acuerdo con las especificaciones API RP53.

3.

El múltiple deberá estar colocado en un sitio de fácil acceso, preferiblemente fuera de la subestructura del equipo.

4.

La salida del estrangulador debe ir a una cámara que amortigüe la presión del choque (Cámara Buffer). Las líneas deben estar aseguradas para prevenir que sean dobladas o partidas. Se debe disponer de una línea de tres (3) pulgadas de diámetro interno, que vaya desde el múltiple hasta un sitio acondicionado para quemar gas o crudo del pozo, distante por lo menos 200 m del equipo y asegurada fuertemente en toda su extensión. Es aceptable una línea de dos (2) pulgadas en el caso de rango de presión de 2M.

5.

Las líneas de flujo deben tener vías alternas para desviar el flujo en caso de rompimiento o erosión, taponamiento o malfuncionamiento, mientras se repara la vía dañada.

6.

La línea de descarga deberá tener el mismo diámetro que la línea del estrangulador para evitar contrapresiones mientras se descarga el pozo a través del choque.

7.

Manómetros de rango adecuado para leer fácilmente las presiones en la tubería y el anular.

8.

Deberá poseer como mínimo un choque y una válvula de operación remota.

9.

Para presiones mayores de 5000 lppc deben usarse conexiones de bridas, grapas de alta presión o soldadura API. (Realizadas por un soldador certificado).

10.

Los estranguladores deben estar aislados por válvulas y uniones para reemplazo rápido, mientras continúan las operaciones a través de un estrangulador alterno.

Los componentes mínimos del múltiple de choques se ven en la Figura 7.3.

7.5.6.1

Línea de Matar

Provee la vía para bombear a través de ella hacia el pozo. El sitio normal de conexión en las preventoras depende de la configuración y los carretes empleados, pero su posición común es bajo el preventor de arietes, a cerrar primero en caso de un amago. La Figura 7.4 presenta los arreglos API, para la instalación de la línea. Por seguridad, se puede emplear una línea de matar alterna, la cual permite el uso de una bomba auxiliar en el caso de daño o insuficiencia de las bombas normales del equipo. Esta línea va encadenada a la línea normal de matar (Figura 7.5).

FIGURA 7.3 MINIMOS COMPONENTES DE LA LINEA Y MULTIPLE DEL ESTRANGULADOR

FIGURA 7.4 LINEA DE MATAR FIGURA 7.5 LINEA DE MATAR CON LINEA AUXILIAR (PARA 5M - 10M O 15M)

Algunas guías facilitan la instalación de la línea: 1.

Mínimo de dos (2) pulgadas de diámetro con dos válvulas, la primera (junto a las preventoras) permanecerá siempre abierta, se utilizará como válvula maestra. La segunda válvula irá junto a la anterior y se utilizará normalmente para evitar o permitir el flujo de fluidos. Después de la segunda válvula debe ir una válvula CHEQUE para evitar que la presión del pozo entre a las bombas.

2.

Se recomienda no usar esta línea para llenar el pozo, puesto que esta rutina trae como consecuencia una posible erosión de las paredes del tubo.

3.

Las operaciones periódicas de inspección, prueba y mantenimiento, serán acordes con las practicadas al sistema de preventoras.

7.5.6.2

Línea del Choque

Esta línea debe ser de mínimo tres (3) pulgadas con dos válvulas de cuatro (4) pulgadas así: La primera junto a la B.O.P debe ser manual y permanecer abierta todo el tiempo. La segunda irá inmediatamente después de la anterior y será de operación hidráulica a control remoto y deberá permanecer cerrada durante la perforación. Esta línea debe quedar lo más recta posible; si se requiere que haya un codo o dobladura, se debe considerar una dirección exacta para evitar continuos dobleces y debe quedar ajustada firmemente para evitar excesivo movimiento o vibración (Figura 7.6).

FIGURA 7.6 LINEA DEL CHOQUE

7.5.7

EQUIPO DE PREVENTORAS

El conjunto de preventoras es el equipo de control del pozo en superficie, cuyo diseño permite: 1.

Cerrar el hueco en superficie.

2.

Bombear fluidos dentro del hoyo.

3.

Forzar la tubería de perforación dentro del hueco.

La información suministrada en el programa de perforación deberá incluir las presiones esperadas en fondo para cada profundidad de asentamiento de revestimiento y los criterios utilizados para determinarlas, con el fin de diseñar los conjuntos de preventoras a usar. Todas las preventoras deben estar equipadas con un sistema hidráulico de manejo, con capacidad de suministrar una y media (1.5) veces el volumen necesario para cerrar todas las unidades con una presión mínima de 200 lppc por encima de la presión de precarga. Un sistema de apoyo, independiente del sistema de energía primario con capacidad suficiente para cerrar todos los preventores y mantenerlos cerrados. Una estación de control remoto operable desde la mesa de perforación y otra ubicada lejos del equipo de perforación (mínimo 50 pies) en un lugar seguro y de fácil acceso. Existen dos tipos de preventoras: de ariete y anular. El Instituto Americano del Petróleo ha clasificado los arreglos de preventoras de acuerdo con el rango de presión de trabajo, los cuales son mostrados en las Figuras 7.8 a 7.12. Los códigos dados para cada componente son los siguientes: A G R

= = =

preventor anular cabeza de pozo rotatoria preventor sencillo (ciego o de tubería)

Rd Rt S M

= = = =

preventor doble ariete preventor triple ariete carrete de perforación (drilling spool) 1000 libras por pulgada cuadrada

Se recomienda tener las siguientes partes disponibles como reserva: 1.

Un juego completo de arietes y empaques de tubería y anular para cada tamaño de tubería de trabajo.

2.

Un juego completo de cubiertas de sello para cada tamaño o tipo de ariete en uso.

3.

Plástico para actuar los sellos secundarios de los arietes.

4.

Sellos metálicos anulares para colocar entre las bridas. Todos los materiales deben ser guardados y protegidos para prevenir la oxidación.

7.5.7.1

Preventor Anular

Su propósito es cerrar el espacio anular alrededor de la tubería, sin importar el diámetro o la forma de la herramienta que está posicionada. Puede usarse para forzar tubería dentro del pozo en caso de emergencia, pero por la fricción pueden fallar fácilmente. Es el primer dispositivo que se actúa para cerrar el pozo. La presión de cierre recomendada es de 1500 lppc; durante el trabajo de forzamiento esta presión debe disminuirse al punto que permita una pequeña fuga que lubrique el empaque, para extender su vida útil. Los tipos más comunes son: Hydrill Tipo GK, su diseño permite que la presión del pozo ayude a mantenerlo cerrado; Hydrill Tipo GL, diseñado para pozos marinos o de grandes profundidades, tiene una cámara secundaria que ofrece contrabalance para equilibrar la diferencia por la columna hidrostática; Hydrill Tipo MSP, usado principalmente en los sistemas desviadores de flujo. El caucho de los empaques puede ser natural "NR", Nitrilo (sintético) "NBR", o de Neopreno "CR". El preventor Cameron Tipo D, resiste ambientes de sulfuro de hidrógeno y se recomienda en aplicaciones con lodos base aceite. Su apertura y cierre requieren de una presión entre 1500 a 3000 lppc, la cual debe ser mantenida durante su operación.

7.5.7.2

Preventor Anular de Desviación (Diverter System)

Para controlar un amago a poca profundidad, con el conductor sentado en una formación débil, donde no se puede cerrar el pozo completamente sin el riesgo de generar grandes presiones y la posibilidad de ocasionar fracturas para desfogue de la presión. El sistema de desviación del flujo usa un preventor anular situado sobre el tubo conductor y una o dos líneas situadas inmediatamente por debajo de él. El control se basa en el agotamiento de la fuente y en llevar el flujo hacia un área segura fuera del equipo y personal (Figura 7.7).

FIGURA 7.7 SISTEMA DE DESVIACION

Las líneas desviadoras del flujo deben ser de 6 ó 10 pulgadas de diámetro y tan rectas como se pueda, estar situadas en direcciones opuestas (180 grados) hacia la piscina de descarga o al quemadero, viento abajo del equipo, tener válvulas de apertura completa accionadas hidráulicamente, usando al mismo tiempo la presión de cierre del anular, con el fin de evitar que el pozo sea cerrado inadvertidamente. Todo el conjunto debe quedar lo suficientemente rígido para evitar vibraciones fuertes y pandeos, por lo tanto el revestimiento que soporta la cabeza y las preventoras, debe quedar bien centrado y tener una columna de cemento de mínimo 150 pies hasta superficie. Cuando el sistema está instalado se debe marcar la manija de control y colocar la advertencia de: "ACTUAR EL DIVERTER Y NO LAS B.O.P". Ya que la situación no permite imponer presión adicional sobre la formación, el operador tiene 3 alternativas para controlar el pozo: 1.

Bombear suficiente lodo al pozo sobre la zona de amago para balancear la presión de formación.

2.

Los amagos superficiales pueden depletarse rápidamente.

3.

El pozo puede derrumbarse y autocontrolarse.

En la posibilidad No. 1 se bombea lodo pesado de un peso que se supone matará el pozo y no fracturará la formación y se espera hasta que retorne a superficie; si no controla aumentar el peso gradualmente. Se recomienda preparar varios baches (de acuerdo con la capacidad del hueco) de diferentes pesos y la rata de bombeo debe ser mínimo 1 1/2 o 2 veces la del flujo del pozo, con el fin de colocar una columna hidrostática antes que el flujo diluya y reduzca el peso. La operación es la siguiente: Cuando se detecta el amago proceda así: 1.

Levante el vástago para sacar la unión del elemento de sello anular y pare las bombas.

2.

Abra la válvula de la línea de venteo viento abajo del sistema de desviación.

3.

Cierre el preventor anular.

4.

Inicie el bombeo del lodo en los tanques, o si se tiene, de la píldora pesada; si se acaba y no cesa el flujo, continúe con el lodo que tenga, si se acaba bombee agua si es posible, mientras prepara lodo. La rata debe ser el doble de la rata de flujo del pozo, siempre y cuando no se generen presiones que puedan fracturar el punto débil en el pozo y crear un amago interno o subterráneo.

MAX . PRESION PERMISIBLE = ( Densidad de Frac. - DLI ) * 0.052 * Prof. Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.

7.5.7.3

Preventor de Ariete

Trabaja sobre el principio de dos elementos de sello, o bloques de ariete, los cuales al acercarse entre si sellan el espacio anular alrededor de la tubería. Son de construcción rígida para insertos flexibles de caucho y diseñados para sellar sobre una forma geométrica predeterminada o con el pozo vacío, usando los arietes ciegos o de mandíbula llena. También pueden utilizarse para cortar la tubería instalando los arietes de corte. Los arietes cierran y abren por presión hidráulica, el empaque de caucho sintético realiza el sello final entre los arietes opuestos o entre un ariete y la tubería en el pozo. El material elástico sellante, tanto para arietes ciegos como para los de tubería, garantiza un cierre eficaz contra las pérdidas por alta presión de lodo que contengan arenas y ripios. El plástico en reserva detrás de las placas es empujado hacia adelante para reemplazar al desgastado por el movimiento del tubo. Los preventores del tipo ariete se usan para forzar la tubería dentro del hoyo bajo presión, o sea con el pozo cerrado, en este caso es necesario utilizar dos preventores con el debido espacio entre ellos para las uniones de conexión. El ariete superior e inferior son abiertos y cerrados alternativamente para dejarlas pasar, manteniendo siempre el pozo controlado. La relación de cierre es alrededor de 7 a 1, lo que significa que la presión requerida para cerrar el preventor es de alrededor de un séptimo de la presión del pozo; las relaciones pueden ser tan bajas como de 2 a 1. Existen arietes de tubería que pueden cerrar en un rango de diámetro de tubería (3 1/2" - 5 1/2") y preventores con rangos entre 2000 lppc y 15000 lppc.

7.5.7.3.1

Preventor de Ariete Tipo Cameron "U"

La mayoría de los preventores tipo "U" tienen relaciones de 7 a 1. La presión del sistema es de 1500 lppc y en condiciones apropiadas solamente se requerirá de alrededor de 500 lppc para operar. Su rango máximo de operación es de 5000 lppc.

7.5.7.3.2

Preventor de Ariete Tipo Cameron "QRC"

En este modelo, la presión del pozo ayuda a mantener los arietes cerrados.

7.5.7.3.3

Preventor de Ariete Tipo NL Shaffer "LWS"

Se caracteriza por su estructura ligera que ofrece para el cambio de arietes con dos puertas con bisagras. Hay que disponer de espacio suficiente bajo la estructura para su operación. 7.5.7.3.4

Preventor de Ariete Tipo Hydrill "V" y "X"

Tiene sistema de cambio de arietes de puertas con bisagras. El tipo "V" está diseñado para rangos de operación de 5000 lppc y el tipo "X" para 10000 lppc, ambos son resistentes al sulfuro de hidrógeno.

7.5.7.4

Clasificación de las Preventoras

El API ha clasificado el uso de las preventoras con base en los siguientes puntos: -

Rango de presión de estallido del revestimiento al cual se conectan.

-

Presión de ruptura en el zapato.

-

Máxima presión esperada en superficie.

A continuación se presentan los diferentes diseños:

7.5.7.4.1

Clase 2

Conjunto de preventores con un rango de presión de 2000 lppc, consistente en dos (2) preventores de ariete (se acepta un preventor doble) o un preventor anular capaz de cerrar todo el anular, con dos (2) salidas (Figuras 7.8 , 7.9 y 7.10). Se recomienda para perforar el hueco de superficie. Las combinaciones pueden ser (A-R-S), (R-R-S), (R-S-R).

FIGURA 7.8 CONJUNTO CLASE 2 (R-R-S)

FIGURA 7.9 CONJUNTO CLASE 2 (A-R-S)

7.5.7.4.2

Clase 3

Conjunto para 3000 ó 5000 lppc, compuesto de dos (2) preventores de ariete con dos (2) salidas y un (1) preventor anular (Figuras 7.11 y 7.12). Las combinaciones pueden ser: (A-R-S-R), (A-R-R-S). Posee poca flexibilidad porque si se erosiona el carrete no hay posibilidad de cambiarlo.

FIGURA 7.10 CONJUNTO CLASE 2 (R-S-R)

7.5.7.4.3

Clase 5

De igual configuración al clase 3 pero con rango de trabajo de 5000 lppc. Al igual que el anterior se recomienda para pozos de desarrollo y zonas de presión normal. Esta configuración puede hacerse más versátil adicionando otra unidad de ariete, para usarse en pozos exploratorios donde se esperen presiones normales.

7.5.7.4.4

Clase 10 y 15

Preventores con presión de trabajo de 10 ó 15M lppc; constan de tres (3) componentes de ariete y un (1) anular (Figura 7.13, 7.14). Se recomiendan para zonas desconocidas (A3), o para zonas de alta presión. Los arreglos pueden ser A-R-R-S-R-S, altamente funcional y el A-R-R-R-S-S, no muy flexible.

FIGURA 7.11 CONJUNTO CLASE 3 (A-R-R-S)

FIGURA 7.12 CONJUNTO CLASE 3 (A-R-S-R)

FIGURA 7.13 CONJUNTO CLASE 10 (A-R-R-S-R-S)

FIGURA 7.14 CONJUNTO CLASE 10 ó 15 (A-R-R-R-S-S)

7.5.7.5 7.5.7.5.1

Arreglos de Preventoras Recomendados Lineamientos Para el Arreglo y Montaje de Preventoras

Cada área de perforación tiene sus condiciones particulares, que se pueden encajar al sistema más funcional y seguro de los presentados. Las consideraciones especiales para cada área se consignarán en el programa de perforación de cada uno de los pozos, incluyendo el cálculo de las presiones de fondo y esperadas en superficie y servirán para seleccionar el sistema de preventoras. La instalación debe estar supervisada por el ingeniero jefe de pozo de ECOPETROL, para verificar que el conjunto montado quede de acuerdo con lo recomendado.

7.5.7.5.2

Rango de Resistencia de Presión

La presión de formación esperada, determina la selección y el rango de presión que deben resistir las preventoras. Cualquier componente puede exceder la presión de trabajo, pero no ser menor, porque si ese componente no puede ser aislado sin interrumpir la función normal de control, pasaría a imponer la capacidad del conjunto.

7.5.7.5.3

Uso de Arietes de Tubería

Los arreglos API nos presentan varias alternativas para diferentes rangos de presión según la necesidad, pero la funcionalidad a estos conjuntos se la da el usuario. Podemos dar varias recomendaciones para facilitar su uso: -

En una operación normal de control el primer preventor en cerrar debe ser el anular; si comienza a presentar falla se cierra el ariete de tubería debajo de él, lo cual permite su reparación mientras se continua con la operación de control.

-

Como regla general se usa la mínima cantidad de arietes de tubería para el control del pozo.

-

El ariete inferior de tubería sólo puede usarse para operaciones de forzamiento en casos de extrema emergencia. Su uso normal debe limitarse a cerrar el pozo mientras se reparan componentes por encima de él.

-

Las operaciones de forzamiento con anular están limitadas por la presión del pozo y el peso de la sarta así: Cuando el peso de la tubería es suficiente para balancear el empuje (la tubería no es arrojada fuera del pozo) se puede forzar con buen desempeño del elemento de sello hasta con una presión de 800 lppc en cabeza, pero arriba de esta presión no es seguro hacer el forzamiento.

-

Los elementos colocados debajo del último preventor (el más inferior) no se deben usar para controlar el pozo (solo como auxiliares en caso de emergencia), puesto que si se dañan no se pueden reparar.

-

Cuando el peso de la tubería no balancea el empuje del pozo, el forzamiento debe hacerse ariete - ariete; para esta operación se requiere de mínimo dos arietes de tubería separados por el espacio para alojar una unión y un medio de aliviar y colocar presión entre ellos. (Tener en cuenta que el último, más inferior preventor no se debe usar para el forzamiento).

-

Tener en cuenta los diámetros de brocas y herramientas a correr para establecer los diámetros de las preventoras. Los siguientes son los conjuntos disponibles: Error! Bookmark not defined.SISTEMA DE CONJUNTO MULTIPLE BRIDA O HUECO

PRESION DE TRABAJO

21 1/4"

2M ó 5M

13 5/8"

3M - 5M, 10M ó 15M

11"

5M, 10M ó 15M

Error! Bookmark not defined.SISTEMA DE CONJUNTO SENCILLO

7.5.7.5.4

HUECO

PRESION DE TRABAJO

21 1/4"

10M

18 3/4"

10M ó 15M

16 3/4"

5M ó 10M

Arreglos SugeridosError! Bookmark not defined.

Teniendo en cuenta los lineamientos anotados se presentan a continuación los sistemas recomendados: Arreglo 1 Lo puede constituir únicamente el sistema de desviación, para perforar huecos de superficie donde se espere peligro de gas (Figuras 7.7 y 7.15).

FIGURA 7.15 ARREGLO No. 1 PARA HUECOS DE SUPERFICIE (A-S) Arreglo 2 Es un conjunto de tres preventoras, así (Figura 7.16): -

Cabeza de pozo Arietes de tubería Carrete de perforación Arietes ciegos Preventor anular

FIGURA 7.16 ARREGLO No. 2 CONJUNTO DE PREVENTORAS 5M

Este arreglo puede usarse para 3M ó 5M, utilizando los elementos de una u otra presión de trabajo, de acuerdo a la necesidad. Para 3M las válvulas pueden ser roscadas. Para 5M las válvulas deben ser flanchadas. En el tope del anular debe ir un aro de sello de presión API y poseer los espárragos y tuercas en todos los huecos. Ventajas -

Puede reemplazarse el carrete de perforación o repararse una válvula de las salidas.

-

Pueden cambiarse los ciegos por arietes de tubería.

-

Repararse el anular si es necesario durante la operación de control.

-

Puede controlarse el pozo sin tubería en él.

-

Se puede forzar a través del preventor anular.

-

Si la presión de superficie excede la del preventor anular se puede cerrar el ariete inferior, se cambian los arietes ciegos por de tubería y se aisla con éstos el preventor anular sin perder el control del pozo.

-

En extrema urgencia se puede usar la cabeza del pozo para control.

-

Los arietes para revestimiento se pueden instalar en la parte superior (reemplazando los ciegos).

Desventajas No se debe forzar ariete - ariete con éste arreglo. Arreglo 3 Conjunto de cuatro preventoras así (Figura 7.17):

FIGURA 7.17 ARREGLO No. 3 CONJUNTO DE PREVENTORAS PARA 10M ó 15M

-

Cabeza del pozo Preventor con arietes de tubería Carrete de perforación Preventor con arietes ciegos Preventor con arietes de tubería y salida flanchada de 2" ID Preventor anular

Este arreglo puede usarse para 5M, 10M ó 15M. En los arreglos de 10 y 15M el preventor anular se acepta de 5M y 10M, respectivamente. Todas las válvulas deben ser flanchadas. El tope del anular debe ir con aro de sello de presión API y poseer los espárragos y tuercas en todos los huecos. Ventajas

-

Puede forzarse tubería: anular - ariete si se cambian los ciegos por de tubería y ariete - ariete con el espacio que se provee entre los dos.

-

Los arietes para revestimiento se pueden instalar en el preventor de arietes superior.

-

Se puede controlar el pozo sin tubería.

-

Se puede iniciar forzamiento cuando no hay tubería en el pozo.

-

Puede repararse cualquier componente sobre el ariete inferior.

-

Puede aislarse el anular si la presión en superficie es superior o cercana a su presión de trabajo.

Desventajas -

Si no hay suficiente espacio entre los arietes superiores se debe usar el ariete inferior en operaciones de forzamiento y esto no es recomendable.

7.5.7.6

Pruebas de Preventoras

El fluido de prueba debe ser agua limpia. Se debe sacar todo el aire del sistema. La presión máxima de prueba debe ser: la presión de operación para los arietes y el 70% de la presión de operación para el preventor anular. Antes de probar con alta presión debe hacerse a baja presión: 200 300 lppc. La mayoría de arietes sellan a alta presión pero fallan a bajas presiones, que son las más comunes de tener en la cabeza.

7.5.7.6.1

Equipo de Prueba

Puesto que una de las presiones de prueba debe ser mínimo el 100% de la presión de trabajo de la preventora, es necesario disponer de: -

Las bombas que suministren esta presión (bombas de alta presión impulsadas por aire, las del camión cementador, o las del equipo si son de suficiente capacidad).

-

Tapón de prueba tipo colgador de revestimiento (boll weevil plug tester); asegurarse de usar el compatible con la cabeza instalada.

-

Probador tipo copa (cup tester). Se fija en el cabezal para probar los BOP y en revestimiento para probar la parte superior del mismo.

-

Unidad acumuladora adecuada a las preventoras instaladas.

7.5.7.6.2

Frecuencia de las Pruebas

Con las anteriores condiciones se prueba: 1.

Después de la instalación del BOP.

2.

Antes de iniciar perforación, después de colocar una nueva sarta de revestimiento.

3.

Por lo menos una vez cada 21 días.

4.

Después de operaciones que requieran la desconexión de un sello.

5.

Después de cambiar un ariete o el empaque del anular.

Las preventoras deben ser activadas (sin presión de prueba) de la siguiente forma: 1.

Los arietes de tubería, cerrados contra tubería una vez al día.

2.

Los arietes ciegos cerrados en hueco abierto, una vez cada viaje o por día, si hay varios viajes al día.

3.

Anular cerrado contra tubería, una vez a la semana.

Prueba Inicial Después que se ha instalado el conjunto de preventoras, las líneas para matar y el choque, se debe proceder a probar todo el equipo de acuerdo con las guías y especificaciones aquí consignadas, bajo supervisión del ingeniero de ECOPETROL, quien se ayudará con la lista de comprobación y los formatos de prueba. Estos formatos se anexarán al reporte de perforación en el cual quedará constancia de las pruebas.

Programa:

(Probador de copa o tipo colgador). Partir de todos los elementos abiertos (Figura 7.18).

1.

Probar todas las líneas y válvulas del acumulador. Probar la línea desde la bomba de prueba hasta las válvulas de la línea de matar.

2.

Bajar el probador de copa con una junta de cola, una junta encima y el vástago de perforación.

3.

Desplazar el lodo por agua circulando por la tubería.

4.

Cerrar la válvula inferior del vástago y abrir la superior.

5.

Sentar el tapón de prueba en la cabeza del pozo.

6.

Cerrar la válvula manual del choque y mantener abierta la válvula hidráulica, las válvulas 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 10, 11, 13, 15 y los choques.

10.

Cerrar el ariete superior de tubería manualmente, aislar la presión del acumulador.Error! Bookmark not defined.

11.

Presionar hasta 200 ó 300 lppc por cinco (5) minutos y hasta la presión de prueba por diez (10) minutos. Drenar la presión. Registre la presión en el acumulador.

12.

Abrir el ariete superior de tubería y registrar el volumen para abrir y la presión en el acumulador.

13.

Cerrar el preventor anular, registrar el tiempo, volumen y presión del acumulador para cerrar.

14.

Presionar hasta 300 lppc por cinco (5) minutos y hasta la presión de prueba (70% de la presión de trabajo) por diez (10) minutos. Aliviar la presión.

15.

Abrir la válvula hidráulica y cerrar las válvulas 1, 3, 4. Presionar hasta 300 lppc por cinco (5) minutos y luego hasta la presión de prueba (70% de la presión de trabajo) por diez (10) minutos. Aliviar la presión.

16.

Abrir las válvulas 1, 3, 4, cerrar las 5, 6 y el choque ajustable manual, presionar hasta 300 lppc por cinco (5) minutos, y luego hasta la presión de prueba por diez (10) minutos. Abrir el choque completamente, registrar el tiempo de apertura y de cierre del choque.

17.

Abrir la válvula 5, cerrar la válvula 2 y el choque hidráulico a control remoto. Presionar hasta 300 lppc por cinco (5) minutos y luego hasta la presión de prueba por diez (10) minutos. Abrir el choque a control remoto. Registrar el tiempo de apertura y cierre del choque y la presión de la bomba hidráulica.

18.

Abrir el preventor anular, registrar el tiempo, volumen y presión del acumulador para abrir.

19.

Sentar el tapón de prueba a ± 2 dentro del revestimiento. -

Abrir las válvulas 2 y 6.

-

Cerrar el ariete superior de tubería y la válvula hidráulica de control remoto (HCR). Presionar hasta 300 lppc cerrar el ariete inferior de tubería.

-

Abrir la válvula hidráulica por cinco (5) minutos y cerrarla nuevamente, presionar hasta 300 lppc, abrir el ariete inferior de tubería, registrar la presión final.

-

Presionar hasta el 70% de la presión de trabajo menor de los tres componentes (preventor, cabeza, revestimiento). Cerrar el ariete inferior de tubería y abrir la válvula hidráulica. Espere diez (10) minutos.

-

Cerrar la válvula hidráulica, presionar hasta la misma presión anterior.

-

Abrir el ariete inferior de tubería. Registrar la presión final.

-

Abrir la válvula hidráulica para drenar presión.

-

Abrir el ariete superior de tubería. Registrar el tiempo, el volumen y la presión del acumulador, para abrir y cerrar el ariete inferior.

-

Para la prueba del ariete ciego se debe disponer de un tapón tipo hanger que se deja sentado en la cabeza. En éste caso se puede probar con un 70% de la presión de trabajo. Si no está disponible este tapón se puede hacer utilizando el pozo pero sólo debe con el 70% de la menor presión entre: la máxima resistencia del cemento y la máxima presión de estallido del revestimiento.

20.

Con tapón de prueba ó utilizando el pozo el procedimiento es el mismo: cerrar la válvula hidráulica (HCR). Cerrar el ariete ciego, presionar hasta 300 lppc por cinco (5) minutos y luego hasta la presión de prueba por diez (10) minutos. Registrar el tiempo, el volumen y la presión del acumulador para el cierre. Abrir la válvula hidráulica, abrir el ariete ciego y registrar el tiempo, volumen y presión del acumulador para la apertura.

21.

Dejar las válvulas de la siguiente forma: -

Cerradas: Externa de la línea de matar, hidráulica a control remoto (HCR), 3, 6, 8, 11, 12, 13, 14, 15, 16.

-

Abiertas: Interna de la línea de matado, manual del choque, No. 1, 2, 4, 5, 7, 9, 10. El choque manual e hidráulico en posición medio abierta.

Prueba diaria Con la tubería dentro del revestimiento instalar la válvula de seguridad, poner a funcionar los preventores tipo ariete de tubería. Observar el ajuste, la presión del acumulador al cerrar y abrir, el volumen y tiempo de cierre y apertura. Después de sacar la tubería, cerrar el preventor de arietes ciegos. Observar el tiempo, volumen y presión del acumulador para el cierre. Registrar lo mismo para la apertura. Cuando se hace más de un viaje al día, sólo se hace la prueba una vez. Operar los choques ajustables y bombear a través de ellos para asegurarse que no estén obstruidos. Regresar las válvulas y equipos a su posición inicial. Observaciones -

Cuando se presente fuga o caída de presión en cualquier elemento, debe pararse la prueba y proceder a su corrección. Cuando relaje presiones asegúrese que realmente se hizo, observando los manómetros.

-

Los componentes del múltiple del choque, línea abajo de los choques, se prueban con el 50% de la presión de trabajo del componente.

-

La presión de prueba de las preventoras nunca debe ser menor que la presión esperada en superficie.

-

Tomar precauciones de no exponer el revestimiento a presiones de prueba superiores a su resistencia.

-

Verificar las presiones de trabajo de cada componente del conjunto de preventoras y del múltiple de válvulas.

-

Los preventores anulares deben ser operados mínimo una vez por semana.

-

Revisar que los repuestos del equipo de preventoras (arietes, empaques del anular, del choque, de las válvulas, etc.) sean suficientes y adecuados.

-

Revisar y asegurarse de no dejar presiones atrapadas en alguna parte del equipo del conjunto y dejar las válvulas en su posición de espera.

7.5.8

7.5.8.1

EQUIPOS Y HERRAMIENTAS AUXILIARES

Separador de Lodo y Gas - Desgasificador

Las salidas de los choques deben conectarse al separador pobre de gas, del cual deben salir la línea de lodo a la zaranda de vibración y la línea de gas al quemadero; se debe utilizar un desgasificador que puede ser atmosférico, de centrifugación o de vacío. La capacidad de manejo del fluido del desgasificador, debe exceder la rata máxima de bombeo al pozo. Debe estar en buenas condiciones de funcionamiento. La línea de entrada al desgasificador debe estar cerca a la de descarga del separador pobre.

7.5.8.2

Válvula Superior del Vástago de Perforación (Kelly Cock)

Es una válvula de bola de apertura completa, conectada entre la parte superior del vástago de perforación y la unión giratoria (Swivel). Su capacidad debe ser mínimo la mayor entre la presión de estallido de la tubería nueva, usada en la parte superior de la sarta, y la presión de trabajo de las preventoras. Su diseño permite sello en ambas direcciones. El diámetro interno debe ser igual o mayor al del interior del vástago. La válvula se acciona manualmente con una llave, la cual debe permanecer siempre en el mismo sitio y ser fácil de accesar.

7.5.8.3

Válvula Inferior del Vástago de Perforación

Está conectada en la parte inferior del vástago por encima del sustituto ahorrador del vástago (kelly saver sub) y debe cumplir las mismas condiciones que la válvula superior. Estas válvulas de seguridad deben ser revisadas una vez por cada viaje para asegurarse de una buena y pronta operación.

7.5.8.4

Válvula de Seguridad

Es una válvula del mismo tipo que las del vástago, para ser roscada en cualquier junta de la tubería de perforación y debe estar disponible siempre en el piso de la mesa rotaria, en posición abierta, con buenas condiciones de sello. Es una válvula de superficie, que permite controlar mientras se conecta una bomba, el vástago, etc.

7.5.8.5

Válvula Flotadora (Válvula Check)

Esta válvula se utiliza para controlar el flujo hacia la tubería (generalmente por desbalance de columnas en operaciones normales de perforación), puesto que sólo permite el flujo en una dirección. Su uso no es muy aconsejable, puesto que generalmente se tapona con material de pérdida de circulación. También dificulta la lectura directa de la presión de cierre de la tubería de perforación.

7.5.8.6

Preventor de Reventones Interno (Inside BOP)

Es la válvula que se conecta a la tubería de perforación, cuando ocurre un amago de reventón con la tubería fuera del fondo. La presión del pozo entra a la tubería y cierra la válvula. Permite bajar la tubería sin tener flujos a través de ella. Debe estar siempre en el piso de la mesa, junto a los sustitutos, que permita ser conectada a cualquier componente de la sarta. Es una válvula que viaja con la tubería.

7.5.9

SISTEMA DE CONTROL HIDRÁULICO

Es el conjunto de equipos que suministran la energía para la operación de las preventoras y la válvula de control remoto (HCR), a través de un fluido hidráulico a presión. Debe estar equipado con un sistema hidráulico de manejo con capacidad para suministrar 1.5 veces el volumen necesario para cerrar todas las preventoras con una presión mínima de 200 lppc por encima de la presión de precarga. Además debe tener un sistema de apoyo independiente del sistema de energía primario, con capacidad suficiente para cerrar todos los preventores y mantenerlos así; una estación de control remoto localizada en la mesa de perforación, en un lugar accesible y una estación maestra de control ubicada lejos del equipo de perforación, en un sitio seguro y de fácil acceso (Figura 7.19).

7.5.9.1

Acumulador

Conjunto de botellas que guarda el fluido hidráulico bajo presión, para ser impulsado por gas nitrógeno comprimido, accionando el cierre de las preventoras. Hay dos (2) tipos de botellas de uso común: tipo flotador, que utiliza un pistón flotante que hace el efecto de separador entre el gas nitrógeno y el aceite hidráulico y el tipo separador, que usa un diafragma para efectuar la separación positiva. Los principales componentes que debe tener la unidad acumuladora son: 1.

Bombas operadas por aire.

2.

Bombas operadas eléctricamente.

3.

Botellas de acumulación.

4.

Múltiples de operación: Son las válvulas y los actuadores para accionar el conjunto de preventoras, situados en un panel remoto en la mesa del equipo y otro en el sitio de los acumuladores. El fluido de presión es generalmente el nitrógeno. El acumulador debe estar

FIGURA 7.18 MULTIPLE DEL CHOQUE Y VALVULAS

7.

Cerrar el ariete superior de tubería, registrar el tiempo de cierre, el volumen requerido para cerrar y la presión de trabajo del acumulador.Error! Bookmark not defined.

8.

Presionar a través de la línea de matar hasta 200 ó 300 lppc por cinco (5) minutos y luego hasta el 100% de la presión de trabajo del ariete por diez (10) minutos. Aliviar presión.

9.

Abrir la válvula manual del choque y el ariete superior de tubería; cerrar la válvula hidráulica.

FIGURA 7.19 UNIDAD ACUMULADORA Y BOMBAS

dotado de una válvula de escape que evite que la presión sobrepase los 3000 lppc y estalle las botellas.Error! Bookmark not defined. Se debe disponer de válvulas reguladoras de presión del acumulador a las preventoras, puesto que la mayoría de preventores operan con una presión de 1200-1500 lppc. Para los preventores anulares se puede ajustar la presión de operación para evitar excesivo desgaste en los sellos durante forzamientos.

7.5.9.1.1

Consideraciones para el Tamaño del Acumulador

Se deben tomar las siguientes decisiones para elegir el tamaño de los acumuladores: El número de componentes que el acumulador puede accionar sin tener que reabastecerse de fluido.Error! Bookmark not defined. -

Capacidad de fluido de 1.5 veces el mínimo volumen requerido para cerrar todas las funciones del conjunto a la vez.

-

Presión mínima de cierre de 200 lppc sobre la presión de precarga, después de cerrar todas las funciones del conjunto.

-

El factor de seguridad deseado (50% adicional).

Procedimiento de cálculo 1.

Calcular el total de galones para cerrar todas las funciones del acumulador (VT).

2.

Calcular el factor de seguridad (FS). EC. 7.1

F S = 0.5 V T

3.

EC. 7.2

Calcular el tamaño nominal del acumulador (fluido + volumen del nitrógeno) (VR): Para las presiones más usadas se han determinado factores con el fin de agilizar su cálculo:

V R = V T + F S = 1.5 V T

1.

Presión final 3000 lppc y presión de precarga de 1000 lppc.

Requerimientos de fluido = (total de galones para cerrar + factor de seguridad) x 1.98 EC. 7.3

2.

V R = 1.98 * ( V T + F S ) = 1.5 V T * 1.98 = 2.9 V T

Presión final 2000 lppc y presión de precarga de 1000 lppc. Requerimientos de fluido = (total de galones para cerrar + factor de

seguridad) x 3.0 EC. 7.4

3.

V R = ( V T + F S ) * 3.0 = 4.5 V T

Presión Final 1500 lppc y presión de precarga 750 lppc. Requerimientos de fluido = (total de galones para cerrar + factor de seguridad) x 8.0

EC. 7.5

7.5.9.1.2 V R = ( V T + F S ) * 8.0 = 12 V T

Prueba y Mantenimiento de Acumuladores

El sistema debe ser probado por lo menos una vez a la semana, junto con la prueba de preventoras y debe consistir en: 1.

Operar todas las válvulas para la posición de cierre y apertura, desde el control remoto y desde los acumuladores.

2.

Hacer funcionar todos los reguladores en sus rangos de operación (0-1500 lppc).

3.

Observar que todos los manómetros y medidores hidráulicos estén funcionando adecuadamente.

4.

(Esta prueba debe hacerse antes de iniciar un pozo). Extraer el fluido hidráulico de los acumuladores y revisar la presión de precarga (1000 lppc). Permitir que las bombas recarguen el sistema. Observar el tiempo y el volumen para alcanzar la presión del acumulador (3000 lppc), probar la válvula de alivio.

5.

Revisar los empaques de las bombas y las cadenas de manejo.

6.

Mantener como mínimo lleno hasta la mitad del tanque de almacenamiento con fluido hidráulico limpio.

7.

Supervisar que las válvulas de tres posiciones (abrir, neutro y cerrar las preventoras) sean lubricadas cuando la unidad no esté en uso.

8.

No sobreapretar las mangueras de los acumuladores.

9.

Revisar la calibración entre los manómetros del panel remoto y la unidad acumuladora.

10.

Nunca dejar la válvula de cierre que va al acumulador en posición cerrada.

11.

No permitir almacenamiento de oxígeno en sitios vecinos a la unidad acumuladora.

12.

Ajustar el sistema acumulador para cada uno de los diferentes preventores que deba operar.

El fluido hidráulico puede ser escogido entre aceite hidráulico no combustible o agua fresca que contenga un lubricante y suficiente volumen de glicol para casos de temperaturas extremádamente bajas por debajo de 32 grados F. Sus propiedades no deben presentar toxicidad, resistentes a la corrosión y estables a altas temperaturas.

7.5.9.1.3

Tiempo de Respuesta

Su capacidad debe estar diseñada para cerrar cada ariete en un tiempo no mayor de 30 segundos, el anular hasta 20 pulgadas en un tiempo no mayor de 30 segundos y para mayores de 20 pulgadas, 45 segundos.

7.5.9.1.4

Presiones de Operación

La presión a la cual es cargado el nitrógeno inicialmente es llamada presión de carga y debe ser medida en cada botella al momento de su instalación. Sólo puede ser usado nitrógeno para precargar el acumulador y esta presión deberá ser revisada una vez diaria. La Tabla 5.2 (página 29 RP53) presenta los datos básicos de varios acumuladores catalogados por su rango de presión.

7.5.9.2

Bombas de Operación

Son necesarias por lo memos dos (2) bombas independientes, con capacidad para descargar hasta 5000 lppc y manejar el volumen mínimo necesario ya descrito, presionando el sistema operativo a 1200 lppc en dos (2) minutos.

7.5.9.3

Reguladores de Presión

El sistema debe estar dotado de reguladores para no sobrepasar la presión máxima de diseño del acumulador, incluido el factor de seguridad.

7.5.9.4

Estación Maestra de Control

En un sitio seguro, de fácil acceso en caso de una emergencia y donde no se prevea el drenaje de la localización. La distancia al conjunto de preventoras debe ser prudente.

7.5.9.5

Estación de Control Remoto

El fundamento de este panel debe ser su fácil acceso por parte del perforador y que contenga el número suficiente de controles para operar cada uno de los componentes de las preventoras y la válvula hidráulica.

7.5.10 MANÓMETROS Todos los manómetros que intervienen en el control de un pozo deben cumplir lo siguiente: -

Calibración certificada.

-

Rango de operación y escala adecuados a la función a desempeñar.

-

Probada su calibración en el sitio de operación.

Debe haber como mínimo un manómetro de repuesto para cada rango y escala de los que esten en uso.

7.6

PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO

Una vez cerrado el pozo y hechas las lecturas de presiones de cierre, que deben ser lo más precisas posible, puesto que con ellas se van a determinar los parámetros para matar el pozo, se decide cuál es el método para matarlo. Antes de describir los métodos más usuales daremos algunas observaciones importantes: -

En caso de no conocerse ni las tasas de bombeo ni las presiones reducidas, debe usarse la tasa y presión a 30 golpes por minuto de la bomba.

-

Si las presiones y tasas de bombeo reducidas son muy altas, la eficiencia de la bomba se puede reducir sacando una o dos válvulas de succión de la bomba.

Parámetros de Circulación Reducidos Son los datos utilizados para las operaciones de matar el pozo. Son el número de golpes y la presión obtenidas en condiciones normales, con la bomba solamente embragada. Es el equivalente a las pérdidas por fricción en el sistema.

7.6.1

CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN REDUCIDA Y LA TASA PARA MATAR DURANTE EL AMAGO

Cuando se desconocen antes del amago se puede seguir el siguiente procedimiento para determinarlas: 1.

Cerrar el pozo y registrar la presión de la tubería y del revestimiento.

2.

Mantener constante la presión de cierre del revestimiento con el choque. Colocar la bomba embragada y esperar que la presión se estabilice. Esta presión será la presión inicial de circulación y la tasa (golpes) para matar.

3.

Registrar la presión a la tasa anterior y los golpes correspondientes.

4.

Ahora podemos calcular la presión a la tasa reducida por substracción así:

EC. 7.7

P incirc = P reducida + P cierre tuberÍa 7.6.2

CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN DE CIERRE EN LA TUBERÍA CUANDO SE TIENE VÁLVULA FLOTADORA

Conociendo la tasa y presión de la bomba embragada (al mínimo) podemos calcular la presión de cierre en la tubería así: 1.

Cerrar el pozo y registrar la presión de cierre en el revestimiento.

2.

Tomar el dato de presión y tasa mínima de bombeo del reporte del supervisor.

3.

Mantener la presión del revestimiento constante con el choque, conectar la bomba y acelerar hasta obtener los golpes de la tasa mínima de bombeo; una vez obtenida, registrar la presión como la inicial de circulación.

4.

Obtener la presión de cierre de la tubería restando la presión del numeral 2 (a la tasa mínima registrada por el supervisor), de la presión del numeral 3 (presión inicial de circulación). EC. 7.8

P cierre tuberia = P incirc - P reducida

5.

Pare la bomba y cierre el choque.

7.6.3 CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN DE CIERRE DE LA TUBERÍA CUANDO SE TIENE UNA VÁLVULA FLOTADORA SIN CONOCER LAS TASAS MÍNIMAS 1.

Cerrar el pozo y conectar a la tubería una bomba de alta presión y bajo volumen.

2.

Llenar todas las líneas con lodo, pues cualquier cantidad de aire atrapado causará error en la lectura de presión.

3.

Comenzar el bombeo al pozo, registrando la presión en el instante en que el lodo comienza a moverse. Esta es la presión de cierre. Puesto que el fluido es incompresible el lodo se moverá cuando venza la presión en el fondo de la válvula.

7.6.4

CÓMO CALCULAR LA DENSIDAD DEL LODO PARA MATAR EL POZO (DLM)

Con la presión de cierre en la tubería (PCT), se calcula la densidad del lodo para matar, no adicione factores de seguridad, así: EC. 7.9

P CT x 19.23 + D LI D LM = (PVT) PVT: MV:

Donde:

DLI: Densidad inicial del lodo (LPG) DLM: Densidad lodo para matar (LPG) Presión de cierre en la tubería (LPC) PCT: Profundidad vertical total (Pies) Margen para el viaje = 0.3 (LPG)

Es buena práctica desplazar una pequeña cantidad de lodo (4-5 Bls) antes de cerrar el pozo, para garantizar que la presión de cierre en la tubería es la correcta, sobre todo cuando se está viajando con tubería. Después de muerto el pozo y antes de realizar el viaje, se debe acondicionar el lodo con un margen de seguridad (MV).

7.6.5

MÉTODOS PARA MATAR EL POZO

Existen tres métodos de uso común para matar o controlar un pozo. En todos los casos los principios de operación son los mismos: "MANTENER LA PRESION DEL FONDO DEL POZO CONSTANTE EN UN VALOR IGUAL O LIGERAMENTE SUPERIOR A LA PRESION DE LA FORMACION" Estos métodos son:

7.6.5.1

Método de Esperar y Pesar

Después de cerrar el pozo, el sistema de lodo en superficie se densifica hasta el peso requerido para matar y se bombea al pozo en una circulación completa. Los cálculos y el desarrollo de éste método se encuentran consignados en el disco anexo, programa Wellcont (Lotus). En estos programas los datos básicos deben actualizarse mínimo cada 8 horas o de acuerdo con la tasa de perforación. El método de esperar y pesar se usa cuando tenemos suficiente material densificante, personal y buen sistema de mezcla, de tal forma que el tiempo empleado para densificar el lodo al peso requerido para matar no sea muy alto. Este método es el que expone el anular a los más bajos esfuerzos, debido a que el lodo pesado entra al anular cuando la burbuja aún no ha salido completamente, lo cual compensa pérdidas de hidrostática haciendo que la presión del choque sea menor. Pero hay que tener en cuenta algo muy importante y es que si el tiempo para densificar resulta demasiado alto y la burbuja migra lo suficiente sin expansión, la alta presión generada en el pozo compromete la resistencia en el zapato o en el punto débil y puede incluso inducir una fractura. La base del método es desplazar el amago con el lodo pesado, por lo tanto el control es en una sola circulación. Si se dispone de computador utilice el programa "Wellcont", sino siga los siguientes pasos: llene la hoja de trabajo para este método así: Pasos para Matar el Pozo con el Método de Esperar y Pesar 1.

Iniciar con los datos de presiones y volúmenes registrados.

2.

Calcular el peso del lodo para matar el pozo como se indicó.

3.

Calcular el número de golpes de bomba para desplazar el fluido de la tubería desde la superficie hasta la broca y desde la broca hasta la superficie (anular).

4.

Calcular las presiones inicial y final de circulación así:

P IC = P cierre tuberÍa Grafique o tabule la cantidad de lodo bombeando (No. de golpes) desde superficie hasta la broca, en D+ LMP reducida 5. P FC = P reducida * la horizontal, contra la presión de la bomba para cada volumen bombeando, en la vertical (Figura 7.20). D LI Error! Bookmark not defined.0 FIGURA 7.20 TABLA DE COMPORTAMIENTO DE PRESION EN LA TUBERIA METODO DE ESPERAR Y PESAR

Error! Bookmark not defined.

( Presi n bomba ) X = P IC -

( P IC - P FC ) ( N O GOLPES ) X O N GOLPES TOTALES ( SUPERFICIE - BROCA ) 0

Pero, o ( P Bomba ) x =PPICIC- -Pm el punto o el número de golpes donde se quiere calcular la presión. FC( N Golpes ) xx = m= O N GOLPES TOTALES Ejemplo: PIC = 800 lppc.

PFC = 600 lppc. No. Golpes superficie-broca = 1200 Calcular la PBomba a los 200 golpes

m= Error! Bookmark not defined.

800 - 600 = 0.167 1200 0

Error! Bookmark not defined.

( P BOM ) 200 = 800 - 0.167 * 200 0

Error! Bookmark not defined.

( P bomba ) 200 = 766.6 Lppc. 0

Elaboramos una tabla de datos como la siguiente para llevar el control de la operación:

Error! Bookmark not defined.PRESION BOMBA:

No. GOLPES BOMBEADOS:

800 (PIC)

0

766.6

200

-

-

600 (PFC)

1200 (hasta la broca)

6.

Cuando el peso del lodo para matar esté listo, accionar las bombas y abrir el choque simultáneamente, para mantener la presión de revestimiento constante hasta obtener la presión inicial de circulación.

7.

Una vez alcanzada la presión inicial de circulación siga el comportamiento de la presión en la tubería de acuerdo con la tabla o la gráfica, abriendo o cerrando el choque para ajustarse al programa.

8.

Cuando se obtiene la presión final de circulación, (lodo pesado en el fondo), manténgala constante hasta que el lodo pesado llegue a superficie. (Cuando la burbuja comienza a salir puede ocurrir una caída de presión rápida en la tubería, por lo tanto se debe accionar el choque para compensar).

9.

Parar la circulación, cerrar el pozo, registrar las presiones, tienen que ser cero (0) en la tubería y el revestimiento. Abrir el pozo y observar flujo.

10.

En todo momento: Asegúrarse que el lodo que entra al pozo sea de la densidad adecuada, pasar el lodo a través del separador pobre de gas, prender el desgasificador, y cuando salga la burbuja enviarla al quemadero.

7.6.5.2

Método del Perforador

También se le conoce con el nombre de método de la doble circulación. Los cálculos y el desarrollo de este método se encuentran consignados en el diskette anexo, programa "WellPer" (Lotus). Aquí se encuentran los pasos a seguir cuando no se dispone de computador en el pozo. El procedimiento consiste en: una vez cerrado el pozo y registradas las presiones y volúmenes, se procede a sacar los fluidos que entraron al pozo, durante la primera circulación, con el lodo de perforación existente en las piscinas. El mantenimiento de la presión sobre el fondo se hace através de la tubería hasta que la burbuja sale posteriormente por el anular.

Con la burbuja fuera del pozo, se cierra nuevamente y se continúa con la densificación del lodo, hasta alcanzar la densidad para matar el pozo. Una vez obtenida se inicia circulación con el lodo pesado, con la presión inicial de circulación y manteniendo la presión de cierre del revestimiento constante. Al final de la segunda circulación el pozo debe quedar controlado. Hay que observar flujo para comprobarlo. Este método se usa cuando no disponemos de suficiente material pesante, mano de obra ni buen sistema de mezcla para densificar rápidamente el lodo. Este método debe usarse cuando la presión de fractura en el zapato es muy baja, y el pozo debe permanecer cerrado por mucho tiempo con la presión de formación atrapada en el anular, porque aunque este método expone el anular a mayores esfuerzos que los otros dos, la presión generada por la migración de la burbuja sin expansión es mucho mayor. Pasos para Matar el Pozo con el Método del Perforador 1.

Cerrar el pozo, registrar presiones, volumen ganado y calcular el peso para matar.

2.

Abrir el choque e iniciar el bombeo con el lodo existente en las piscinas; manteniendo la presión en el revestimiento constante, acelerar la bomba hasta alcanzar la presión inicial de circulación. Prender el desgasificador para mantener el lodo en su peso original; cuando comience a salir la burbuja, pásela al quemadero.

3.

Una vez alcanzada la PIC, mantenerla constante, manipulando con el choque hasta que la burbuja haya salido completamente del pozo. (La presión del revestimiento sólo se observa para control de la presión de fractura).

4.

Cerrar el pozo; en este momento las presiones de cierre en la tubería y el revestimiento deben ser las mismas e iguales a la presión inicial de cierre en la tubería.

5.

Iniciar o continuar densificando el lodo hasta obtener el peso para matar el pozo.

6.

Abrir el choque y prender la bomba, manteniendo constante la presión de cierre en el revestimiento; aumentar la tasa de bombeo hasta alcanzar la presión inicial de circulación.

7.

Continuar bombeando a la tasa para matar (con la que se alcanzó la PIC), manteniendo la presión del revestimiento constante, hasta que el lodo pesado llege a la broca. (Olvidar la presión en la tubería).

8.

Cuando el lodo pesado llega a la broca, observar la presión en la tubería y continuar con ella constante hasta que el lodo pesado llegue a superficie.

9.

Cuando el lodo pesado empiece a subir por el anular, la presión en el revestimiento debe comenzar a bajar hasta llegar a cero (0), cuando el lodo alcanza la superficie.

10.

Circular 10 minutos más lodo pesado, parar las bombas, cerrar el choque, verificar que la presión en el revestimiento y la tubería sean cero (0).

11.

Abrir el choque y el preventor anular, cerrar la válvula hidráulica, llenar el pozo y observar flujo.

7.6.5.3

Método Concurrente

También conocido como método de circular y pesar. Este método se usa cuando NO se puede permanecer demasiado tiempo con el pozo cerrado y se quiere disminuir los esfuerzos en el pozo ocasionados por la salida de la burbuja. Consiste en ir aumentando la densidad del lodo y simultáneamente bombearlo al pozo. Es necesario determinar los incrementos de peso del lodo que se van a bombear al pozo y se requiere de una tabla de presión de tubería y golpes de bomba similar al método de esperar y pesar. El procedimiento es el siguiente: 1.

Cerrar el pozo, registrar presiones de cierre y ganancia de volumen.

2.

Calcular el peso del lodo para matar, el tiempo y los golpes para bombear a la tasa de matar desde superficie hasta la broca, calcular la presión inicial y final de circulación con el peso para matar.

3.

Decidir de acuerdo con el tiempo de bombeo y el peso para matar, los incrementos de densidad en que va a aumentar el peso de lodo para cada bombeo (0.1, 0.2, ó 0.3). Con esto determine el número de desplazamientos (baches) necesarios para subir el peso al peso final. Calcular el número de golpes para desplazar el primer bache hasta la broca y vaya acumulando para cada bache siguiente el número de golpes hasta la broca.

4.

Grafique, Figura 7.21, (o tabule) la presión en la bomba (en la vertical), contra el número total de golpes para desplazar todos los baches hasta la broca, el peso de lodo bombeado en cada bache (en la horizontal) adicionalmente se puede tabular el tiempo total para desplazar todos los baches hasta la broca. Los controles de golpes o tiempo para cada peso de lodo deben ser desde superficie hasta la broca o mínimo la mitad de esto para cada aumento intermedio del seleccionado. EC. 7.16

( P C ) X = P IC - (

P IC - P FC GT

Datos necesarios:

) (No. GOLPES ) XSi para (No. GOLPES) X = No. golpes sup-broca. x Entonces:

GB

= (No. GOLPES)x acumulados.

FIGURA 7.21 COMPORTAMIENTO DE PRESION EN LA TUBERIA METODO CONCURRENTE

GT

= No. golpes totales sup-broca para todos los bachesError! Bookmark not defined. = No. incrementos * GB

PIC

= PCT + PREDUCIDA

PFC

= PRED. * DLM/DLI

-

No. y valor de incrementos del peso de lodo hasta DLM.

-

Tiempo de bombeo por bache hasta la broca y total para todos los baches.

La presión en X será la presión final de circulación para ese bache. La ecuación finalmente quedaría:

( P C )B = P IC - m ( G B )

EC. 7.17

Error! Bookmark not defined.PRESION EN LA BOMBA

No. DE GOLPES ACUM. PARA (SUP-BROCA) CADA FASE

PESO LODO

PIC

0

DLI

(PC)x

GX

(DL)x

PFC

GT

DLM

Una vez completada la tabla o la gráfica y listo el peso del primer bache, proceder así: 5.

Abrir el choque y prender la bomba simultáneamente, mantener la presión del revestimiento constante mientras alcanza la presión y tasa inicial de circulación en la bomba.

6.

Bombear cada bache de acuerdo con su perfil de presión correspondiente, (la presión debe ir variando desde la inicial de circulación hasta la final cuando el bache llega a la broca), continuar bombeando a la tasa inicial y siguiendo el programa de presión de la bomba para cada bache, hasta que el peso del lodo para matar completamente el pozo haya alcanzado la broca.

7.

Parar la bomba, cerrar el choque y revisar presión en la tubería, la cual debe ser cero (0).

8.

Abrir el choque y operar la bomba a la misma rata anterior, manteniendo la presión final de circulación constante hasta que el lodo pesado llegue a superficie.

9.

Parar la bomba, cerrar el pozo y revisar presiones, deben ser cero (0) en la tubería y el revestimiento.

10.

Abrir el pozo y observar flujo.

Observaciones -

Estar seguro del peso de lodo y los golpes acumulados en el momento en que se va a iniciar cada desplazamiento.

-

Establecer un control estricto del peso de lodo a la salida del pozo, para asegurarse del retorno del lodo pesado a superficie.

Ejemplo de Cálculos por el Método Concurrente Cálculos:

Datos: Prof DLI PCT PCR PRED.

= 10.000' = 10 lpg = 520 lppc. = 750 lppc. = 1000 lppc.

PFC DLM

= 1520 lppc PIC = 1100 lppc = 11 lpg

No. Golpes, Sup.- Broca: GB = 900 Incrementos = 0.2 lpg Fases o Baches = 11-10 = 1/0.2 = 5 Tiempo (GB) = 30 min

m=

5 x 900 = 4500 Lppc 1520 G T =- 1100 = 0.0933 4500 Golpe

Reemplazando, tenemos:

( PC )B = 1520 - 0.0933 * G B Reemplazando los golpes acumulados hasta la broca para cada bache, hallamos el comportamiento de la presión en la tubería. Con estos datos se llena la tabla como sigue: Error! Bookmark not defined.BA CHE

PRESION EN LA TUBERIA DURANTE EL BOMBEO

GOLPES ACUMULADOS

PESO LODO (lpg)

TIEMPO (min)

0

1520

0

10.0

0

1

1436

900

10.2

30

2

1352

1800

10.4

60

3

1268

2700

10.6

90

4

1184

3600

10.8

120

5

1100

4500

11.0

150

Desde el momento de iniciar hasta teminar el bombeo la presión de formación fué mantenida así:

P REDUCIDA = P fricc La presión perdida por fricción varía al cambiar el peso de lodo según la siguiente ecuación:

P fricc = P Reducida x

DLF DLI

EC. 7.18

La presión estática de fondo con el disparo es:

P formaci n = 10.000 x 0.052 x 10 + 520 = 5720 psi Durante la circulación, la presión de fondo (dinámica) se calcula por la siguiente ecuación:

P hid + P circ - P fricc = P fondo Bache Ph

+

PC

-

PFricc.

=

PFondo

DLActual

1.

5304

+

1436 -

1020

=

5720

10.2

2.

5408

+

1352 -

1040

=

5720

10.4

3.

5512

+

1268 -

1060

=

5720

10.6

4.

5616

+

1184 -

1080

=

5720

10.8

5.

5720

+

1100 -

1100

=

5720

11.0

7.6.5.4

EC. 7.19

Método Volumétrico

Se utiliza básicamente cuando el amago es de gas o fluidos altamente gasificados, puesto que se necesita que haya expansión y migración. Los siguientes casos son los candidatos para aplicar este método: -

Bombas fuera de servicio.

-

Hueco en la tubería a una profundidad (superficial) que no permite ejercer control.

-

Tubería lejos del fondo, fuera del pozo o pegada.

-

Broca taponada.

-

Tubería caída al pozo.

7.6.5.4.1

Método Volumétrico Estático "Usando la Presión del Choque para Monitorear la Presión del Fondo"

Aplicable en las siguientes condiciones: 1.

La sarta pegada lejos del fondo.

2.

La broca taponada.

3.

La tubería fuera del hueco.

El principio de este procedimiento se basa en drenar lodo para permitir la expansión y migración de la burbuja hacia superficie, manteniendo la presión sobre el fondo ligeramente mayor que la de formación. Pasos a seguir: 1.

Registrar la presión de cierre en el revestimiento (del choque).

2.

Determinar la velocidad de migración así:

VMD==

D xP60 2 - P1pie [ ] 0.052 T * DLI hr

EC. 7.21 7.20

Donde: D:

Longitud migrada (pies)

P2:

Presión en superficie del punto de referencia 2 al final del tiempo T (lppc)

P1:

Presión en superficie del punto de referencia 1 al inicio del tiempo T (lppc)

T:

Intervalo del tiempo entre la toma de presión de los puntos de referencia (min)

VM:

Velocidad de migración (pie/hora)

DLI:

Densidad del Influjo (lpg)

3.

Calcular la presión hidrostática de cada barril de lodo en el hueco:

H=

Lppc 53.5 x DLI ( ) 2 2 Bl ( ID H - ODT )

EC. 7.22

Donde: H:

Hidrostática por barril (lppc/bl)

DLI:

Densidad del lodo inicial en el pozo (LPB)

IDH:

Diámetro interno del hueco o revestimiento (pulg)

ODT:

Diámetro externo de la tubería en el hueco (pulg)

5.

Dejar elevar la presión en el choque de 50 a 200 lppc para tener un sobrebalance en el fondo. (Esta presión no se compensa drenando lodo, se toma como factor de seguridad).

6.

Dejar elevar la presión de 50 a 150 lppc; ésta será la presión de trabajo. El margen de operación total dependerá de las presiones resultantes en el pozo en cada etapa de la operación.

7.

Drenar el volumen de lodo equivalente a la presión que se dejó incrementar en el paso anterior, manteniendo la presión del choque constante mientras se drena así:

EC. 7.23

Vd:

Volumen drenado (Bls)

MT:

Margen de trabajo (lppc)

H:

Hidrostática por barril (lppc/Bl)

8.

Dejar elevar la presión del choque en otro incremento de trabajo (MT) y drene el volumen equivalente. (La presión en el choque debe ir aumentando en incrementos de MT hasta que la burbuja salga). Continuar este proceso hasta que el influjo esté en superficie. De aquí en adelante la presión en el choque no deberá aumentar más.

9.

Inyectar lodo al pozo en la misma cantidad drenada equivalente a el MT. El lodo puede ser del mismo peso o el calculado para matar. Si se usa otro peso hay que calcular el nuevo volumen que causa la misma caída de presión:

53.5 xM DLM Lppc T H = V Iny = ( 2Bls( ) ) 2 H T ) Bl ( IDh - OD

EC. 7.25 7.24

10.

Conservando el margen de sobrepresión (overbalance), arrancar la bomba suavemente e inyectar al pozo la cantidad calculada o hasta donde la presión predeterminada en la bomba lo permita.

11.

Parar la bomba y esperar un período (30 min) para que el gas migre a través del lodo (o el lodo caiga).

12.

Drenar gas del pozo permitiendo que la presión del choque caiga en un valor equivalente a la hidrostática del lodo inyectado. Si la presión del choque aumentó mientras se inyectó el lodo, la presión adicional también debe drenarse.

13.

Asegurarse de no drenar lodo en esta operación y si aparece lodo en el choque antes de reducirse la presión al nivel deseado, cierre el pozo y deje que el gas percole a través del lodo. Los retornos deben ser pasados del separador del gas al tanque de viaje para control de cualquier volumen drenado.

14.

Repetir el procedimiento hasta que el influjo haya salido del pozo totalmente. Se recomienda ir reduciendo gradualmente el volumen inyectado al pozo, debido a la menor capacidad disponible. Si el influjo ha sido retirado del pozo y el peso del lodo es suficiente para balancear la presión de formación, la presión del choque debe ser cero (0).

15.

Abrir el pozo y bajar la tubería inmediatamente.

Ejemplo de Método Volumétrico: 2

2

Presión de Choque = 300 lppc H = (53.5*10)/(8.5 -5 ) DLI = 10 lpg. IDH = 8.5" ODT = 5"

Vd = (150)/(11.3) = 13.25 Bls.

Prof. Vertical = 5000 pies DLM = 10 + (300)/(0.052*5000) = 11.2 lpg H del DLM = 12.68 lppc/Bl. Volumen equivalente para 200 lppc = 15.75 Bls.

HOJA DE TRABAJO METODO VOLUMETRICO ECOPETROL POZO No.

EQUIPO No.

FECHA:

HOJA No.

PESO LODO EN EL POZO: __________ lpg PESO LODO INYECTADO: __________ lpg PRESION HIDROSTATICA POR BARRIL DE _________ lpg DE LODO EN ANULAR DE _______ x _______ = ________ lppc/Bl PRESION HIDROSTATICA POR BARRIL DE _________ lpg DE LODO EN ANULAR DE _______ x _______ = ________ lppc/Bl MARGEN DE SOBREPRESION: ____________ lppc MARGEN DE TRABAJO: _____________ lppc Error! Bookmar k not defined.T IEMPO (hr-min)

OPERACION

19:00

PRESION DE REFERENC IA CHOQUE (lppc)

CAMBIO EN LA PRESION DE REFERENCIA (lppc)

HIDROSTATI CA DEL LODO DRENADO/IN Y (lppc)

MARGEN DE SOBREBALA NCE DE PRESION (lppc)

VOLUMEN DE LODO DRENADO/IN Y. (Bls)

VOLUMEN TOTAL DE LODO INCRMENTADO EN LOS TANQUES (Bls)

CIERRA POZO

300

0

0

0

0

50

19:15

INICIA MIGRACION

400

+ 100

0

+ 100

0

50

19:25

INFLUJO MIGRANDO

550

+ 150

0

+ 250

0

50

19:25 01:30

DRENO LODO POR CHOQUE

550

0

- 150

+ 100

+ 13.25

63.25

20:50

INFLUJO MIGRANDO

700

+ 150

0

+ 250

0

63.25

20:50 03:15

DRENO LODO

700

0

- 150

+ 100

+ 13.25

76.50

22:55

INFLUJO MIGRANDO

850

+ 150

0

+ 250

0

76.50

22:55 05:00

GAS EN SUPERFICIE . DRENO LODO

850

0

- 150

+ 100

+ 13.25

89.75

23:00 10:30

INYECTO LODO

850

0

+ 200

+ 300

- 15.75

74

23:40

ESPERO PERCOLACI ON

650

- 200

0

+ 100

0

74

23:40 09:15

INYECTO LODO

650

0

+ 200

+ 300

- 15.75

58.25

24:15

ESPERO PERCOLACI ON

450

-200

0

+ 100

0

58.25

7.6.5.4.2

Método Volumétrico Dinámico

Es similar al método volumétrico estático, sin embargo en este caso se mantiene circulación a través del carrete de perforación (Drilling Spool), mientras la presión en superficie es controlada con el choque. Es muy importante que el volumen activo en los tanques pueda ser monitoreado y se puedan detectar cambios hasta de un (1) barril. 1.

Prepararse para circular por la línea de matar y retornar por la línea de choque.

2.

Arrancar la bomba hasta la rata mínima, la presión debe ser equivalente a las pérdidas en las líneas y choque, más la presión de cierre. Puede ponerse un margen de presión sobre el fondo (± 100 - 150 lppc) controlando el choque.

3.

Reducir la presión en la línea de matar de acuerdo con la caída de volumen en las piscinas así:

Volumen perdido en piscinas: Vperd. (Bls) Tamaño del anular:

2

2

2

IDh - ODT (pulg )

Densidad del lodo en los tanques:

DL (lpg)

Reducc.Pre si nx=DL H * V perdLppc ( psi ) 53.5 H= ) ( 2 2 Bl ( ID H - ODT )

EC. 7.27 EC. 7.26

Esta reducción se debe continuar hasta sacar el influjo. Cuando esto ocurra, no habrá variación en el nivel de los tanques. Por lo tanto la presión final de circulación será igual a: Pérdidas en las líneas y choque.

7.6.5.5

Método de la Baja Presión en el Choque

Este método se usa cuando el pozo no se puede cerrar o cerrar temporalmente. El sistema limita la presión máxima que se puede tener en superficie, para evitar, ya sea un reventón interno o un estallido del revestimiento (superficiales). Se recomienda como límite máximo el 70% de la presión de estallido del revestimiento de superficie o de la presión de fractura en el punto más débil (la menor de las dos). Si el pozo se puede cerrar, entonces cuando la presión llegue a la máxima, abrir el choque e iniciar circulación con el lodo en los tanques a la mitad de la tasa normal. Comenzar a incrementar el peso del lodo. Como no se permite que las presiones se estabilicen, no se puede calcular el peso del lodo para matar, reemplazar la presión máxima obtenida en el choque por densidad equivalente a la profundidad del punto más débil y obtener ese peso, circular hasta que retorne por el anular. Parar circulación, cerrar el choque lentamente y observar si hay presión; si eso ocurre, abrir inmediatamente e iniciar circulación. Incrementar el peso del lodo en rangos de cero tres (0.3) Lpg (sin llegar a sobrepasar la presión de fractura en el punto más débil), intentar cerrar cada vez, hasta cuando no se observe presión en el revestimiento. Circular y revisar flujo. Hay que resaltar que en este método no se puede mantener la presión sobre el fondo del pozo; la formación sigue metiendo fluidos hasta que se circula el lodo con peso para matar. Debido a ello se tienen influjos de gran magnitud, los cuales requieren altos tiempos de control. Por lo anterior, este método hay que manejarlo con cautela porque es muy propenso a causar pérdidas de circulación, sobre todo cuando se toma un amago severo proveniente de una formación con alta permeabilidad. Cuando es imposible cerrar el pozo, circular e incrementar el peso del lodo en rangos de cero cinco (0.5) lpg después de circulado un bache; de acuerdo con la magnitud del flujo observado, intentar cerrar el pozo hasta lograr el control. Cuando se haga imposible controlar por la ventaja que coja el amago, se puede pensar en un tapón de barita o de cemento con material sellante.

7.6.5.6

Método de Inyección o Forzamiento (Bullhead)

Esta técnica se usa en circunstancias especiales en perforación y consiste en devolver el amago a la formación, lo que puede resultar ó no en su fracturamiento. Es de uso común en operaciones de reacondicionamiento. Los casos más indicados para su uso son: -

Cuando se presenta un influjo muy grande.

-

Cuando a condiciones de superficie la cantidad de gas del influjo resultará demasiado grande.

-

Cuando se sospecha que el influjo contiene un alto nivel de H2S.

-

Cuando la tubería está fuera del pozo o lejos del fondo y no se puede bajar.

-

Para reducir la presión de superficie antes de aplicar otro método de control.

De todas formas debe recordarse que es un método de emergencia en operaciones de perforación. Como factores importantes se deben tener en cuenta: -

Características del hueco: profundidad de revestimientos, hueco destapado.

-

Presión de trabajo del equipo de preventoras, bombas y revestimiento en el estado actual.

-

El tipo de influjo (gas, agua salada, crudo) y la permeabilidad de la formación.

-

La calidad de la torta del lodo en la zona permeable.

-

Las consecuencias de fracturar una sección del hueco destapado.

-

La posición del influjo en el pozo.

Procedimiento 1.

Calcular la presión de superficie que causará fractura en la formación durante el forzamiento.

2.

Determinar la presión de estallido de la tubería de trabajo y el revestimiento.

3.

Registrar la presión estática de la tubería para el forzamiento.

4.

Calcular el peso del lodo para matar.

5.

Bombear lentamente (el pozo debe estar cerrado), con lodo pesado por la tubería hasta alcanzar la presión de inyección y si la presión lo permite, desplazar toda la sarta, si no parar, esperar relajamiento y bombear nuevamente; registrar continuamente la presión en la tubería y el revestimiento.

Ejemplo: Profundidad de las perforaciones: 10.000 pies. Presión de formación: 8.8 lpg. Presión de fractura: 13.8 lpg. Tubería de 4 1/2" N-80 capacidad: 0.01521 Bl/pie. Resistencia al estallido: 8430 lppc. Presión de cierre en la tubería: 3600 lppc. Densidad del gas: 0.1 lppc/pie. Volumen total de la tubería = 10.000 * 0.01521 = 152 Bls. Máxima presión permisible para no fracturar = (13.8 * 0.052 * 10.000) - 0.1 * 10.000 = 6176 lppc. Máxima presión permisible cuando la tubería está llena de fluido de 8.8 Lpg. = (13.8 - 8.8) * 0.052 * 10.000 = 2600 lppc. La presión estática inicial = 3600 lppc al final del forzamiento debe ser = 0 lppc. La Figura 7.22 muestra la representación gráfica de las presiones.

FIGURA 7.22 REPRESENTACION GRAFICA DE LAS PRESIONES METODO DE FORZAMIENTO

7.6.6

FÓRMULAS IMPORTANTES

Presión Hidrostática:

H = 0.052 * DL * PVT H: DL: PVT:

EC. 7.28

Presión hidrostática, lppc. Densidad del lodo, lpg. Profundidad vertical total, pies.

Cambio en la presión por cambio en la tasa de bombeo:

G2 2 ) G1

EC. 7.29

DLM ) DLI

EC. 7.30

P B 2 = P B1 * (

PB1: PB2: G1: G2:

Presión inicial, lppc. Presión resultante, lppc. Golpes Iniciales de la bomba, GPM. Nuevos golpes de la bomba, GPM.

Cambio en la presión por cambio en la densidad del lodo:

P B2 = P B1 * (

DLI: DLM:

Densidad inicial del lodo, lpg. Densidad del lodo para matar, lpg.

Naturaleza del fluido de invasión:

D Influjo = D LI -

( P CR - P CT ) (0.052 * L)

EC. 7.31

Si la DInflujo está entre: