Manual de Perforacion y Mantenimiento de Pozos PEMEX

PRIMERA EDICIÓN, 2003

COPYRIGHT© 2003

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

DERECHOS RESERVADOS

IMPRESO EN MÉXICO

ABRIL/2003

Í N D I C E 1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6

YACIMIENTOS Y PRESIONES...................................................................................................... 1 POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS ................ 3 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA ................................................................. 7 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON....... 8 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.... 11 INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS................................................ 13 APLICACIONES.............................................................................................................................. 17

2. 2.1. 2.2. 2.3. 2.4.

PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LA PERFORACIÓN DEL POZO ...................................... 21 FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL POZO ................................. 23 CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN. ............................. 26 FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN......................... 28 APLICACIONES.............................................................................................................................. 30

3. 3.1 3.2

3.4 3.5 3.6

FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS ................................................ 31 PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN..................................................... 33 PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN................................ 38 PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA. .............................. 43 DESPLAZAMIENTO ....................................................................................................................... 46 PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA .......................................................................................... 51 APLICACIONES.............................................................................................................................. 54

4. 4.1 4.2 4.3 4.4

HIDRÁULICA ................................................................................................................................ 55 PARÁMETROS PARA LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA .......................................................... 57 DISEÑO DE UN PROGRAMA HIDRÁULICO PARA PERFORAR................................................ 65 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA. .................................... 67 APLICACIONES.............................................................................................................................. 68

3.3

5. ANÁLISIS DE FUERZAS EN HERRAMIENTAS Y TUBERÍAS ................................................ 73 5.1. CÁLCULO DE LA FUERZA RESULTANTE .................................................................................. 75 5.2 ANÁLISIS DE FUERZAS EN EMPACADOR Y EN SELLOS (PBR/SELLOS MOLYGLASS)........................................................................................................ 76 5.3 FUERZA RESULTANTE CON PRESIÓN DE FORMACIÓN EN EL POZO ................................... 79 5.4 APLICACIONES.............................................................................................................................. 81 6. 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6

DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN ................................................................................... 83 PROPIEDADES DE LOS MATERIALES......................................................................................... 85 ELIPSE DE ESFUERZOS BIAXIALES............................................................................................ 92 ANÁLISIS DE ESFUERZOS A QUE SOMETEN LAS TUBERÍAS POR TENSIÓN, COLAPSO Y TORSIÓN........................................................................................ 94 DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN POR TENSIÓN Y POR ESFUERZO BIAXIAL.......................................................................................................... 99 RECOMENDACIONES PARA EL CUIDADO E INSPECCIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN................................................................................................ 101 APLICACIONES............................................................................................................................ 107

i

7. 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 8 8.1 8.2 8.3 9. 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8

CEMENTACIONES ..................................................................................................................... 113 PROPIEDADES API DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO................................................ 115 SELECCIÓN Y ESFUERZOS QUE SE CONSIDERAN EN EL DISEÑO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO............................................................................................ 125 ESFUERZOS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DURANTE LA INTRODUCCIÓN, CEMENTACIÓN Y POSTERIOR A LA CEMENTACIÓN........................ 135 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE LA LECHADA Y RENDIMIENTO ........................................... 148 DISEÑO DE UNA LECHADA DE CEMENTO.............................................................................. 150 APLICACIONES............................................................................................................................ 151 CABLE DE PERFORACIÓN....................................................................................................... 157 PROGRAMA DE DESLIZAMIENTO Y CORTE DE CABLE ........................................................ 159 INSPECCIÓN Y EVALUACIÓN DE PROBLEMAS EN EL CABLE DE PERFORACIÓN.......................................................................................................... 164 APLICACIONES............................................................................................................................ 170 CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL .................................................................... 173 ARREGLOS DE PREVENTORES (API)........................................................................................ 175 ANÁLISIS DE UN ARREGLO DE PREVENTORES ..................................................................... 177 PRUEBAS OPERATIVAS DE LOS PREVENTORES CON LA UNIDAD DE CIERRE (API) .................................................................................................... 180 LEY DE LOS GASES..................................................................................................................... 182 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO HIDRÁULICO EN LA UNIDAD DE CIERRE........................................................................................................ 184 DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTER) ......................................................................................... 185 INSPECCIÓN EN LA INSTALACIÓN DE LAS CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL .................................................................................................. 186 APLICACIONES............................................................................................................................ 187

10. BARRENAS .................................................................................................................................. 191 10.1 SELECCIÓN DE UNA BARRENA TRICÓNICA O DE CORTADORES FIJOS (PDC) PARA PERFORAR. .................................................................. 193 10.2 TECNOLOGÍA DE LOS CORTADORES FIJOS............................................................................ 209 10.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LAS BARRENAS................................................................. 216 10.4 ANÁLISIS DEL COSTO POR METRO.......................................................................................... 224 10.5 ANÁLISIS DE IGUALDAD DE COSTO ENTRE BARRENAS ..................................................... 225 10.6 APLICACIONES............................................................................................................................ 231 11. 11.1 11.2 11.3 11.4 11.5

TERMINACIONES ...................................................................................................................... 233 ACCESORIOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN ...................................................................... 235 SELECCIÓN DE EMPACADORES ............................................................................................... 237 CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS........................................ 251 FRACTURAMIENTOS .................................................................................................................. 253 APLICACIONES............................................................................................................................ 255

ii

12. 12.1 12.2 12.3

PERFORACIÓN DIRECCIONAL............................................................................................... 257 DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL........................................................................................ 259 CÁLCULOS DE LA TRAYECTORIA DEL POZO ........................................................................ 276 APLICACIONES. ........................................................................................................................... 288

13. INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN.................. 293 13.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE PEMEX.................................................................. 295 13.2 PLANEACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LA INSTALACIÓN O DESMANTELAMIENTO DE UN EQUIPO ................................................................................ 312 13.3 SUPERVISIÓN DE LOS COMPONENTES CRÍTICOS DEL MÁSTIL .......................................... 314 13.4 LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL....................................... 315 13.5 APLICACIONES............................................................................................................................ 318

iii

1. YACIMIENTOS Y PRESIONES

1

1. Yacimientos y Presiones

1.1

1.1 Porosidad, saturación, permeabilidad y resistividad de las rocas.

POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS

Sabemos bien que uno de los objetivos principales de Pemex es la búsqueda de yacimientos con hidrocarburos y por la importancia que revisten ciertos parámetros petrofísicos de la roca como son la porosidad, saturación, permeabilidad y resistividad; que se utilizan como base para la interpretación cuantitativa de los registros geofísicos, expondremos a continuación los conceptos y medidas de dichos parámetros. Porosidad La porosidad de una roca representa una medida del espacio disponible para el almacenamiento de fluidos y es la relación del volumen de poros y huecos entre el volumen bruto de la roca, indicándose en por ciento. Desde el punto de vista de la Ingeniería de yacimientos se le puede denominar a éste concepto como porosidad total, y como porosidad efectiva a la relación de volumen de huecos comunicados entre el volumen bruto de la roca. De acuerdo con el modo en que se originó, la porosidad puede clasificarse en: •

Original o primaria.- se forma en el momento de la depositación de los materiales que integran la roca, se caracteriza como intergranular en las arenas y areniscas y como intercristalina u oolitica en algunas calizas.

•

Secundaria o inducida.- Se forma debido a procesos geológicos y/o químicos que ocurren después de la depositación y se caracteriza por el desarrollo de fracturas en algunas lutitas y calizas y por las cavernas producidas por disolución en algunas calizas. La porosidad de las formaciones subterráneas puede ser del 10%, en arenas no consolidadas llega a 30%, en el caso de las lutitas o arcillas, la porosidad con contenido de agua es de más del 10%, aunque los poros son generalmente tan pequeños la roca es impermeable

Saturación La saturación de una formación es la fracción del volumen poroso que ocupa un fluido. Con base en este concepto, la saturación del agua se define como la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. Cuando existe sólo agua en los poros, la formación tiene una saturación de agua del 100%.

3

1. Yacimientos y Presiones

1.1 Porosidad, saturación, permeabilidad y resistividad de las rocas.

Si se toma como símbolo de la saturación la letra “S”, entonces para denotar la saturación de un líquido o fluido en particular se utilizan subíndices en la literal “S”, como se muestra en los siguientes ejemplos: Sw = Saturación de agua So = Saturación de aceite La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que los contiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada roca del yacimiento debe ser igual al 100%. Por lo anterior, algunas teorías sobre el origen del petróleo sostienen que antes de la migración del mismo, los poros de los yacimientos se encontraban ocupados totalmente por agua, parte de la cual fue desplazada al llegar los hidrocarburos, debido a esto en la generalidad de los yacimientos los poros están ocupados por los fluidos: agua, aceite y/o gas. Permeabilidad La permeabilidad es la medición de la facilidad con que los líquidos fluyen a través de una formación. En una determinada muestra de roca y con cualquier líquido homogéneo, la permeabilidad será una constante siempre y cuando el líquido no interactúe con la roca en sí. Generalmente el símbolo de la permeabilidad es la letra “K”. Los estudios experimentales hechos por H. Darcy en 1856 sobre el flujo de agua en arenas no consolidadas, lo llevaron a la formulación de la ley que lleva su nombre, la cual ha sido extendida para describir, con algunas limitaciones, al flujo de otros fluidos en rocas consolidadas. La ecuación de Darcy establece la proporción directa que existe entre la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso y el gradiente de presión, y la proporción inversa con respecto a la viscosidad del fluido, es decir:

V=

K dp × µ ds

Donde: V = Velocidad aparente, en cm/seg. µ = Viscosidad del fluido, en centipoise. dp = Gradiente de presión, tomado en la dirección de V y expresado en ds atmósferas por centímetro. K = Constante de proporcionalidad, denominada permeabilidad de la roca, en unidades de Darcy.

4

1. Yacimientos y Presiones

1.1 Porosidad, saturación, permeabilidad y resistividad de las rocas.

La unidad de permeabilidad, generalmente utilizada, es el milidarcy (md) en lugar 1 del Darcy que es muy grande (1 md = Darcy) 1000 Una roca debe tener fracturas capilares o poros interconectados para ser permeable, por lo general una permeabilidad mayor se acompaña de una porosidad mayor, sin embargo, esto no es una regla absoluta, porque se pueden presentar los siguientes casos: •

Las lutitas y ciertas clases de arenas tienen altas porosidades, pero sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de líquidos son escasos y tortuosos, y por lo tanto su permeabilidad puede ser baja.

•

Otras formaciones, como la caliza, pueden presentar pequeñas fracturas o fisuras de una gran extensión. La porosidad de esta formación será baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En consecuencia, las calizas fracturadas pueden tener bajas porosidades, pero permeabilidades muy altas.

Resistividad La resistividad eléctrica de una sustancia es la capacidad de impedir o resistir el paso de corriente eléctrica a través de si misma. La conductividad eléctrica es lo contrario a éste fenómeno. La unidad utilizada en los registros es el ohm–m2/m, generalmente expresada en ohm–m para la resistividad y en milímhos/m para la conductividad. La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturaciones potenciales de petróleo, aceite y/ó gas se componen de rocas, que al estar secas, no conducirán una corriente eléctrica, es decir, la matriz de roca tiene una conductividad nula o resistividad infinitamente alta. Una corriente eléctrica fluirá sólo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación, solamente si el agua intersticial contiene sales disueltas y mientras mayor sea la concentración salina, menor será la resistividad del agua de formación y, por lo tanto, de la formación. Por otro lado, mientras la porosidad de la formación sea más grande y como consecuencia presente mayor cantidad de agua de formación, la resistividad será menor. Las mediciones de resistividad, junto con las de resistividades del agua y la porosidad, se utilizan para obtener los valores de saturación de agua.

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1. Yacimientos y presiones

1.2

1.2 Gradiente de presión total de sobrecarga

GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA

Actualmente la industria petrolera tiene retos cada vez mayores, entre estos retos, se encuentra la determinación adecuada de la densidad del fluido de perforación para atravesar las diferentes capas terrestres, para así definir el asentamiento correcto de las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo. Por lo que se requiere un buen conocimiento de las diferentes presiones relacionadas con los yacimientos. Sabemos bien que la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (Agua, hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes, se le denomina “Presión total de sobrecarga” y que en forma matemática se expresa : (Presión total de sobrecarga) = (Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial)

El gradiente de presión total de sobrecarga, se encuentra con la siguiente fórmula: Gs = 0.1 x (1 - φ ) x Dm + 0.1 x φ x Da Donde: GS φ Dm Da

= Gradiente de presión total de sobrecarga, en kg/cm2/m. = Porosidad de la roca, en fracción. = Densidad de los minerales o sedimentos, en gr/cm3. = Densidad del fluido intersticial, en gr/cm3 (Principalmente agua salada).

Lo anterior indica, que si se desea obtener el gradiente de presión total de sobrecarga a una determinada profundidad, es necesario tener como datos: la densidad de la roca, la densidad del fluido contenido en la misma y su porosidad. Con base en un promedio de la densidad de las rocas y de su porosidad y como densidad del fluido contenido en las rocas, agua salada de densidad 1.07 gr/cm3, se ha obtenido un gradiente de presión total de sobrecarga teórico de 0.231 kg/cm2/m, considerándose dicho gradiente para la zona del terciario en la Costa del Golfo de México.

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1. Yacimientos y presiones

1.3

1.3 Predicción del gradiente de presión de fractura por el método Eaton

PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON.

Se ha tenido conocimiento que la presión de fractura, es la presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia matricial de la roca. Esta resistencia que opone una roca a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión de la misma y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga total). La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente para evitar brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismas precauciones en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas del lodo, que podrían inducir o extender fracturas en algunas de las formaciones más superficiales o débiles. La pérdida total de lodo en la formación, además de ser muy costosa, reduce la presión hidrostática y se puede tener un brote o reventón. Uno de los investigadores que se dedicó al estudio de calcular el gradiente de fractura de las formaciones fue Ben A. Eaton, que propuso el uso de la siguiente fórmula para su cálculo:

S   s  * F =  × 0.2306 − Gf  ×  + Gf D  1− s  Donde: F = Gradiente de presión de fractura, en kg/cm2/m Gf = Gradiente de presión de poro o de formación, en kg/cm2 /m. D = Profundidad del pozo, en m o pies (Para la gráfica). s = Relación de Poisson. S = Presión ejercida por el peso de sobrecarga de la roca, en lb/ pg2 S = Valor localizado en la gráfica 1.1 D s = Valor localizado en la gráfica 1.2.

7

1. Yacimientos y presiones

1.3 Predicción del gradiente de presión de fractura por el método Eaton

El gradiente de presión de formación, se puede utilizar por medio de la información de los registros de pozos o al relacionarla con datos de otro pozo cercano. Si desea realizar un cálculo práctico puede considerarse el normal de la formación. 0

PROFUNDIDAD

500

1000

1500 2000

2500

3000

3500

4000 4500

5000 5500

6000 0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

Gráfica 1.1 Resistencia del gradiente de sobrecarga para todas las formaciones normalmente compactas de la Costa del Golfo.

* La fórmula tiene algunos cambios con respecto a la original, por el cambio de las unidades de conversión.

8

1. Yacimientos y presiones

1.3 Predicción del gradiente de presión de fractura por el método Eaton

0

Variable de sobrecarga de la costa del golfo

500

Sobrecarga equivalentes en lutitas 0.231 kg/cm 2/m (1.0 lb/pg2 / pie)

1000 2

Límite del extremo superior

Profundidad en m

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Sobrecargas equivalentes Oeste Texas formaciones productoras 5000 0.231 kg/cm 2/m (1.0 lb/pg2 /pie) 5500

6000 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

Gráfica 1.2 Variaciones de la relación de Poisson con la profundidad

9

1. Yacimientos y presiones

1.4

1.4 Perfil de presiones para el asentamiento de tuberías de revestimiento

PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

El seleccionar la profundidad de asentamiento para las tuberías de revestimiento (T.R.) en forma adecuada y precisa, nos previene o evita muchos problemas durante la perforación del pozo. Existen varios métodos para calcular y graficar las curvas de gradiente de presión de formación y de fractura contra la profundidad del pozo, que se elaboran en las diferentes áreas en donde se perfora. Sin importar el método que se use, las curvas de éstos dos gradientes son las básicas para planear la perforación de cualquier pozo. Para el asentamiento de las tuberías de revestimiento, se aplican las dos curvas mencionadas, complementándose con la curva de la densidad del fluido de perforación requerida. Esta información se expresa en densidad de fluido de perforación equivalente y se grafica contra la profundidad del pozo (En caso de un pozo direccional, se toma la profundidad vertical verdadera). El gradiente de presión de poro se establece por los registros geofísicos de pozos de correlación y la curva de densidad del lodo requerida se dibuja adjunta a la curva de la presión de poro, con un valor de 0.06 gr/cm3 mayor que ésta. Teniendo la gráfica de las tres curvas mencionadas, se procede a encontrar las profundidades de cada T.R. de acuerdo al siguiente procedimiento (Gráfica 1.3): 1. Trazar una línea horizontal indicando la profundidad objetivo del pozo y posteriormente una línea vertical (1) a partir de la densidad máxima del lodo hasta interceptar la curva de gradiente de fractura, éste punto indica la densidad de fractura a la profundidad localizada en la gráfica. 2. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. corta (en este caso), inmediatamente abajo del punto de intercepción en la curva de gradiente de fractura. Se debe considerar un factor de seguridad por la densidad equivalente de circulación y otras recomendaciones. 3. Trazar una línea horizontal (2) a partir de la profundidad anterior hasta la curva de densidad de lodo requerida a esa profundidad. 4. Trazar hacia arriba una línea vertical (3) partiendo de la intercepción de la curva de densidad de lodo requerida hasta la curva de gradiente de fractura.

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1. Yacimientos y presiones

1.4 Perfil de presiones para el asentamiento de tuberías de revestimiento

5. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. intermedia, inmediatamente debajo de la intersección anterior, incluyendo nuevamente el factor de seguridad apropiado. De la misma forma se selecciona la profundidad de asentamiento de la T.R. superficial, líneas 4 y 5.

Nota: Se realizó la conversión de las unidades de profundidad y densidad al sistema decimal Gráfica 1.3 Aplicación del perfil de presiones para el asentamiento de tuberías de revestimiento

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1. Yacimientos y presiones

1.5

1.5 Interpretación básica de los registros geofísicos

INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS

Los registros geofísicos fueron introducidos en la industria petrolera hace más de medio siglo y desde entonces muchos dispositivos de registros han sido desarrollados y puestos en actividad. Así como la especialidad de registros geofísicos avanzó, el arte de interpretar sus datos también lo hizo. En la actualidad el análisis detallado de los registros de pozos, proporcionan un método para derivar o inferir valores exactos de la saturación del agua o hidrocarburos, la porosidad, el índice de permeabilidad, la litología del yacimiento, etc. Sin embargo, en forma general podemos decir que los registros geofísicos se aplican en perforación y terminación de pozos, producción y en la evaluación del yacimiento. Después de la perforación, con los registros geofísicos (resistividad, sónico, densidad, radioactivos) se pueden detectar y evaluar presiones de formación altas, así como evaluar gradientes de fractura de la formación. En un registro de conductividad y sónico, al detectar presiones anormales, la conductividad eléctrica se incrementa y el tiempo de viaje de la onda sonora en seg/m o seg/pie también se incrementa (Grafica. 1.4, 1.5 y 1.6). En el caso de un registro de densidad, éste mostrará una disminución en densidad dentro de una región de presión anormal. En algunas ocasiones, los diferentes registros geofísicos que se toman en el pozo, se proporcionan en los reportes con cierta nomenclatura, a continuación mencionaremos algunas de ellas: CNL = BHC = CBL = CCL = CDR = DIL = DLL = FDC = FIL = VDL = CBT = CET = BHC = LDT = NGT = GRN = VSP =

Registro neutrónico compensado. Registro sónico compensado Registro de cementación Registro localizador de coples. Registro direccional continuo. Registro doble inducción Registro doble Laterolog. Registro de densidad de formación. Registro de identificación de fracturas. Registro de densidad variable. Registro sónico de cementación Registro sónico de evaluación del cemento. Registro sónico de porosidad compensado. Registro litodensidad compensada. Registro espectroscopía de rayos gamma naturales. Registro rayos gamma naturales-neutrón. Perfil de velocidades sísmicas.

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1. Yacimientos y presiones

1.5 Interpretación básica de los registros geofísicos

CNL = Registro neutrón compensado. SHDT= Herramienta de echado estratigráfico. SFL = Registro de enfoque esférico. SIT = Herramienta de punto libre. GR = Registro de rayos gamma. ( S/pie)

Conductividad (mmhos)

0

200

400 600 1,000 2,000

50 70 100 200 300

1 2 3

PROFUNDIDAD (1000 pies)

4 5 6 7 8 9 10

Inicio de zona de presión anormal

11 12 13 14 15

Gráfica 1.4 Conductividad de lutita y tiempo de tránsito para un pozo geopresurizado

13

1. Yacimientos y presiones

1.5 Interpretación básica de los registros geofísicos

Gráfica 1.5 Registro sónico. En la zona superior se tienen arenas y en la parte inferior arcillas de la formación

14

1. Yacimientos y presiones

1.5 Interpretación básica de los registros geofísicos

Figura 1.1 Determinación del gradiente de presión de poro (PORPRS)

15

1. Yacimientos y presiones

1.6 •

1.6 Aplicaciones

APLICACIONES Para comprender un poco más sobre la compactación, saturación y las presiones anormales, expondremos los siguientes ejemplos, para que anote sus observaciones:

Suponiendo un caso cualquiera de compactación normal, en donde el gradiente de presión total es de 0.230 kg/cm2/m (2.30 gr/cm3) y como normal de formación 0.107 kg/cm2/m (1.07 gr/cm3), entonces se establece la siguiente igualdad. Presión total de sobrecarga sobrecarga

= (Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial)

2.30 =? + 1.07

2.30 – 1.07 = 1.23 1.23 = 0.5347 ⇒ 53.47 % 2.30.

2.30 = 1.23+1.07

Si se toma un plano horizontal de área unitaria, podemos considerar que aproximadamente el 53.5% de dicha área estará ocupado por los granos de roca y el restante por los fluidos contenidos en el espacio poroso.

Área total = 1.00 Área rocosa = 0.5347 Área de fluidos = 0.4653

Realizar los mismos cálculos con un gradiente de presión total de sobrecarga de 0.190 kg/cm2/ m y de formación 0.160 kg/cm2/m (Presión anormal).

16

1. Yacimientos y presiones

1.6 Aplicaciones

Operaciones:

• Calcular el gradiente de presión total de sobrecarga teórico, con la siguiente información: Densidad normal de formación – 1.07 gr / cm3 Densidad de algunas rocas: Arcilla: 2.6 gr/cm3 Caliza: 3.0 gr/ cm3 Dolomita: 2.9 gr/cm3 Cuarzo: 2.65 gr/cm3 Porosidad aproximada de: Arenas no consolidadas: 15% Lutitas o arcillas: 35%

Operaciones:

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1. Yacimientos y presiones

1.6 Aplicaciones

• Predecir el gradiente de presión de fractura a una profundidad de 4500.0 m, suponiendo un gradiente de presión normal de formación, por el método de Eaton:

S   s  F =  × 0.2306 − Gf  ×   + Gf D  1 − s  Gf = 0.107 kg/cm2/m S = 0.975 (Gráfica 1.1) D

s = 0.475 (Gráfica 1.2)  0.475  F = (0.975 X 0.2306 – 0.107) x   + 0.107  1 − 0.475  F = 0.2136 kg/cm2/m

Predecir el gradiente de presión de fractura a 3000.0 con los siguientes gradientes de presión de formación de 0.107 y 0.140 kg/cm2/m. Realizar sus comentarios sobre los cálculos. Operaciones:

18

1. Yacimientos y presiones

•

1.6 Aplicaciones

Con base en el siguiente modelo de esfuerzos en la roca, realizar comentarios sobre si la presión de formación puede ser mayor que la presión de fractura y de la presión total de sobrecarga, y además si la presión de fractura es mayor que la presión total de sobrecarga.

S

Em

Pf

 Esfuerzos de   Esfuerzo   Pr esión    =   +   sobrec arg a Matricial de formación       S = Em + Pf Comentarios:

19

1. Yacimientos y presiones

1.6 Aplicaciones

3

LITOLOGÍA

DENSIDAD EQUIVALENTE DE LODO en gr/cm

0.96

1.20

1.44 1.68

2.4

2.16

1.92

PROFUNDIDAD en m

500 LÍMITE MÍNIMO PARA EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FORMACIÓN

1000

GRADIENTE DE FRACTURA

1500

LÍMITE MÁXIMO PARA NO FRACTURAR LA FORMACIÓN

2000 MARGEN DE BROTE (0.06 gr/cm3menos del gradiente de fractura)

2500 3000

3500 PRESIÓN DE FORMACIÓN

4000 4500

DENSIDAD DE LODO (más 0.06 gr/cm3 de la densidad de perforar para margen de viaje) PROFUNDIDAD DE OBJETIVO

2.12 5000 3

Máx. Densidad -2.12 gr/cm

• Encontrar las profundidades de asentamiento de T.R.s. superficial e intermedia. Tubería Conductora Superficial Intermedia Explotación

Longitud 13 3/8” 9 5/8” 7 5/8” 5 ½”

20

m de 0 a 54.0 de 0 a de 0 a de 0 a .4500.0

2. PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LA PERFORACIÓN DEL POZO

21

2. Planeación y programa de la perforación del pozo

2.1.

2.1 Factores para la planeación de la perforación del pozo

FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL POZO

Entre más pronto se reconozcan las presiones anormales en una formación a perforar, menores serán los gastos y el riesgo para el personal, el medio ambiente y las instalaciones. Un buen conocimiento de la situación permite una planificación apropiada de las técnicas de perforación, del diseño del pozo y del equipo. Lamentablemente, la precisión, tanto en la detección como en la evaluación de las presiones anormales, aumenta a medida que el pozo es perforado a más profundidad. Por lo que en estas condiciones, el objetivo es reconocer en forma inmediata situaciones anormales y con la mayor precisión para prevenir o evitar el problema. La perforación de un pozo requiere de una planeación formal ya que para lograr los objetivos se requieren: estudios científicos, técnicas y experiencia en las actividades involucradas desde la localización del punto a perforar hasta la terminación del pozo. Una base para la planeación es el análisis de la situación, que se refiere al estudio de datos pasados, presentes y futuros, en forma racional. La planeación de la perforación del pozo es una de las etapas importantes, en donde se establecen como premisas en el proceso los siguientes factores: •

La estimación del costo de perforación para determinar la factibilidad económica de la perforación del pozo.

•

Control del costo para la minimización de los gastos totales de la perforación a través de un programa apropiado.

•

Economía

•

Equipo adecuado.

•

Seguridad del personal.

•

Protección al medio ambiente.

23

2. Planeación y programa de la perforación del pozo

2.1 Factores para la planeación de la perforación del pozo

El personal recomendado en el proceso de la perforación del pozo se compone de: Geólogos, Químicos, Licenciados para los aspectos regulatorios del área, Supervisores de campo, etc. y un Ingeniero Petrolero bien calificado como coordinador de la planeación. Los objetivos del pozo se deben determinar con claridad, para que con base a esto se seleccione la geometría del mismo. No olvidar que el pozo se debe planear de la profundidad total programada hacia arriba, y no de arriba hacia abajo. Análisis de la información 1. Objetivos Geológicos: a) b) c) d) e) f) g)

Profundidad del horizonte objetivo. Cimas estimadas de las formaciones. Profundidad y posibles formaciones productoras. Requerimientos de muestreos de las formaciones (canal, núcleos etc.). Requerimientos de pruebas de formación. Requerimientos de registros geofísicos, eléctricos, etc. Profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimientos y sartas de tubería de producción.

2. Datos de pozos vecinos: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j)

Columna estratigráfica. Historia gráfica Registros de barrenas. Datos de pruebas de formación. Registros de presiones de fondo. Registros del fluido de perforación. Registros de las tuberías de revestimiento y cementaciones. Riesgos y zonas problema. Registros eléctricos y geofísicos, etc. Terminaciones.

3. Establecer los costos estimados del pozo en proyecto: a) b) c)

Perforación del pozo. Sartas de tubería de revestimiento y tubería de producción. Conexiones superficiales de producción del pozo.

24

2. Planeación y programa de la perforación del pozo

d)

e)

• • • • • • • • • •

2.1 Factores para la planeación de la perforación del pozo

Varios: Preparación del sitio. Equipo y servicios de muestreo. Registros. Agua y combustible. Fluidos de perforación y productos químicos. Cemento y servicios de cementaciòn. Transporte (personal, equipo, etc.). Disparos, acidificación, fracturamiento, etc. Barrenas. Renta de equipo. Costos de operación y producción. El costo de perforación depende de: Costo de preparación del sitio.

La localización

Costo de transporte. Costo diario de la operación de perforación: • Renta de equipo • Servicios de supervisión de la perforación. • Mantenimiento del equipo. • Control de la perforación. • Alojamiento de cuadrillas, transporte, etc.

Litología a ser penetrada. La profundidad

Tiempo de perforación.

4. Seguridad del personal y protección al medio ambiente.

25

2. Planeación y programa de la perforación del pozo

2.2.

2.2 Concepto y filosofía de la optimización de la perforación.

CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN.

Hacer un agujero no es tarea fácil, se requiere de un esfuerzo de planeación, programación, perforación del pozo y supervisión de operaciones, además de una aplicación de Ingeniería, técnica y experiencia para el logro de los objetivos. Uno de los objetivos principales, durante la perforación del pozo, es abatir los costos, teniendo una velocidad de penetración adecuada y sin interrupciones en las operaciones programadas, sin descuidar la seguridad del personal, del pozo y la protección al medio ambiente. Pero para que esto se logre se requieren conocimientos y experiencia para poder llevar el control, nada fácil, de las variables que afectan a la velocidad de penetración y la eficiencia de las operaciones, tales como: fluido de perforación, hidráulica, condiciones de operación y tipo de barrena, personal, equipo y características de la formación. Se puede decir que la optimización es el proceso para encontrar el conjunto de condiciones requeridas con el fin de obtener los mejores resultados para una situación dada. Sus características esenciales son: objetivos, factores conflictivos y restricciones. Bajo una situación real, particularmente en perforación, el término de “Perforación optimizada” no existe. Sin embargo, aún cuando el término pueda parecer idealista, nos proporciona el conocimiento suficiente sobre los límites de las variables que contribuyen a mejorar el proceso de perforación. Con base en lo anterior, la filosofía de la perforación optimizada consiste en emplear los datos y experiencias obtenidas en el primer pozo perforado, como base para determinar y aplicar técnicas adecuadas para la perforación de los pozos subsecuentes; de tal manera que el costo total de perforación sea reducido al mínimo en el menor tiempo y con el menor número de pozos posibles.

26

Profundidad

2. Planeación y programa de la perforación del pozo

2.2 Concepto y filosofía de la optimización de la perforación.

Pozo A Pozo B Pozo C

C B A Costo / Tiempo Consideraciones en la optimización de la perforación. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

Fluido de perforación. Hidráulica. Selección del tipo de barrena. Condiciones de operación de la barrena. Selección del equipo. Adquisición de datos (correlación de pozos vecinos). Programa de tubería de revestimiento. Sarta de perforación. Control de presiones subsuperficiales (brotes). Planeación de la perforación.

27

2. Planeación y programa de la perforación del pozo

2.3.

2.3 Factores para la elaboración del programa de perforación.

FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN

Una vez que se tiene la planeación del pozo, se deben especificar los detalles operativos para cada etapa de la perforación del pozo. En este paso se realizan las siguientes preguntas: ¿Quién hará cada actividad? ¿Cómo se va a hacer? ¿Cuándo se va a hacer?, etc. El programa de perforación representa una guía de instrucciones de las operaciones que se realizarán en cada etapa: equipos, materiales y servicios para las operaciones y un tiempo estimado para cada una de ellas. Además su contenido presenta gráficas y tablas que cubren todo el programa del pozo. Se pueden incluir muchos datos en el programa de perforación. Pero se debe tener cuidado de no incluir datos superfluos que hagan que el programa pierda significado e importancia para el técnico del pozo y el coordinador. Debido a la extensión y particularidades de cada pozo, no se presenta un ejemplo del programa de perforación, sin embargo, es de mucha enseñanza y ejemplificación el participar en la actividad que se le encarga en la parte de aplicaciones. Una vez que se determinan los puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento, se selecciona el diámetro de la TR de explotación, el cual será la base para determinar el arreglo de tuberías de revestimiento a utilizar, así como los diámetros de agujero. El diámetro de la TR de explotación, va a depender de las características de los fluidos que se explotaran, de las presiones, así como también si el pozo fluye por si solo o se le aplicará un sistema artificial de explotación. Normalmente el diámetro de la TR de explotación es a solicitud del cliente. En la tabla 2.1 se muestran diferentes diámetros de barrena que se pueden utilizar de acuerdo al diámetro de la TR, la cual sirve como una guía para la selección de la geometría del pozo.

28

2. Planeación y programa de la perforación del pozo

2.3 Factores para la elaboración del programa de perforación.

Tabla 2.1

Diámetro de TR (pg)

Diámetro del cople (pg)

Diámetro de barrena a emplear (pg)

4 1/2 5½ 6 6 5/8 7 7 5/8 8 5/8 9 5/8 10 ¾ 13 3/8 16 20

5.0 6.050 6.625 7.390 7.656 8.500 9.625 10.625 11.750 14.375 17.0 21.0

6, 6 1/2, 8 3/8, 8 1/2 8½ 8 ½, 8 5/8 8 5/8, 9 ½ 9 1/2 12 12, 12 ¼ 14 3/4 17 ½ 20 26

Figura 2.1 Barrenas de diferentes diámetros

En la tabla se muestran algunas de las posibilidades para la selección de la geometría, ya que existe una gran variedad de tuberías especiales que nos permiten hacer diferentes arreglos.

Los costos de perforación se reducen en proporción directa a la Ingeniería, experiencia y supervisión aplicadas.

29

2. Planeación y programa de la perforación del pozo

2.4.

2.4 Aplicaciones

APLICACIONES

•

Considerando sus conocimientos y experiencia en las operaciones de Perforación y Terminación de pozos, describa cuando menos veinte tópicos para aumentar la “Eficiencia de Perforación” o en otras palabras aplique su filosofía de la “Optimización de la Perforación”.

•

Con un programa detallado de la perforación del pozo, del área en donde realiza sus actividades, haga un análisis del mismo, anotando las partes del programa, verifique si se tienen cronogramas, correlación con pozos vecinos, actividades críticas y requerimientos de mayor supervisión, diseños de tubería, medidas de seguridad y protección al medio ambiente, etc.

30

3.

FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS

31

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.1

3.1 Programa y control del fluido de perforación

PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

Programa del fluido de perforación El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, temperatura, hidráulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundización), perfil del agujero, programa de diámetro de agujero y tuberías de revestimiento (convencional, esbelto, núcleos continuos, etc.), profundidad del pozo, logística, daños a la formación y restricciones ambientales. Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y características apropiadas para todas las operaciones que se realizarán considerando los costos de los mismos. Un programa de fluidos debe especificar: ¹

Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usarán.

¹

Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los fluidos de la formación en cada sección del agujero descubierto.

¹

Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente.

¹

Aditivos de los fluidos sugeridos para cada sección.

¹

Problemas esperados y los procedimientos de control.

Como ejemplo, se hace referencia al campo Escuintle de la Región Sur de México, el cual es productor de aceite en las formaciones carbonatadas del Cretácico Superior San Felipe, Agua Nueva y Medio. El programa de perforación de un pozo típico de este campo comprende 6 etapas y la terminación (tabla 3.1). Debido a que se requiere terminar en tubería de explotación de 5”, se perfora con un arreglo de tuberías de revestimiento de 30”, 20”, 13 3/8”, 9 5/8”, 7” y 5”.

33

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.1 Programa y control del fluido de perforación

Tabla 3.1 Etapas de perforación con un fluido limpio

Barrena (pg)

Profundidad (m)

36

50

26

700

17 ½

1800

12

4000

8 3/8

4700

5 7/8

5500

Terminación

5500

Objetivo de la etapa

Cementar el tubo conductor de 30” para tener un medio de circulación. Cementar tubería de revestimiento de 20” a fin de aislar los acuíferos superficiales y ganar gradiente de fractura para poder incrementar la densidad del fluido de perforación en la siguiente etapa. Llegar a la cima de la zona de presiones anormales y cementar tubería de revestimiento de 13 3/8” a fin de poder cambiar el fluido de perforación base agua a base aceite y manejar mayores densidades en la zona de presiones anormales. Atravesar la zona de presiones anormales y aislar la misma con la tubería de revestimiento de 9 5/8” a fin de poder utilizar una menor densidad del lodo en la siguiente etapa. Atravesar las formaciones Eoceno y Paleoceno hasta la cima de la formación Cretácico Superior Méndez, las cuales tienen un gradiente de presión de poro en el rango de 1.50 a 1.60 gr/cc. Se cementa la tubería de revestimiento de 7” para aislar estas formaciones a fin de poder cambiar la base del fluido de perforación para la siguiente etapa. Perforar la zona productora del campo (Formaciones Cretácico Superior y Medio), cuyo gradiente de presión de poro está en el rango de 1.15 gr/cc. Terminar el pozo con un fluido limpio.

34

Fluido de perforación

Densidad (gr/cc)

Bentonitico

1.08

Inhibido

1.20

Inhibido

1.70

Base Aceite

1.95-2.00

Base Aceite

1.70

Base Agua

1.20

Agua Filtrada

1.00

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.1 Programa y control del fluido de perforación

Control del fluido de perforación Durante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de perforación con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las estadísticas de los pozos vecinos. Los reportes de fluidos describen las características físicas y químicas del sistema de lodos, los cuales se hacen diariamente. (Para llevar el control de las características físicas se pueden aplicar las tablas proporcionadas en el manual del perforador). La tabla 3.2 muestra un formato de reporte del lodo que incluye la siguiente información:

- Nombre del pozo - Fecha - Profundidad - Datos de las bombas de lodos - Equipo para el control de sólidos - Densidad - Viscosidad Marsh - pH del lodo - Viscosidad plástica - Punto de cedencia - Gelatinosidades - Contenido de cloruros - Contenido del ión calcio - Contenido de sólidos - Filtrado - Por ciento de aceite - Por ciento de agua - Cantidad de sólidos - Temperatura - Filtrado - Enjarre 35

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.1 Programa y control del fluido de perforación

Tabla 3.2 Formato de reporte diario de fluidos de perforación MATERIALES CONCEPTOS

Y TUBO CONDUCTOR

PRIMERA ETAPA

SEGUNDA ETAPA

TERCERA ETAPA

CUARTA ETAPA

T.R. 24” BNA 30”

T.R. 16” BNA 22”

T.R. 10 3/4” BNA 14 ¾”

T.R. 7 5/8” BNA 9 ½”

T.R. 5” BNA 5 7/8”

CANTIDAD

CANTIDAD

CANTIDAD

CANTIDAD

CANTIDAD TON. 6980.95 MB

TOTAL

BARITA DIESEL OXIDO DE CALCIO SECUESTRANTE H2S CONT. CIA. DRILLINGFUIDS MI. OBT. CELULOSICO MED. OBT. CELULOSICO FINO AGUAQUIM SUBTOTAL MAT. QUÍMICO (COSTO) TIPO DE LODO Y DENSIDAD VOLUMEN RECIBIDO Y COSTO VOLUMEN ENVIADO Y COSTO VOLUMEN PERDIDO Y COSTO SERV. INT. FLUIDO MANTTO. E.T. (CIAMI.) ATN. TÉCNICA. POR MANTTO. (CIA. MI.) CONTRATO INT. DE FLUIDO CIA´S (MI.) MATERIAL CONTINGENCIAS (LODOS/P) SERV. INT. ATN. TÉCNICA BARITA PROPORCIONADA POR CIA.

87.0611 MB

34.36 MB

CANTIDAD 0 TON. 710292 MB

0 TON. 0 TON. 0

7102.92 BENT. 1.08

E.I. DENS = 1.47 1045.5 MB

E.I. DENS 1.55

MB

KLA-GARD 1.25 129 MB

129 MB

140 MB

140 MB

315 MB

50 MTS

850 MTS

597 MB

E.I. DEN. 0.90-0.89 7775.95 MB

9547.45 MB

60 MB

131 MB

395 MB

855 MB

787.5 MB

366 MB

7380.95 MB

8989.49 MB

1741.73 MB

1741.73 MB

43 DÍAS

43 DÍAS

840 MTS

392 MTS

4332 MTS

0 MB

160 MB

160 MB

35 DÍAS

125 DÍAS

2200 MTS

3 DÍAS

13 DÍAS

34 DÍAS

40 DÍAS

63.88 TON.

260.19 TON

516.995 TON

787.1 TON.

36

1628.13 TON.

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.1 Programa y control del fluido de perforación

Continuación tabla 3.2 CONTT. CIA. 8 DÍAS 13 DÍAS 34 DÍAS 40 DÍAS 79 DÍAS 174 DÍAS CONTROL SOL COMSERTEC SERV. MANTTO. SERV. 1 SERV. 1 SERV. GRAL. EQ. CONV. CONT. SOL SERV. LIMPIEZA 35 DÍAS 35 DÍAS 70 DÍAS INT/EXT. DE TUBERÍA SERV. DÍAS 9 DÍAS 8 DÍAS 17 DÍAS RETROESCAVADOR A COSTO 0 MB SANEAMIENTO DE RECORTES SUBTOTAL SERV. POR CONTRATOS FECHA INICIO Y 17/01AL 20/01 AL 2/02 AL 8/03 AL 17/04 AL TERMINO 19/01/98 1/02/98 7/03/98 16/04/98 25/06/98 METROS PERF Y 50 MTS. 850 MTS 2200 MTS. 840 MTS. 590 MTS. 4530 MTS. DESVIADOS COSTO POR METRO 0 MB PERFORADO RECORTES 0 0 DÍAS TRANSPORTADOS VIAJES AGUA RESIDUAL 1 VIAJE 1 VIAJE TRANSPORTADA COSTO POR VIAJE 17 VIAJES 8 VIAJES 430 VIAJES 455 VIAJES TRANSP. MQ. LODO DIESEL SUBTOTAL SERV. DE APOYO PROBLEMAS* 1.- CLASIFICACIÓN 2.- PÉRDIDA DE CIRC. 3.- PEGADURA 4.- PESCA 5.- DERRUMBE 6.- RESISTENCIA 7.- FRICCIÓN 8.- ATRAPAMIENTOS 9.- DESVIA, POZO

37

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.2

3.2 Procedimientos para el análisis de las propiedades reológicas, sólidos y líquidos del fluido de perforación.

PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

En manuales anteriores se expusieron y se comprendieron las ventajas que presentan las propiedades reológicas en la optimización hidráulica y los sólidos controlados del fluido de perforación para prevenir o evitar problemas durante la perforación del pozo. Por esta razón, es conveniente conocer cómo se realizan los análisis físicos de las propiedades reológicas de sólidos y líquidos, para verificar en cualquier momento la cuantificación real y propia del fluido de perforación. Propiedades reológicas Para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh. Éste mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es el número de segundos requeridos para que 1000 ml de lodo pasen a través de un tubo de 3/16 de pulgada de diámetro, colocado a continuación de un embudo de 12 pulgadas de largo con capacidad de 1500 ml (ver figura 3.1). El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

Figura 3.1 Embudo para medir la viscosidad

38

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.2 Procedimientos para el análisis de las propiedades reológicas, sólidos y líquidos del fluido de perforación.

Se obtiene una mejor medición de las características reológicas mediante el empleo de un viscosímetro electrónico rotatorio de lectura directa y de cilindros concéntricos. La unidad estándar de campo es el viscosímetro Fann (figura 3.2). El viscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dos parámetros reológicos: viscosidad plástica y punto de cedencia. Para la viscosidad plástica se utiliza el centipoise. Éste es la resistencia al flujo del lodo causado principalmente por la fricción de las partículas suspendidas, y también por la viscosidad de la fase fluida. La viscosidad plástica es afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo. Para el punto de cedencia se usan como unidades la libra por 100 pies cuadrados. El punto de cedencia es la parte de la resistencia al flujo, causada por las fuerzas de atracción entre partículas. Estas fuerzas atractivas son a su vez causadas por las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas en el lodo.

Figura 3.2 Viscosímetro de fann

Análisis 1. Tomar una muestra del fluido de perforación (F.P.). 2. Agregar el F.P. al vaso del viscosímetro hasta la marca interior del mismo. 3. Colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la marca del cilindro.

39

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.2 Procedimientos para el análisis de las propiedades reológicas, sólidos y líquidos del fluido de perforación.

4. Operar el viscosímetro a 600 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada que se observe en el dial. 5. Cambiar la velocidad del viscosímetro a 300 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada 6. Aplicar las siguientes formulas: V p = Lec 600 − Lec 300

Y p = Lec300 − V p

Donde: Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps) Lec600 = Lectura de 600 r.p.m. en el viscosímetro Lec300 = Lectura de 300 r.p.m. en el viscosímetro Yp = punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie2 7. Lavar y limpiar el equipo, para dejarlo preparado en un próximo análisis Sólidos y líquidos Para comprender más el presente concepto y análisis, hacemos un recordatorio de las fases del fluido de perforación. Fase Líquida: Base-agua

Agua principalmente, aceite cuando se emulsiona (Emulsión directa).

Fase Sólida: Material densificante y viscosificante (barita y bentonita) Fase Química: Productos químicos

Fase Liquida Base-aceite emulsión inversa

Fase continua: Aceite. Fase discontinua o dispersa: Agua salada.

Fase Sólida: Material desinfectante (Barita). Fase Química: Emulsificantes.

40

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.2 Procedimientos para el análisis de las propiedades reológicas, sólidos y líquidos del fluido de perforación.

Por lo anterior, debemos de tener en cuenta que la fase sólida se refiere a sólidos deseables que son propiamente los que tiene nuestro fluido de perforación para obtener ciertas propiedades en el mismo y son los que marcan normalmente las tablas que se aplican para su control. Por lo tanto, todos los sólidos ajenos a éstos, llamados sólidos indeseables, se deben de eliminar. El análisis físico que nos proporciona dicha información para tomar una decisión, es por medio de la retorta que se compone de (Fig. 3.3): • • • • • • • • • •

Cámara de calentamiento. Condensador. Recipiente del F. P. (muestra de 10 cm 3 de F. P.). Lana de acero. Probeta graduada. (10 cm3) Espátula. Solución de agente humectante Cepillos limpiapipetas. Automático para el corte de la corriente (110 V) a los 15 minutos. Grasa metálica (para alta temperatura).

Fig.3.3 retorta y sus componentes.

41

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.2 Procedimientos para el análisis de las propiedades reológicas, sólidos y líquidos del fluido de perforación.

Análisis 1.

Tome el recipiente de la muestra del F. P. y confirme que se encuentre limpio y seco.

2.

Coloque lana de acero en el fondo del cilindro de acero en donde se enrosca el recipiente de la muestra, suficiente para proporcionar un filtro de los vapores que pasan al condensador.

3.

Llene el recipiente de la muestra con el F. P., coloque la tapa y deje que salga el exceso de F. P. por el orificio central de la tapa.

4.

Limpie el recipiente por su parte externa y agregue grasa metálica en la rosca.

5.

Enrosque el recipiente en el cilindro metálico.

6.

Coloque el cilindro metálico en la cámara de calentamiento.

7.

Coloque la probeta en la parte inferior del condensador.

8.

Conecte la retorta.

9.

Al terminar la destilación, retire la probeta del condensador.

10. Tome las lecturas de los cm3 de líquidos (agua y aceite) y multiplique cada uno por 10 para convertirlo a por ciento y la diferencia de la suma de estas dos cantidades con el 100%, es el resultado del por ciento de sólidos. 11. Deje enfriar la retorta, desarme el conjunto y limpie cada una de sus partes, para tener la retorta disponible.

42

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.3

3.3 Problemas más comunes y correctivos en el fluido de perforación base-agua y base-aceite emulsión inversa.

PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA.

Fluidos de Perforación Base Agua: Problema

Síntoma

Correctivo

• Tratar previamente si se trata de pequeñas cantidades, o remover químicamente con carbonato de • Alta viscosidad y Gelatinosidad, y Yeso o bario o de sodio. aumento de filtrado. anhidrita Si se trata de anhidrita masiva • Calcio y sulfato en el filtrado cambie el sistema. • Disminución en la velocidad de penetración. Succión en los viajes. • Añadir diesel para emulsionar el Embolamiento lodo. Barrenas en buenas condiciones, con de la barrena Controlar la viscosidad y el gel. poco desgaste, pero con recortes Mejorar la hidráulica. adheridos en forma muy compacta. • Disminución de la vida útil de la • Disminuir el contenido de arena por dilución agregando agua. Usar barrena y desgaste excesivo de la Abrasión el desarenador para mantener un parte hidráulica de la bomba de lodo. contenido mínimo de arena. • Si el sistema contiene suficiente aditivo de control de filtrado, añadir Alta pérdida de • Enjarre esponjoso, blando y muy arcillas (bentonita) al sistema filtrado (control con la prueba de azul de grueso. metileno). • Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible. Bajar el gasto de bomba para disminuir la Pérdidas de densidad equivalente de • Disminución del volumen en las circulación circulación. Añadir material de presas. Pérdida completa del retorno pérdida de circulación. de lodo. Colocar tapón de diesel-bentonita o diesel-bentonita- cemento. • Aumentar la viscosidad por adición de un viscosificante. Agregar Lodo inestable • La barita se separa por sedimentación estabilizador de viscosidad en o precipitación. lodos calientes y/o con altas densidades. • Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos. Se requiere • Elevada viscosidad Marsh y plástica. Alta viscosidad Punto de cedencia y gel elevados. dilución con agua. Posteriormente Alto contenido de sólidos. puede utilizarse un reductor de viscosidad. • Elevada viscosidad en el embudo y • Poner a funcionar el sistema de Alta viscosidad plástica. Punto de cedencia y gel eliminación de sólidos, se requiere normal, alto contenido de sólidos. también dilución con agua.

43

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

Alta viscosidad

Alta pérdida filtrado

3.3 Problemas más comunes y correctivos en el fluido de perforación base-agua y base-aceite emulsión inversa.

• Elevada viscosidad en el embudo y • Añadir dispersantes. plástica. Punto de cedencia y gel elevados. Sólidos normales. • Añadir agente de control de de • Viscosidad normal filtrado.

• Añadir sosa cáustica, posiblemente se tenga agua Bajo pH • pH por debajo de 7.0. salada en el sistema. Añadir inhibidor de corrosión. • Aumentar si es posible la densidad. Reducir el filtrado. • Exceso de recortes en la temblorina. Derrumbes Tendencia a atraparse la tubería. Aumentar la viscosidad si es (sólidos grandes posible. Convertir a un fluido diferentes a los inhibidor. recortes de perforación)

Fluidos de Perforación Base Aceite Emulsión Inversa: Problema

Síntoma

Correctivo

• Incremento en las propiedades reológicas. Contaminación • Reducción en la relación aceite/agua. con agua • Aumento en el filtrado APAT. • Disminución en la densidad. • Aumento en el volumen de fluido en las presas. • Disminución de la salinidad. • Aumento constante de las propiedades reológicas. Alta concentración • Disminución en el avance de de sólidos perforación. • Incremento de sólidos de la formación en el fluido. • Exceso de emulsificante secundario (componente a base de polvo de asfalto).

• •

• • Inestabilidad de la • emulsión •

• Añadir emulsificante. • Ajustar la relación aceite/agua y añadir el resto de aditivos. • Ajustar salinidad.

• Disminuir el tamaño de malla en las mallas vibratorias. • Checar que el equipo superficial eliminador de sólidos este funcionando • Aumentar la relación aceite/ agua. Incremento en las propiedades • Suspender adiciones de reológicas. emulsificante. El incremento de viscosidad es • Aumentar la relación posterior a un tratamiento con aceite/agua. emulsificante secundario. • Añadir emulsificante principal. La viscosidad se incrementa después de dar 2 ó 3 ciclos el fluido dentro del pozo. Aspecto grumoso del fluido. • Si hay huellas de agua en el filtrado APAT, añadir Difícil de emulsificar más agua. emulsificante principal. Baja estabilidad eléctrica. Hay presencia de agua en el filtrado • Si el filtrado es alto, añadir emulsificante principal y APAT. secundario.

44

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.3 Problemas más comunes y correctivos en el fluido de perforación base-agua y base-aceite emulsión inversa.

• Ligera disminución en la densidad. • Poco retorno de recortes a la Asentamiento de superficie. barita • Bajos valores del punto de cedencia y de gelatinosidad. • Presencia de barita en el fondo de las presas y en los canales de conducción del fluido en la superficie. • Baja salinidad. Derrumbes, • Se incrementa la concentracion de fricción y sólidos. empaquetamiento • Los recortes se obtienen blandos y en la sarta de pastosos. perforación • Si el gas es CO2 aumenta el filtrado APAT y cuando la contaminación es Contaminación alta aparece agua en el filtrado. con gas • Disminuye la densidad. • Hay inestabilidad en la emulsión y toma un aspecto grumoso. • En la temblorina se obtienen recortes Perforación de de sal. mantos salinos • Se incrementa la torsión en la sarta de perforación. Sólidos • Apariencia grisácea del lodo. humectados con agua: barita y/o recortes

• Añadir arcilla organofílica dispersable en diesel. • Bajar la relación aceite/agua si ésta es alta. • Aumentar salinidad. • Añadir emulsificante principal. • Revisar que las tomas de agua en las presas estén cerradas. • Utilizar el desgasificador. • Añadir cal para contaminación de CO2. • Aumentar agitación. • Aumentar densidad. • Aumentar densidad. • Aumentar salinidad. • Añadir agua salada y cal. Asegurarse que la relación aceite/agua y concentracion de aditivos son correctos.

Nota: la anterior tabla generaliza los conceptos, los correctivos aplicados dependerán de los productos comerciales de la compañía prestadora del servicio. El diesel utilizado para fluidos de perforación, es especial presentando las siguientes características: • • •

Bajo contenido de azufre (0.5 % máximo). Punto de anilina, mayor de 65º C (150º F). para tener menos daños a los implementos de hule en el sistema de circulación. Punto de ignición mayor de 52º C.

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3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.4

3.4 Desplazamiento

DESPLAZAMIENTO

El desplazamiento del fluido de perforación ó de control por agua dulce y/ó por fluidos limpios, se realiza con la finalidad de efectuar la remoción del lodo, el enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos: barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. Se recomienda utilizar fluidos con características físico-químicas, que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior acarreo hasta la superficie. Factores a considerar para un programa de desplazamiento. •

Condiciones de temperatura y presión del pozo.- La temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de perforación o de control dentro del pozo, aunque éste será desplazado es necesario tomar en cuenta la forma como pudiera la temperatura afectar a los fluidos diseñados para circularse dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio de presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de fluido.

•

Diseño de las tuberías.- las tuberías tanto de producción como de revestimiento, ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de producción, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo, así como también afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que llevan estas será diseñado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la camisa y esto influirá más que si tuviéramos una tubería franca, por lo que es necesario conocer previamente las tuberías a través de las cuales se llevará a cabo el desplazamiento y diseñar el programa más adecuado al mismo.

•

Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie.- Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia será severamente reducida lo que puede ocasionar problemas para tener un desplazamiento y una limpieza totalmente efectiva.

•

Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- Este es el factor más primordial ya que dependiendo de las condiciones de éste, será la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerando que mientras estas propiedades sean mayores existirá una mayor diferencia de

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3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.4 Desplazamiento

presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto programado. •

Efectividad del programa de desplazamiento -. Desarrollar un programa de desplazamiento que no sobrepase las condiciones de que se disponga en superficie. Es necesario verificar en primer lugar, la existencia de todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del programa diseñado.

•

Productos químicos.- se debe considerar el diseño de los espaciadores y lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los F. P. utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación para garantizar una limpieza y desplazamiento efectivo del F. P. o de control hacia la superficie sin contaminación.

Formas de desplazamiento Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos: circulación inversa y circulación directa. La selección del procedimiento más adecuado depende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones de calidad de las tuberías de producción y/o revestimiento que se tengan, de los resultados obtenidos de los registros de cementación en las zonas o intervalos de interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo. Circulación Inversa.- Si la información de los registros de cementación y la calidad de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculada, esta circulación es más factible de ser utilizada. Este procedimiento permite un mayor espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de producción, así mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados con flujos turbulentos. Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes. Así mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado una considerable reducción en los costos del lavado y filtración.

47

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.4 Desplazamiento

Circulación Directa.- Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de CIRCULACION DIRECTA, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares. Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dará el RÉGIMEN TURBULENTO necesario para garantizar que el pozo estará totalmente limpio de contaminantes. Así mismo serán necesarias mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado por filtración y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de colapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de fractura de los intervalos de interés. Recomendaciones previas al desplazamiento Previo al desplazamiento del fluido de control, ya sea base agua o base aceite, por el diseño de espaciadores y lavadores químicos., es necesario efectuar algunas consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas de trabajo: 1.

En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con los espaciadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la zona de interés para remover los sólidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberías. En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubería diseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el lavado del pozo.

2.

Establecer circulación con la bomba del equipo al máximo gasto permisible en forma directa.

3.

Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de trabajo y al circularse al interior del pozo, previo al desplazamiento del mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el desplazamiento, para prevenir la formación de geles de alto valor, ya que de 48

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.4 Desplazamiento

esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes consideraciones: a) Efectuar la circulación del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de eliminadores de sólidos, con el propósito de remover contaminantes grandes, y de ser posible hacia presas o tanques limpios para ser reutilizado éste al salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes. b) Reducir a valores mínimos permisibles la VISCOSIDAD PLÁSTICA y el PUNTO CEDENTE, para asegurar la movilidad del fluido en los espacios anulares y tener un eficiente barrido del mismo. c) Evitar en esta etapa los espaciadores o píldoras viscosas. 4.

La tubería necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten, girarse antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias de fluido de control con sólidos acumulados y que produzcan altas viscosidades.

5.

Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen centrado permitirá incrementar la remoción del fluido de control.

6.

Efectuar viaje corto con los espaciadores o con la tubería de revestimiento corta (boca liner) o levantarse aproximadamente 300 mts., y volver a bajar a la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. Así mismo al tener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que las herramientas que se lleven en la punta auxilien en la limpieza de sedimentos y remoción de residuos que se hubieran quedado adheridos en las paredes de las tuberías de revestimiento. Este movimiento de tubería permite elevar la eficiencia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bombeo.

7.

Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y lavadores químicos y por el fluido final programado para quedarse dentro del pozo, ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circulados a gastos máximos de bombeo. La condición del flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejorar la eficiencia de un desplazamiento.

49

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.4 Desplazamiento

8.

Para diseñar los volúmenes de espaciadores y lavadores químicos, es necesario considerar el volumen por remover en el lavado de pozo, ya que en caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el diseño puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en los costos de estos reactivos.

9.

En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva, es conveniente efectuar un análisis del costo beneficio de evitar desperdicios de recursos en yacimientos con poco valor de recuperación económica.

Espaciadores y lavadores químicos. Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluido de control ya sea base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos, para evitar mezclas de fluidos compatibles, problemas de contaminación, así como para limpiar el pozo de manera efectiva y para la separación de fases del sistema. Los baches espaciadores que deban ser programados deberán ser compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser más viscoso que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lo menos 100 mts. de la parte más amplia de los espacios anulares para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimiento muy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su eficiencia. Para fluidos base aceite, su principal contacto como espaciador debe ser el Diesel por ser ambos compatibles. Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un bache de agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productos de las compañías de servicios, los cuales pueden ser utilizados como espaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos utilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solventes, para una activa remoción de contaminantes orgánicos e inorgánicos. Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y dispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos gastos, lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares; normalmente su densidad es cercana al agua dulce. En algunos casos se diseñan productos abrasivos como arenas para barridos de limpieza.

50

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.5

3.5 Preparación de una salmuera

PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA

Una vez cementada la tubería de explotación (5”), se procede a realizar la terminación del pozo. En esta etapa se requiere la utilización de fluidos limpios libres de sólidos a fin de evitar el daño a la formación durante las operaciones de disparo y pruebas de admisión. Además de que al no tener sólidos en suspensión facilitan la introducción del empacador, el aparejo de producción, herramientas calibradoras, de disparos, de registros de producción, etc. Dependiendo de la densidad se puede emplear: •

Agua tratada (1.0 gr/cc).

•

Salmuera sódica (1.01 – 1.19 gr/cc).

•

Salmuera cálcica (1.20 – 1.39 gr/cc).

La ventaja de este tipo de fluidos es que proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar sustancias dañinas como la barita. Turbidez: Pequeñas partículas suspendidas en el fluido producen dispersión de luz. La turbidez es una medida de luz dispersada por las partículas suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un nefelómetro, expresando el resultado en “NTU”. Este es proporcional a la concentracion de sólidos suspendidos. Un fluido limpio no contiene partículas de diámetro mayor de 2 micras, con un valor de turbidez no mayor de 30 NTU. Corrosión: El principal agente corrosivo que afecta a los materiales de la tubería en fluidos base agua son los gases solubles (O2, CO2, H2, S), así como las soluciones salinas y ácidas. A fin de prevenir la corrosión, los fluidos de terminación son tratados con inhibidores de corrosión, los cuales no las suspenden completamente pero si la disminuyen considerablemente. Las siguientes tablas nos proporcionan información para preparar salmueras sódicas y cálcicas.

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3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.5 Preparación de una salmuera

Tabla 3.3

Por ciento NaCl por peso

Densidad de solución

1.0000 1.0053 1.0125 1.0268 1.0413 1.0559 1.0707 1.0857 1.1009 1.1162 1.1319 1.1478 1.1640 1.1804 1.11972

Solución 0 1 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Agua 0:0 1:0 2:0 4:2 6:4 8:7 11:1 13:6 16:2 19:1 22:0 25:0 28:2 31:6 35:1

NaCl = Cloruro de Sodio

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Gramos de sal por litro de agua

p.p.m de (NaCl)

10.0 20.3 41.6 63.8 87.2 110.9 136.2 162.4 190.0 219.0 249.3 281.0 315.7 350.5

10,050 20,250 41,070 62,480 84,470 107,070 130,280 154,130 178,590 203,740 229,560 256,080 283,300 311,270

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.5 Preparación de una salmuera

Tabla 3.4

Preparación de salmueras de diferentes densidades, usando cloruro de sodio, cloruro de calcio, y la combinación de ambos. Cantidad de materiales requeridos para preparar 1m3 de salmuera a 15.5º C. Cloruro de Sodio (NaCl) Kgs.

Agua dulce litros

1.00 1.02 1.03 1.04 1.06 1.07 1.08

8 26 46 63 80 100 117

1.09 1.10 1.12 1.13 1.14 1.15 1.16 1.18 1.19 1.20 1.21 1.22 1.23 1.25 1.26 1.27

Dens. gr/cc

Cloruro de Calcio (CaCl2) Kgs.

Preparada únicamente con (CaCl2) CaCl2 Kgs.

Agua dulce litros

996 991 984 979 974 967 960

8 23 37 54 68 83 100

996 993 991 989 986 984 977

83 148 205 254 296 220

134 154 174 194 214 231 251 271 291 311 250 200 154 117 91 71

953 946 939 932 924 917 910 900 894 886 874 872 875 875 870 867

117 131 148 165 182 200 216 231 247 270 285 302 319 336 353 370

972 970 965 960 955 948 943 941 936 929 924 914 915 910 903 896

350 385 407 430 453

57 46 37 28 17

865 862 858 858 860

388 405 422 439 456 476 496 513

894 941 884 877 872 862 855 853

1.38 1.39 1.40

530 547 567

846 741 831

1.41 1.43 1.44

587 607 630

825 815 808

1.28 1.30 1.31 1.32 1.33 1.34 1.35 1.37

53

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.6

3.6 Aplicaciones

APLICACIONES •

Analizar un programa de fluido de Perforación y Terminación de pozos, aplicado en su área de trabajo, con base a los conocimientos expuestos y a su experiencia. Anotar sus comentarios y recomendaciones.

•

Si se desea preparar 80 m3 de salmuera sòdica (NaCl) de 1.10 gr/ cm3 ¿Cual es la cantidad de sal por agregar y aproximadamente que salinidad se obtiene?

Información de la tabla 3.4: 154 Kg. (sal)/m3 (salmuera). 946 lts. (agua)/m3 (salmuera). Operaciones 154 Kg. /m3 x 80 m3 = 12,320 kg. de sal 946 lts./ m3 x 80 m3 = 75,680 lts. de agua

Información de la tabla 3.3: aproximadamente 154,130 p.p.m de NaCl. Preparación: 1. 2. 3. 4.

Verificar que el personal tenga y use el equipo de protección personal. Tener en las presas metálicas el volumen de agua necesario. Agregar la sal en grano por el embudo y manteniendo una buena agitación hasta alcanzar la densidad requerida. Agregar inhibidor de corrosión (4 a 15 lts/m3) en caso que no se tenga dicho producto puede recomendarse agregar 1 Kg. de sosa cáustica/m3 o 1 Kg. de cal/m3 de salmuera.

Nota: en caso de preparar salmuera sódica de 1.19 gr/cm3 no debe de agregarse más cloruro de sodio que el calculado, ya que el exceso se precipitara en el fondo de las presas, por tener su máxima saturación.

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4. HIDRÁULICA

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4. Hidráulica

4.1

4.1 P a r á m e t r o s para la optimización hidráulica.

PARÁMETROS PARA LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA

En el manual para perforador se proporcionaron los conceptos básicos de la optimización hidráulica y algunos parámetros, tales como: determinación del gasto normal para perforar, velocidad anular óptima, velocidad del lodo en las toberas y el índice de limpieza en el fondo del agujero. En ésta parte complementaremos el estudio con los dos métodos principales de la optimización hidráulica: Impacto hidráulico y caballos de fuerza hidráulicos (H.P. hidráulicos). Los dos métodos de optimización mencionados, están relacionados directamente con el diámetro de las toberas en la barrena, dichos métodos proporcionan una eficiente limpieza en el fondo del agujero, logrando con esto un mejor avance de perforación. Lo básico en estos cálculos son las caídas de presión por fricción en: el equipo superficial, interior de las tuberías y espacio anular. Para lograr una mayor comprensión en los modelos matemáticos que se utilizan para las caídas de presión, es necesario tener los conocimientos básicos de: conceptos de reología, clasificación de los fluidos, patrones de flujo y fricción en las tuberías, que a continuación se exponen. Conceptos de reología • Fluidos: Se define como cuerpo de fluido aquel que cambia fácilmente su forma bajo la acción de fuerzas muy pequeñas. En otras palabras, se puede definir un fluido como una sustancia que se deforma continuamente, cuando se le aplica una fuerza tangencial, por muy pequeña que esta sea. • Viscosidad: Se define como aquella propiedad por la cual un fluido ofrece una resistencia al cambio de forma bajo la acción de fuerzas exteriores. Analizando la figura 4.1 tenemos que la placa del fondo está fija y la placa superior se mueve lentamente hacia la derecha bajo la acción de la fuerza aplicada “F”. Se considera que el líquido es enteramente homogéneo y se adhiere a ambas placas. Al final del intervalo de tiempo “t”, la placa superior ha avanzado una distancia cc1 y el líquido se ha deformado como lo indica a1bc1d. La deformación total ha sido cc1 en una distancia total “x” en un tiempo “t”, siendo “v” la velocidad con que la capa superior del líquido se movió sobre la capa interior.

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4. Hidráulica

4.1 P a r á m e t r o s para la optimización hidráulica.

V

1

1

F X

Figura 4.1 Líquido altamente viscoso confinado entre dos placas paralelas

En consecuencia podemos representar en forma matemática, al esfuerzo cortante de la siguiente manera. T=mxc Donde: T = Esfuerzo cortante, en dinas/cm2 = Fuerza/Área c = Velocidad de corte, en seg -1 ó 1/seg = V/x m = Constante de proporcionalidad, en pois = Viscosidad La unidad de viscosidad es el poise, nombrado así en honor de Poiseuille, y es igual: 1 poise = 1

dina x seg cm 2

1 centipoise =

1 poise 100

•

Esfuerzo de corte y velocidad de corte.- Cuando un fluido está fluyendo, existe una fuerza en el fluido que se opone al flujo, a esta fuerza se le conoce como “esfuerzo de corte” y puede considerarse como una fuerza friccional que proviene del deslizamiento de una capa del fluido sobre la otra. La velocidad a la cual se mueve a través de sus capas vecinas se conoce como “velocidad de corte”.

•

Reología.- Es la ciencia de la deformación y el flujo de la materia. Sus parámetros más usados son la viscosidad plástica y el punto de cedencia.

•

Punto de Cedencia.- Es parte de la resistencia al flujo al igual que la viscosidad y es una medida de las fuerzas electroquímicas de las cargas eléctricas localizadas en la superficie de los sólidos en el fluido y puede ser controlado mediante un tratamiento químico y mecánico apropiado.

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4. Hidráulica

4.1 P a r á m e t r o s para la optimización hidráulica.

Clasificación de los fluidos Los fluidos pueden clasificarse en Newtonianos y No-Newtonianos. Los gases y los líquidos ligeros se aproximan a los fluidos Newtonianos, mientras que los líquidos pesados son No-Newtonianos. Analizando la gráfica 4.1 se puede decir, que son fluidos Newtonianos, aquellos líquidos cuya “viscosidad es constante” a cualquier temperatura y presión dadas, como el agua, glicerina, aceites para motor, kerosina y líquidos similares. Vemos que el comportamiento de la gráfica es una recta en donde el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte (m=viscosidad), en condiciones de flujo laminar. Considerando la misma figura, tenemos, que los fluidos No-Newtonianos, son aquellos cuya viscosidad no es constante a la temperatura y presión de que se trata, si no que depende del flujo mismo como factor adicional. Entre estos fluidos, tenemos los líquidos plásticos de Bingham. La mayor parte de los fluidos de perforación son suspensiones coloidales y/o emulsiones que se comportan como fluidos plásticos o No-Newtonianos, y se asemejan al modelo propuesto por Bingham.

F.Newtoniano

F. Bingham (plástico) D

Velocidad de corte

C B E Esfuerzo de corte Esquemas que muestran los estados de flujo en fluidos plásticos: A

A

AB

Sin movimiento

Flujo tapón

BC

Flujo laminar incompleto

CD

D

Flujo laminar completo

Flujo turbulento

A = Punto de cadencia verdadero. C = Punto de cadencia total. E = Punto de cadencia normal o límite elástico de Bingham

Gráfica 4.1 Comportamiento de los tipos de fluidos

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4. Hidráulica

4.1 P a r á m e t r o s para la optimización hidráulica.

Patrones de flujo En general se estudian dos tipos de comportamiento de fluidos: Newtonianos y nonewtonianos. Sabemos que el newtoniano es típico del agua, donde las propiedades del líquido no cambian. El término No-newtoniano, simplemente describe todos los líquidos que no se comportan como el agua. No todos los fluidos se comportan como fluidos Bingham, pero el viscosímetro giratorio se calibra para dar información del comportamiento Bingham, en el caso de nuestro fluido de perforación. Los patrones de flujo en un sistema de circulación puede ser tapón, laminar o turbulento. El flujo de tapón se encuentra en los trabajos de cementación, pero muy raras veces en las operaciones de perforación. Es por eso que el presente estudio se limitará a los flujos laminares y turbulentos. Los patrones de flujo, como anteriormente se dijo, se clasifican en: laminares o turbulentos. El flujo plástico se incluye como un tipo especial del flujo laminar, las partículas individuales en el fluido se mueven hacia adelante en línea recta y la velocidad en la pared es cero con cualquiera de los dos patrones. La velocidad máxima se logra en un punto equidistante de las paredes. La región de baja velocidad es una función directa de cuanto se desvía un fluido dado del fluido verdadero, o la magnitud de la viscosidad. Por lo tanto la velocidad en cualquier punto alejado de la pared es proporcional a la relación promedio de volumen de flujo e inversamente proporcional a la viscosidad. En el flujo turbulento, las partículas de fluido ya no se transmiten en línea recta dentro de la tubería. No hay un patrón de flujo preciso. Sin embargo, en general todas las partes de las corrientes de flujo están desplazándose a la misma velocidad, aproximadamente. En este caso la viscosidad afecta únicamente el punto donde se inicia la turbulencia y tiene poco efecto en las pérdidas de presión cuando el fluido está en turbulencia. No hay una definición exacta de turbulencia. Se puede describir como una evolución de capas precipitadas, flujo desordenado, o patrón de flujo irregular. La figura 4.2 muestra un perfil de la velocidad del fluido turbulento y las fluctuaciones del mismo que causan la pérdida de presión en la turbulencia. Debido a que los patrones para el flujo turbulento no son constantes, es imposible construir un perfil exacto de la velocidad del fluido o de las fluctuaciones de éste.

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4. Hidráulica

4.1 P a r á m e t r o s para la optimización hidráulica.

Vmax.

Vmed.

V=0

V Flujo lami nar

Flujo turbulento

Figura 4.2 Perfil de la velocidad del fluido y patrones de flujo

Fricción en las tuberías En una tubería recta lisa, en la que el flujo laminar de un líquido se lleva a cabo, la resistencia al escurrimiento o flujo se origina por el esfuerzo tangencial o cortante de la viscosidad entre las partículas que se mueven en recorridos paralelos con diferentes velocidades. En la pared de la tubería, las partículas se adhieren a ella y no tienen movimiento. Las partículas en movimiento en la tubería están sujetas a un esfuerzo cortante viscoso, que disminuye conforme se aproxima al centro de la tubería. La variación de la velocidad a través de la tubería está totalmente determinada por el esfuerzo cortante viscoso entre las capas imaginarias en movimiento del líquido. Con frecuencia esta resistencia al flujo se describe como originada por la fricción en las paredes, o fricción en la tubería, pero el término se presta a confusiones, porque la resistencia es totalmente de una naturaleza viscosa. Si el flujo es turbulento, la variación de la velocidad a través del tubo, no queda determinada entonces únicamente por la viscosidad, sino que depende de la cantidad y resistencia de la turbulencia. Sin embargo, la cantidad presente de esfuerzo cortante viscoso es aumentada por los innumerables remolinos o vórtices que acompañan a dicha turbulencia, y las tuberías con paredes ásperas o incrustadas tienden a incrementar esta turbulencia. Además, como en el escurrimiento laminar, la resistencia al escurrimiento es totalmente un fenómeno de la viscosidad, aunque comúnmente se refiera como debida a la fricción de la tubería.

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4. Hidráulica

4.1 P a r á m e t r o s para la optimización hidráulica.

Parámetros hidráulicos Impacto hidráulico.- La fuerza del impacto hidráulico se define como la relación del cambio del momento del fluido con el tiempo. El momento del fluido a través de la barrena es un producto de la densidad, gasto y velocidad del fluido en las toberas. Representado en forma matemática: I.H.

DL × QX Vt 60 xg

=

DL × Q × Vt 1930

Donde: IH. = Fuerza de impacto hidráulico, en lbs. D.L.= Densidad del fluido de perforación, en lbs/gal. Q = Gasto de bomba, en gal/min. Vt = Velocidad del fluido en las toberas, en pies/seg. g = Constante de la aceleración de la gravedad = 32.17 pies/seg2. 60 = Constante de conversión de min. a seg. La fuerza de impacto en la ecuación depende del peso del lodo, entre más alto, mayor el impacto. Sin embargo, el peso del fluido no se cambia con ese propósito. Por esa razón se considera una constante para cualquier sistema. Para obtener éste parámetro, se requieren las siguientes condiciones Ps = 0.51 x Pm

Pb = 0.49 x Pm

Donde: Ps = Caída de presión por fricción en el sistema. Pm = Presión manométrica o de bombeo. Pb = Caída de presión en la barrena. Lo anterior establece que para una presión limitada en la superficie, la pérdida de presión en el sistema de circulación deberá ser el 51% de la presión en la superficie y el 49% restante de la presión disponible se aplica a la barrena para el impacto óptimo. Algunos piensan, que en la teoría del impacto hidráulico, la remoción de recortes depende de la fuerza con la que el fluido pega en el fondo del agujero y tal vez sea por el resultado de la fórmula en lbs. Pero si consideramos que en la fórmula del impacto, su origen es la ecuación Fuerza = masa x aceleración (F = m x a), se puede tener el concepto de impacto hidráulico, como la fuerza en lbs. que pasan en la sección de las toberas en la unidad de tiempo.

62

4. Hidráulica

4.1 P a r á m e t r o s para la optimización hidráulica.

Caballos de fuerza hidráulicos.- Los H.P. hidráulicos pueden definirse como la velocidad a la que el fluido hace trabajo en el sistema de circulación. En realidad los caballos de fuerza son una velocidad definida de hacer trabajo. En forma matemática, se representa como: P×Q H.P.H. = 1714 En el desarrollo matemático, se obtienen las siguientes condiciones para éste parámetro: Ps = 0.35 x Pm.

Pb = 0.65 x Pm.

Esto significa que el 35% de la presión limitada o presión de bombeo máximo deseado, es de pérdida de presión en el sistema de circulación y el 65% restante para aplicarlo en la barrena. En la gráfica 4.2 se muestra la confirmación de los métodos I.H. y H.P.H. en sus porcentajes de optimización.

63

4. Hidráulica

4.1 P a r á m e t r o s para la optimización hidráulica.

T/P 4 1/2” AGUJERO 9 7/8” 20 LASTRABARRENAS. DE 8” 0.D X 3” I.D. LODO 10 LBS/GAL. PROF. 10,000 PIES.

35%

BO M BA A

MAXIMA POTENCIA EN LA BARRENA.

AD A

PO R

LA

600

CI ON

400

BA

PO R

M B O LA LA DE E D HHP P HH49%

MÁXIMO IMPACTO HIDRÁULICO.

BA M BO

0

200

49%

% 65

65%

PR O TE N

CI A

200 PO

POTENCIA HIDRÁULICA

800

P CO RES NS IÓ N 51% TANT E

POTENCIA DISPONIBLE PARA LA BARRENA CON UNA PRESIÓN SUPERFICIAL DE 2500 LBS/PULG2 Y VARIANDO LAS VELOCIDADES DE CIRCULACIÓN

600 400 800 GASTO DE BOMBA G.P.M.

Gráfica 4.2 Potencia hidráulica en la barrena

64

4. Hidráulica

4.2

4.2 Diseño de un programa hidráulico para perforar

DISEÑO DE UN PROGRAMA HIDRÁULICO PARA PERFORAR

Realizar un diseño del programa hidráulico en las diferentes etapas del programa de perforación, es tratar de cumplir con la mayor parte de los parámetros de la optimización hidráulica y obtener una mayor velocidad de penetración. Los cuales mencionados en orden jerárquico son: • • • • •

Impacto hidráulico Caballos de fuerza hidráulico (H.P. hidráulico) Índice de limpieza en el fondo del agujero (H.P./pg2 ) Velocidad del lodo en las toberas. Velocidad anular óptima.

Un programa hidráulico nos proporciona información para evitar altas caídas de presión en el sistema de circulación y evitar problemas en el equipo superficial, así como también mayor esfuerzo en la bomba de lodo y por consecuencia mayor mantenimiento, etc. El diseño de un programa hidráulico, en condiciones normales de perforación, se puede realizar cada 500 o 1000 m de profundidad. (En el caso de una barrena PDC, se considera la profundidad a perforar), de acuerdo al cambio de densidades y de la reología del lodo, así como en el cambio de diámetros interiores de la sarta de perforación. Los pasos a seguir en forma general, para el diseño del programa hidráulico, son: 1. Llenar el formato con los datos requeridos. 2. Seleccionar el gasto de bomba y emb/min. para perforar, con base a la determinación del gasto normal para perforar. Verificar la emb/min máxima de la bomba en donde se decide si se tiene que trabajar en paralelo. 3. Calcular la caída de presión por fricción en el sistema de circulación: Equipo superficial, tubería de perforación, tubería extrapesada (H.W.), lastrabarrenas y espacio anular. 4. Sumar las caídas de presión en el sistema de circulación, y por medio de una regla de tres simple calcular la presión para la barrena en los criterios del impacto hidráulico y H.P. hidráulico, y con base a la presión máxima de la bomba seleccione el criterio más aceptable. Recuerde que la presión de bombeo será igual a la suma de estas dos presiones. Si la presión de bombeo es demasiada alta o próxima a la presión máxima de la bomba, seleccione una presión de bombeo de acuerdo a las condiciones de su equipo y restarle la caída de presión total, siendo éste valor la presión disponible para la barrena.

65

4. Hidráulica

4.2 Diseño de un programa hidráulico para perforar

5. Teniendo la caída de presión para la barrena seleccionada, se calculan los diámetros de las toberas y el resto de los parámetros hidráulicos expuestos en el manual del perforador. Debido a que existen varios autores de los modelos matemáticos, basando sus estudios en el tipo de fluido, patrón de flujos, propiedades reológicas, etc. Para el propósito de nuestro manual expondremos un ejemplo de cálculo tomando el modelo de la compañía Smith Tool para fluidos No-Newtonianos y flujos turbulentos. Considerando que dicho modelo era aplicado en la regla de cálculo hidráulico, que en años anteriores en el inicio de la hidráulica se usaron en el campo y por que generalmente en el interior de la sarta se tiene flujo turbulento, siendo el espacio anular, entre T.P. y agujero en donde podría haber flujo turbulento o laminar*. Modelo matemático para el cálculo de la caída de presión por fricción en el interior de la tubería y espacio anular.

 Vp 0.18 × Dl 0.82 × Q1.82   L   ×  4.82  P =    Di  700 . 3   Pa =

Vp 0.18 × Dl 0.82 × Q1.82 × L

700.3 × (Da − Dt ) (Da + Dt ) 3

1.82

Donde: P = Caída o pérdida de presión por fricción en tubería, en lb/pg2 Pa =Caída o pérdida de presión por fricción en el espacio anular, en lb/pg2 Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps) Yp = Punto de cedencia (Yiel point), en lb/100 p2 Dl =Densidad del fluido de perforación, en gr/cm3 Q =Gasto de bomba, en gal/min Di =Diámetro interior de la tubería, en pg. L = Longitud de tubería (o espacio anular), en m Da = Diámetro del agujero, en pg. Dt = Diámetro exterior de la tubería, en pg. Nota: Dichas fórmulas tienen algunos cambios en las unidades con respecto a la original, para hacerlas más prácticas y en el caso de la primera se ha estructurado en dos factores para evitar operaciones repetitivas. * El número de Reynolds, especifica el tipo de flujo.

66

4. Hidráulica

4.3

4.3 Problemas mas comunes en la optimización hidráulica.

PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA.

Los problemas que se puedan presentar para la optimización hidráulica, concentrándose más en los criterios hidráulicos del impacto hidráulico y el H.P. hidráulico, se relacionan con las siguientes limitaciones: •

Capacidad de las bombas de lodos.

•

Densidad y propiedades reológicas altas, del fluido de perforación.

•

Presión de trabajo de alguna parte del equipo superficial (Por ejemplo: tubo lavador).

•

Profundidad del pozo, mayores longitudes de tubería de perforación.

•

Disminución del diámetro de la tubería.

Ante estas consideraciones, se conocen actualmente cinco parámetros hidráulicos (tema 4.2) para que de acuerdo a sus conocimientos y experiencia los aplique y cuando menos estar en uno de ellos, además de que posee el conocimiento del lineamiento de gasto normal para perforar, que es el inicio para obtener una eficiente hidráulica.

67

4. Hidráulica

4.4 •

4.4 Aplicaciones

APLICACIONES Una placa de 20 cm2 de área está separada a 1 cm. de otra placa fija. Calcular la viscosidad del fluido en centipoise, si se requiere una fuerza de 100 dynas para mover la placa superior a una velocidad constante de 10 cm/seg.

Operaciones: T=

c=

Fuerza 100 dynas = = 5 dinas / cm 2 (Esfuerzo cortante) 2 Area 20 cm V 10 cm / seg = = 10 / seg −1 (Velocidad de corte) X 1 cm

T 5 dinas / cm 2 dinas × seg m= = = 0.5 = 0.5 poise (Viscosidad) c 10 / seg cm 2 Viscosidad = 0.5 x 100 centipoise = 50 cps. •

Con la siguiente información del pozo, realizar un programa hidráulico de 2100.0 m a 3000.0 m -

-

T.R.: 13 3/8” -2100.0 m Bna.:12”, tricónica, 3 toberas, velocidad de penetración promedio – 5min/m (12 m/hr) T.P: 5“- 29.055 kg/m (19.5 lb/pie), D.I. = 4.276” H.W.: 5” – 74.50 Kg/m – D.I.=3”,110.0m. Lastrabarrena: 8”, 219 kg/m, D.I. = 3”, 90.0 m Lodo de 1.45 gr/cm3, viscosidad plástica – 24 cp, punto de cedencia – 10 lb/100 pie2 base-agua. Bomba triples IDECO, Modelo – T – 1300 Camisa 6 ½”, carrera 12”, 95% ef. volumétrica. Máxima presión – 3232 lb/pg2 Máxima emb/min – 120 Longitud aproximada del equipo superficial – 45 m, diámetro interior promedio – 3.5”

68

4. Hidráulica

4.4 Aplicaciones

Operaciones: 1.

Llenar el formato con la información anterior y posteriormente con los cálculos realizados.

2.

Gasto de bomba para perforar. Con base en la velocidad de penetración se requiere de 40 a 45 gal/min/pulgadas de diámetro de la Barrena. 40 gal/min/P.D.B./12 pg = 480 gal/min Gasto de bomba al 90% - 4.656 gal/emb

480 gal / min = 103 emb/min. (Menor que la máxima) 4.656 gal / emb 3.

Caída de presión por fricción en el sistema de circulación: • En el equipo superficial  24 0.18 × 1.45 0.82 × 4801.82   45   ×  4.82  P =  700.3    3.5  P = (260.216) × (0.107 ) = 27.84 ≈ 28 lb / pg 2

Factor para los cálculos siguientes • En la tubería de perforación (2800 m).  2800 P= (260.216) x   4.276 4.82 P= 661.98 ≈ 662 lb/pg2

  = (260.216)(2.544) 

• En la tubería extrapesada y lastrabarrenas (D.I. – 3”, 200.0 m)  200  P = (260.216 ) ×  4.82  = (260.216 )(1.003) 3  P = 260.996 ≈ 261 lb/pg2

69

4. Hidráulica

4.4 Aplicaciones

• En el espacio anular entre T.P. y agujero (se tomará en esta forma para hacer un cálculo más práctico). Pa =

4.

24 0.18 × 1.45 0.82 × 4801.82 × 3000 700.3 (12 − 5) (12 + 5) 3

1.82

= 13.11 ≈ 13 lb / pg 2

Total de la caída de presión en el sistema de circulación: 964 lb/pg2

H.P. Hidráulico:

Impacto hidráulico:

35% - 964 lb/pg2 65% - Pb 964 × 65 Pb = = 1790 lb / pg 2 35 Presión de bombeo = 2754 lb/pg2

51% - 964 lb/pg2 49% - Pb 964 × 49 Pb = = 926 lb / pg 2 51 Presión de bombeo = 1890 lb/pg2

En este caso seleccionamos una caída de presión para la barrena de 926 lb/pg2. Para el H.P. hidráulico se tiene una presión de bombeo muy cercana a la presión máxima de la bomba. 5.

Diámetro de las toberas At = 0.0277 x Q x

Dl Pb

Donde: At = Área de las toberas o de flujo, en pg2 Q = Gasto de bomba, en gal/min. Dl= Densidad del fluido de perforación, en gr/cm3 Pb = Caída de presión en la barrena, en lb/pg2 Operaciones: At = 0.0277 x 480 x

1.45 = 0.5261 pg 2 926

70

4. Hidráulica

4.4 Aplicaciones

Aplicando la tabla 4.1, para este caso se busca en la columna de tres, el valor más próximo al área calculada, siendo: 3T –15/32”. Si se desea usar toberas de diferentes diámetros, se seleccionan las tres con la condición que la suma de sus áreas debe ser aproximadamente a la calculada. Cuando se tienen más de tres toberas, se divide el área calculada entre el número de toberas para encontrar el área de cada una o de una forma de ensayo y error selecciónelas con la tabla para diferentes diámetros, no olvidando la condición antes mencionada. Nota.- Continuar con los siguientes cálculos aplicando las fórmulas que se estudiaron en el manual del Perforador y terminar con la información solicitada en el formato •

Con la información anterior realizar un programa hidráulico para perforar hasta 3650.0 m, con un fluido de perforación de 1.68 gr/cm3 viscosidad plástica de 36 cps y punto de cedencia 12 lb/100 pie2

•

Con la información del programa de perforación de pozo del área en donde labora, realice un programa hidráulico y compárelo con el diseño del programa del pozo. (FORMATO) Programa Hidráulico Pozo: Escuela

Equipo: PM-000

Bomba de lodo 1 Bomba de lodo 2 Fluido de perforación. Camisa: 6 ½” Tipo: Base-agua ______ Carrera: 12” ______ Densidad: 1.45 gr/cm 3 2 Máx. presión: 3232 lb/pg Viscosidad: 24 cps ______ Máx. emb./min.:120 ______ Punto de cedencia: 10 Ef. vol.: 90% ______ Lb/100 pie2 Marca – Modelo: IDECO T-1300 ______ Programa hidráulico de: 2100 m hasta: 3000 m Gasto:480 gal/min Caída de presión en el sistema de Barrena circulación: Longitud Presión Presión disponible:926 lb/pg2 2 Eq. Sup.: 45 m 28 lb/pg Toberas : 3T – 15/32” 662 lb/pg2 T.P. : 2800 m Velocidad de chorro: ______ H.W. :110 m ________ Índice de limpieza: ________ D.C. : 90 m 261 lb/pg2 Área de toberas: 0.5261 pg2 Esp. anular: 3000 m 13 lb/pg2 Total: 964 lb/pg2

71

Sarta de perforación Diámetros de: _____________ Tubería de perf.: 5” T.P. extrapesada: 5” x 3”_____ Lastrabarrenas: 8” x 3”______ Barrena : 12”, tricónica______ Presión de bomba:1890 lb/pg2 Velocidad anular: ________ Densidad equivalente de Circulación:_____________

4. Hidráulica

4.4 Aplicaciones

Tabla 4.1 Área de Toberas (pulg.) 2 DIÁMETRO EN 32 AVOS DE PULG. 7 8 (1/4”) 9 10 11 12 (3/8”) 13 14 15 16 (1/2”) 17 18 19 20 (5/8”) 21 22 23 24 (3/4”) 25 26 27 28 (7/8”) 29 30 31 32 (1”)

UNA 0.0376 0.0491 0.0621 0.0767 0.0928 0.1104 0.1296 0.1503 0.1726 0.1963 0.2216 0.2485 0.2769 0.3068 0.3382 0.3712 0.4057 0.4418 0.4794 0.5185 0.5591 0.6013 0.6450 0.6903 0.7370 0.7854

DOS 0.0752 0.0982 0.1242 0.1534 0.1856 0.2209 0.2592 0.3007 0.3451 0.3927 0.4433 0.4970 0.5538 0.6136 0.6765 0.7424 0.8115 0.8836 0.9587 1.0370 1.1182 1.2026 1.2900 1.3806 1.4741 1.5708

72

TRES 0.1127 0.1473 0.1864 0.2301 0.2784 0.3313 0.3889 0.4510 0.5117 0.5890 0.6649 0.7455 0.8307 0.9204 1.0147 1.1137 1.2172 1.3254 1.4381 1.5555 1.6774 1.8040 1.9351 2.0709 2.2111 2.3562

5. ANÁLISIS DE FUERZAS EN HERRAMIENTAS Y TUBERÍAS

73

5. Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías.

5.1.

5.1 Cálculo de la fuerza resultante

CÁLCULO DE LA FUERZA RESULTANTE

Generalmente nuestros cálculos en el pozo se relacionan directamente con las presiones y no con las fuerzas que pueden originar las presiones que actúan sobre su área determinada. Si consideramos más de una presión que influye en diferente sentidos y en diferentes áreas, entonces por lógica tendremos una fuerza resultante de todas ellas, que en este caso es la que tomaremos en cuenta en las operaciones del pozo, basándonos en un análisis de fuerza que nos proporcionará su cuantificación y el sentido, ya sea hacia arriba o hacia abajo. Para realizar un análisis de fuerzas en las condiciones de un pozo, se procede de la siguiente forma: 1.

Identificar las presiones y las diferentes áreas donde actúan cada una de ellas.

2.

Calcular las presiones y áreas identificadas.

3.

Encontrar la fuerza en cada una de éstas partes o secciones con la fórmula: Fuerza = Presión x Área. Considerando las fuerzas positivas en sentido hacia arriba y negativas hacia abajo.

4.

Realizar una suma algebraica para encontrar la fuerza resultante, y de acuerdo al signo del resultado será su sentido.

Con los ejemplos que expondremos en el siguiente tema, podrá verificar con mayor claridad el procedimiento del análisis y sobre todo la importancia que tiene éste tipo de cálculos.

75

5. Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías

5.2

5.2 Análisis de fuerzas en empacador y en sellos (PBR/sellos Molyglass)

ANÁLISIS DE FUERZAS EN EMPACADOR Y EN SELLOS (PBR/SELLOS MOLYGLASS)

Análisis de fuerzas en un empacador Datos: • • • • •

T.R.- 6 5/8”, N-80, 28 lb/pie, D.I.- 5.791”. T.P. - 2 3/8”, J-55, 4.7 lb/pie, D.I.-1.995”. Profundidad media de los disparos – 2500 m. Nivel de fluido – 1240.0 m. Se pretende anclar el empacador a 2490.0 m con 6,500 kg. • Gradiente de presión de formación.- 0.090 kg/cm2/m

Operaciones.

1 240.0 m

1ro. Presiones en el pozo y área en donde actúan, y fuerzas: a) Presión hidrostática en el área transversal entre T.R. y T.P. b) Presión de formación en el área transversal del empacador y T.P. c) Peso para anclar (6,500 kg). 1250.0 × 1.0 = 125.0 kg/cm2 10 At = 0.7854 (5.7912 – 2.3752) At = 21.91 pg2 = 141.35 cm2 F = 125.0 kg/cm2 x 141.35 cm2 = 17,669 kg ↓

Agua

2do. Ph =

2 490.0 m

Presión de formación esperada (Pf): Pf = 0.090 kg/cm2/m x 2,500 m = 225 kg/cm2 At = 0.7854 x (5.7912 – 1.9952) At = 23.212 pg2 = 149.754 cm2 F = 225 kg/cm2 x 149.754 cm2 = 33,695 kg ↑ Resultante = 33,695 kg – 17,669 kg – 6500 kg = 9,256. ↑ 76

2500 m 2 700.0 m

5. Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías

5.2 Análisis de fuerzas en empacador y en sellos (PBR/sellos Molyglass)

Observaciones: La fuerza resultante hacia arriba de 9256 kg originada por el yacimiento tratará de desempacar la herramienta. Para este caso se puede aplicar una de las siguientes opciones: a) Utilizar un empacador permanente o semipermanente cuando no se pueda represionar el espacio anular. b) Utilizar un empacador de compresión ancla doble, para auxiliar al empacador en su mecanismo hidráulico, producido por la diferencial de presiones. Análisis de fuerzas en sellos (PBR/ sellos Mollyglass) En las operaciones de cementación de una tubería de revestimiento corta (Liner), sabemos que en el aparejo o la sarta para colgar la T.R. corta, uno de sus componentes es un mandril con elementos de sellos de teflón inerte, convenientemente resistente para altas presiones y temperaturas en el fondo del pozo, y de ácido sulfhídrico. Dichos sellos son alojados en un receptáculo pulido interior (PBR), ésta herramienta se puede colocar inmediatamente arriba o abajo del colgador, la cual proporciona un sello positivo durante las operaciones de cementación. Para prevenir que dichos sellos sean expulsados de su alojamiento, durante el bombeo de la lechada de cemento (Efecto del pistón), es necesario calcular éste efecto para contrarrestarlo con peso sobre el colgador. A continuación realizaremos un cálculo, como ejemplo, del efecto del pistón (Fig. 5.1) Datos: T.R.- 9 5/8”, P-110, 47 lb/pie a 3750.0 m Liner programado – 7”, P-110, 35 lb/pie de 3600-5300 m- D.I.- 6.004” Lechada de cemento – 1.89 gr/cm3 Fluido de perforación – 1.60 gr/cm3 Tubería de perforación – 4 ½” – 16.6 lb/pie Diámetro de sellos Mollyglass, exterior – 6”, .D.I.- 2.812” (mandril) Presión máxima a alcanzar – 2000 lb/pg2

77

5. Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías

5.2 Análisis de fuerzas en empacador y en sellos (PBR/sellos Molyglass)

Operaciones: Área transversal con diámetros interiores del PBR y el mandril. At = 0.7854 x (6.002 – 2.8122) At = 22.064 pg2 F = 2000 lb/pg2 x 22.064 pg2 F = 44,128.0 lb = 20,034 Kg ↑ Resultado: La fuerza del pistón es hacia arriba de 20 tons.

Figura 5.1

78

5.3 Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías

5.3

5.3 Fuerza resultante con presión de formación en el pozo

FUERZA RESULTANTE CON PRESIÓN DE FORMACIÓN EN EL POZO

Cuando se presenta una presión en el pozo (Brote), ésta presión influye en la parte inferior de la sarta con que se esté realizando la operación, en un área determinada, ocasionando una fuerza ascendente en la tubería, en donde dicha fuerza puede ser mayor que el peso de la sarta de perforación en el pozo, pudiendo llegar a expulsar la sarta fuera del pozo. Generalmente sucede este tipo de problema cuando estamos a poca profundidad o en los viajes, en donde podemos tener poco peso, sin embargo, se puede presentar el caso en donde la presión de formación sea demasiada alta y ocasionar una fuerza ascendente alta. A continuación expondremos un cálculo de la fuerza ascendente para que tenga una mayor comprensión de dicha fuerza y tomar las medidas de seguridad cuando se presente dicho problema. Dos conocimientos básicos pueden obtener de estos conceptos técnicos. •

Cerrar el preventor de arietes de tal forma que tengamos cerca una junta de la parte inferior del rams y poder utilizarla como un tope en caso que la fuerza ascendente sea demasiado alta.

•

En caso de que el peso de la sarta sea mayor que la fuerza ascendente y se tenga que meter tubería a pozo cerrado, con el preventor anular esférico, nos aprovechamos del peso de la sarta para efectuar un Stripping.

79

5.3 Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías

5.3 Fuerza resultante con presión de formación en el pozo

Figura 5.2

80

5. Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías.

5.4 •

5.4 Aplicaciones

APLICACIONES Con la siguiente información del pozo, encontrar la fuerza ascendente y compararla con el peso de la sarta de perforación. Suponiendo que al estar perforando se detectó un brote y se realizo el procedimiento de cierre del pozo.

T. P. – 5” – 29.05 Kg/m, T. R. – 13 3/8” – 2020.0 m. H. W. – 5” – 110.0 m, 74.50 Kg/m. Lastrabarrenas – 8” x 3” – 219.03 Kg/m, 96.0 m. Barrena – 12”. Fluido de perforación – 1.48 gr/cm3. Profundidad del brote – 2850.0 m. Presión en T. P. - 20 Kg /cm2. Presión en T.R.- 35 Kg/cm2 Presión de formación – 442.0 Kg/cm2. Peso de la sarta de perforación – 86 tons. Operaciones: Para considerar un cálculo en forma rápida y práctica, suponemos que la fuerza más importante es la ejercida por la presión del yacimiento, contra el área de la tubería donde está cerrado el preventor. Área = 0.7854 x 52 = 19.635 pg2 = 126.68 cm2. Fuerza ascendente = 20 Kg/cm2 x 126.68 cm2 =2,534.0 kg. Aproximadamente 2.5 ton hacia arriba y con un peso hacia abajo de 86 tons. •

Encontrar la carga en el gancho para desconectar o liberar la T. P. de 2 7/8” del empacador (Fig. 5.3).

Datos: Profundidad del empacador – 2899.0 m. T. P: - 2 7/8”, 9.685 Kg/m; D. I. – 2441”. Orificio del empacador – 2.69”. Aceite en el espacio anular de 0.825 gr/cm3. Agua salada en la tubería de 1.15 gr/cm3. Nota: Hacer comentarios en el aula del porqué el uso de la presión de la T.P. para el cálculo.

81

5. Análisis de fuerzas en herramientas y tuberías.

5.4 Aplicaciones

Operaciones: a)

Presión y área transversal en el espacio anular. Ph =

0.825 x 2899 = 239.0 kg / cm 2 10

At = 0.7854 x (2.8752 – 2.692).

Presión y área transversal en T. P. Ph =

Aceite

b)

1.15 x 2899 = 333.0 kg / cm 2 10

Aceite

↑

F = 239.0 Kg/cm2 x 5.21 cm2 = 1,245.0 Kg .

Agua salada

At = 0.808 pg2 = 5.21cm2.

At = 0.7854 x (2.692 – 2.4412). At = 1.004 pg2 = 6.477 cm2. F = 333.0 Kg/ cm2 x 6.477 cm2 = 2,157.0 Kg. c)

↑

peso de la sarta de T. P. Peso = 9.685 Kg/m x 2899 m = 28,077.0 Kg

↓

Resultante: +/ 245.0 Kg + 2,157.0Kg – 28,077.0 Kg = - 24,675 Kg

↓

Carga en el gancho para alcanzar un punto neutral en el empacador 24, 675 Kg ≈ 24.7 tons. Figura 5.3

Nota: Identifique con una flecha el área de los cálculos del inciso a y b, anotando en sus observaciones, el porqué del sentido de estas fuerzas hacia arriba.

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6. DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN

83

6. Diseño de sarta de perforación

6.1

6.1 Propiedades de los materiales

PROPIEDADES DE LOS MATERIALES

Sabemos bien que los materiales u objetos supuestamente son rígidos y totalmente sólidos. Sin embargo, hemos comprobado que los cables y tuberías pueden alargarse o romperse, que los elastómeros se comprimen y algunos pernos se rompen, etc. Por lo tanto, es necesario estudiar las propiedades mecánicas de la materia, para tener una comprensión más completa de éstos efectos, por lo que a continuación expondremos y analizaremos algunos conceptos básicos de dichas propiedades. Límite elástico y punto de cedencia Se define como cuerpo elástico, a aquel que recobra su tamaño y su forma original después de actuar sobre él una fuerza deformante. Es conveniente establecer relaciones de causa y efecto entre la deformación y las fuerzas deformantes para todos los cuerpos elásticos. Robert Hooke fue el primero en establecer esta relación por medio de la invención de un volante de resorte para reloj. En términos generales, Hooke descubrió que cuando una fuerza (F) actúa sobre un resorte produce en él un alargamiento (s) que es directamente proporcional a la magnitud de la fuerza, este concepto lo representamos con la siguiente figura:

L

1 cm 2 cm 3 cm 2 kg 4 kg 6 kg

Figura 6.1

85

6. Diseño de sarta de perforación

6.1 Propiedades de los materiales

La ley de Hooke se representa en forma matemática como: F=ks Donde: F = Fuerza aplicada s = alargamiento K = Constante de proporcionalidad (varía de acuerdo con el tipo de material) En el experimento anterior (figura 6.1), podemos calcular la constante de proporcionalidad, que en éste caso se le denomina constante del resorte: K=

F 2 Kg 4 kg 6 kg = = = = 2 kg / cm s 1 cm 2 cm 3 cm

Lo anterior nos indica que por cada 2 kg de fuerza, el resorte sufre un alargamiento de 1 cm. La ley de Hooke no se limita al caso de los resortes en espiral; de hecho, se aplica a la deformación de todos los cuerpos elásticos. Para que la ley se pueda aplicar de un modo más general, es conveniente definir los términos esfuerzo y deformación. El esfuerzo se refiere a la causa de una deformación elástica, mientras que la deformación, se refiere a su efecto, en otras palabras, a la deformación en sí misma. En la figura 6.2 se muestran tres tipos comunes de esfuerzos y sus correspondientes deformaciones, a saber: •

Esfuerzo de tensión.- Se presenta cuando las fuerzas iguales y opuestas se apartan entre sí.

•

Esfuerzo de compresión.- Las fuerzas son iguales y opuestas y se acercan entre sí.

•

Esfuerzo cortante.- Ocurre cuando las fuerzas iguales y opuestas no tienen la misma línea de acción.

La eficacia de cualquier fuerza que produce un esfuerzo depende en gran medida del área sobre la que se distribuye la fuerza. Por tal razón se proporciona una definición más completa de esfuerzo y de formación: •

Esfuerzo.- Es la razón de una fuerza aplicada entre el área sobre la que actúa (kg/cm2, lb/pg2, Nw/m2, etc.)

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6. Diseño de sarta de perforación

•

6.1 Propiedades de los materiales

Deformación.- Es el cambio relativo en las dimensiones o en la forma de un cuerpo, como resultado de la aplicación de un esfuerzo. W F F

F

F F F

W W=Peso o carga F

F

F F

Figura 6.2

En el caso de un esfuerzo de tensión o de compresión, la deformación puede considerarse como un cambio en la longitud por unidad de longitud. Un esfuerzo cortante, por otra parte, puede alterar únicamente la forma de un cuerpo sin cambiar sus dimensiones. Generalmente el esfuerzo cortante se mide en términos de un desplazamiento angular. Teniendo como base los conceptos anteriores, podemos definir el límite elástico como el esfuerzo máximo que puede sufrir un cuerpo sin que la deformación sea permanente. Por ejemplo si a un cable de acero se le proporciona un esfuerzo mayor que su límite elástico, esto no significa que el cable se romperá en ese punto, sino únicamente que el cable de acero no recuperará su tamaño original. Asimismo, podemos decir que el punto de cedencia o fluencia es el valor que se alcanza de un esfuerzo, mayor del límite elástico, al cual el material continúa deformándose sin que haya incremento de la carga.

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6. Diseño de sarta de perforación

6.1 Propiedades de los materiales

El mayor esfuerzo al que se puede someter un cable de acero sin que se rompa, se le denomina límite de rotura. De acuerdo al experimento de R. Hooke y los conceptos estudiados de esfuerzo, deformación y límite elástica. La ley de Hooke establece:

Siempre que no se exceda el límite elástico, una deformación elástica es directamente proporcional a la magnitud de la fuerza aplicada por unidad de área (esfuerzo).

Ductilidad y módulo de elasticidad Los metales, que es nuestro estudio, tienen otras propiedades importantes, además de las anteriormente descritas, como: •

Dureza.-

•

Ductilidad.- Capacidad del metal para deformarse plásticamente sin fracturarse, medida por elongación o reducción de área en una prueba tensil.

•

Maleabilidad.- Característica de los metales que permite una deformación plástica en compresión sin rotura.

Resistencia del metal a la penetración o la deformación.

Es preciso conocer todas estas propiedades antes de elegir metales para aplicaciones específicas. El módulo de elasticidad (longitudinal), se puede definir como la medida de rigidez de un metal, o en otras palabras, como la razón del esfuerzo, dentro del límite proporcional, a una deformación correspondiente. También se le puede denominar como módulo de Young y se expresa con la siguiente ecuación: Módulo de Young = Esfuerzo =

esfuerzo longitudinal deformación longitudinal

F A

Deformación longitudinal =

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elongación ∆l = l longitud original

6. Diseño de sarta de perforación

6.1 Propiedades de los materiales

Ecuación resultante: Módulo de Young = Y =

Y=

F/A F ×l = ∆L / l A × ∆L

F ×l A × ∆L

Las unidades del módulo de Young son las mismas que las unidades de esfuerzo: kg/cm2, lb/pg2, etc. Teniendo presente que la deformación longitudinal es una cantidad que no tiene unidades (adimensional). Adquirido el conocimiento de los conceptos básicos de las propiedades mecánicas de la materia y de la ley de Hooke, a continuación se representan en la gráfica de esfuerzo-deformación para el acero, para una mayor compresión de los mismos.

Etapa elástica

Etapa de plasticidad

Resistencia límite (Resistencia a la ruptura) Límite de fluencia o cedencia

Esfuerzo

Límite de proporcionalidad *

0

X

Deforrnación unitaria

OX = Deformación permanente especificada *

A partir de éste punto ocurre la primera deformación permanente. Para la mayoría de los materiales estructurales, el límite elástico tiene casi el mismo valor numérico que el límite de proporcionalidad.

Gráfica 6.1 Esfuerzo-deformación para el acero

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6. Diseño de sarta de perforación

6.1 Propiedades de los materiales

Pruebas de dureza Las propiedades mecánicas de los materiales se determinan por medio de pruebas en el laboratorio, el material estructural, como en el caso del acero, se somete a una serie de exámenes en los que se obtiene su resistencia. La prueba de dureza puede medirse por varias pruebas como Brinell, Rockwell o microdureza. Una forma práctica para probar la dureza del material puede ser con una lima de dureza estandarizada, suponiendo que un material que no puede ser cortado por la lima es tan duro como la lima o más que ella, en donde se utilizan limas que abarcan gran variedad de durezas. En la siguiente tabla se muestran valores estimados de la dureza de algunas tuberías: Tabla 6.1 Grado E X-95 G (X-105) N-80 P-110 N-80 P-110 V-150

Resistencia a la cedencia (lb/pg2) Brinell Tubería de Perforación 75,000 220-260 95,000 240-290 105,000 250-310 Tubería de Producción 80,000 110,000 Tubería de revestimiento 80,000 110,000 150,000

Dureza Rockwell-C 19-27 22-30 24-32 20-31 24-34 18-31 24-34 36-43

Pruebas no destructivas Una prueba no destructiva es el examen de un objeto efectuado en cualquier forma que no impida su utilidad futura. Aunque en la mayoría de los casos, las pruebas no destructivas no dan una medición directa de las propiedades mecánicas, son muy valiosas para localizar defectos en los materiales que podrían afectar el funcionamiento de una pieza en una máquina cuando entra en servicio o que se tenga una falla en su resistencia si forma parte de una estructura, etc. Una inspección no destructiva, es la aplicación de métodos que no destruyen la pieza para determinar su conveniencia de uso. Dichos métodos pueden ser por partículas magnéticas, por penetración de un trazador (líquidos penetrantes) etc. La inspección más económica y práctica en el campo en las operaciones de perforación y mantenimiento de pozos es la inspección por

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6. Diseño de sarta de perforación

6.1 Propiedades de los materiales

penetración de un trazador, método que consiste en determinar la existencia y extensión de discontinuidades (fracturas) que están abiertas a la superficie en la pieza que se inspecciona, las indicaciones, se hacen visibles a través del empleo de un tinte o agente químico fluorescente en el líquido utilizado como medio de inspección. El trazador es un líquido con baja tensión superficial que fluye dentro de las aberturas superficiales de la pieza que se inspecciona con tinte o agente químico, para hacerlo visible más fácilmente en condiciones normales de iluminación.

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6. Diseño de Sarta de Perforación

6.2

6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales

ELIPSE DE ESFUERZOS BIAXIALES

Un modelo simplificado a partir de la teoría de la distorsión máxima de deformación y trabajando en dos dimensiones fue desarrollado por Nadia y aceptada por el API para representar la resistencia al colapso y el estallamiento de las tuberías sujetas a un esfuerzo axial variable (diferente de 0). El modelo considera la acción de los esfuerzos axiales y tangenciales mayores a los radiales. Su forma matemática es la siguiente: σ Ae = [1- 0.75 ( σ A / σ y )2 -0.5 σ A σ Y ] / σ y Donde:

σ Ae = Esfuerzo axial equivalente (psi) σ Y = Cedencia (psi) σ A = Esfuerzo axial (psi) Su aplicación ha sido orientada más a la representación del colapso bajo la carga axial variable. Y se utiliza asignando en las ecuaciones de colapso una cedencia equivalente calculada a partir de la ecuación anterior. La gráfica biaxial presentada en la gráfica 6.2 muestra el comportamiento de disminución de la resistencia al colapso para tuberías sujetas a un esfuerzo axial mayor a cero (tensión en cuarto cuadrante), situación que cambia en esfuerzos axiales menores a cero (compresión tercer cuadrante). El resultado de esta predicción de pérdida o ganancia de resistencia ha estado sujeta a controversia, en virtud de no contar con pruebas exhaustivas que corroboren lo anterior. Se considera que un solo +10% en resistencia se puede obtener bajo compresión. Y por tensión puede considerarse una pérdida total en resistencia.

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6. Diseño de Sarta de Perforación

6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales

Gráfica 6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales

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6. Diseño de sarta de perforación

6.3 Análisis de esfuerzos a que se someten las tuberías por tensión, colapso y torsión

6.3 ANÁLISIS DE ESFUERZOS A QUE SOMETEN LAS TUBERÍAS POR TENSIÓN, COLAPSO Y TORSIÓN. El Instituto Americano del Petróleo (API) tiene establecido que para el diseño de sartas de trabajo sean considerados los tres esfuerzos principales a que son sometidas: a. Por Tensión b. Por Colapso c. Por Torsión Es importante señalar que para el diseño se aplicará el método gráfico, el cual está basado en ecuaciones matemáticas que serán expuestas en el tema 6.4. A continuación se detallan cada uno de los esfuerzos, exponiéndose inicialmente algunos conceptos generales. a.

Tensión

Una sarta de trabajo al estar suspendida verticalmente, sufrirá un esfuerzo axial llamado tensión, producto de su propio peso. Cada junta debe soportar el peso de la sarta suspendida en ella. El valor de este esfuerzo varía de cero en el punto neutro hasta un máximo en el punto de apoyo, es decir en la superficie. Si la tubería estuviera suspendida en el aire soportaría todo su peso muerto. Si está sumergida en el fluido, disminuye su peso por efecto del empuje del empuje en función de la densidad del fluido; cambiando los esfuerzos de tensión a compresión a partir del punto neutro, como se aprecia en la figura 6.3

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6. Diseño de sarta de perforación

6.3 Análisis de esfuerzos a que se someten las tuberías por tensión, colapso y torsión

Figura 6.3 esfuerzos a la tensión

b.

Colapso

Este esfuerzo se debe principalmente al afecto de la presión exterior que ejerce la columna hidrostática de los fluidos de perforación o de control en los pozos. La magnitud de la presión depende de la densidad del fluido. El colapso o aplastamiento también puede ocurrir al aplicar una presión externa que sumada con la presión hidrostática, incrementa la presión externa. El valor de la presión exterior aumenta en función de la profundidad y su valor máximo estará en el extremo inferior de la sarta de tubería, como se aprecia en la figura 6.4.

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6. Diseño de sarta de perforación

6.3 Análisis de esfuerzos a que se someten las tuberías por tensión, colapso y torsión

Figura 6.4 Esfuerzos al colapso

Cuando un tubo está sometido a una presión exterior uniforme, el metal está sujeto a esfuerzos de compresión, al aumentar la presión en condiciones de equilibrio, se contraerá uniformemente como cualquier cuerpo elástico, hasta una presión crítica donde el tubo es inestable y ocurre la falla plástica o colapso. El diseño de colapso por tensión consiste en determinar la reducción en la capacidad de la tubería para resistir presión externa como resultado de la tensión aplicada. Esto debe efectuarse en los extremos de cada sección de tubería diseñada previamente por tensión, de acuerdo a las siguientes deducciones: •

Al tensionar una tubería se incrementa la capacidad a la presión interna.

•

Al tensionar una tubería, disminuye la capacidad de resistencia al colapso.

96

6. Diseño de sarta de perforación

6.3 Análisis de esfuerzos a que se someten las tuberías por tensión, colapso y torsión

•

Al comprimir una tubería, disminuye la capacidad de resistencia a la presión interna.

•

Al comprimir una tubería, aumenta la capacidad de resistencia al colapso.

Con estos conceptos fue elaborada la gráfica de Elipse de esfuerzos biaxiales. (Gráfica 6.1) El procedimiento para calcular el colapso por tensión es el siguiente: 1. Contando con el peso en los extremos de cada una de las secciones diseñadas, se procede a calcular la constante adimensional (r) en los extremos de cada sección, definida con la siguiente expresión. r=

tensión aplicada × K b + M op 0.454 x At x PCP

Donde: r = Constante adimensional Tensión aplicada = Tensión originada por el peso de la tubería en el aire. En Kg. Mop = Margen para tensionar, en Kg. At = Área transversal del tubo, en pg2 Kb = Factor de flotación ___ PCP = Punto de cedencia promedio, en lb/pg2 (Tabla 6.2) El punto de cedencia promedio (PCP ) , es la media aritmética de la mínima y máxima resistencia cedente, para cada calidad de acero, como se aprecia en la siguiente tabla: Tabla 6.2

RESISTENCIA A LA CEDENCIA GRADO E X G S-135

PCP 2 lb./pg 85000 11000 120000 145000

PC min. lb./pg2 75000 95000 105000 135000

97

PC máx. lb./pg2 95000 125000 135000 155000

6. Diseño de sarta de perforación

6.3 Análisis de esfuerzos a que se someten las tuberías por tensión, colapso y torsión

2. Con el valor de r se entra a la Elipse de Esfuerzos sobre el eje de tensión encontrando un punto. Se baja una vertical hasta intersectar la curva, obteniendo el por ciento de resistencias al colapso (Z) que tiene la tubería cuando se tiene sometida a una cierta tensión. Este valor encontrado se multiplica por al valor del colapso dado en tablas y se obtiene el valor al colapso en el punto deseado (Rcbt) 3. Este valor se compara con la presión que ejerce el fluido en ese punto. Si es menor, la tubería de trabajo no es recomendable por presión externa. Por lo tanto, se tendrá que acudir al siguiente grado de tubería y volver a hacer el diseño por colapso. Hasta que los valores de presión sean cercanos o iguales, nuestra sarta estará en condiciones favorables por colapso.

c.

Torsión

La cantidad de esfuerzo por torsión que resiste una tubería bajo tensión debe calcularse en cada cambio de grado, diámetro y peso de tubería. El valor mínimo que resulte en cualquiera de los puntos analizados será la condición de frontera en operaciones reales de campo. En el caso de herramientas que se operan con torsión como es el de algunas herramientas de percusión, el valor de torsión obtenido por diseño deberá ser superior a la torsión necesaria, de lo contrario deberá cambiarse el diseño de la sarta. Se debe de tomar en cuenta, al trabajar con las tuberías, que a medida que aumente la tensión el esfuerzo de torsión disminuye.

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6. Diseño de sarta de perforación

6.4

6.4 Diseño de una sarta de perforación por tensión y por esfuerzo biaxial

DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN POR TENSIÓN Y POR ESFUERZO BIAXIAL

El término “diseño” significa definir o establecer las especificaciones particulares para realizar una obra o producto, es decir, definir las dimensiones específicas de los insumos que se ocupan en la creación o construcción para lograr el objetivo. Por otro lado, el término “sartas de tuberías”, se hace extensivo para las tuberías de perforación, de revestimiento y producción. Por lo tanto, el término “diseño de sartas de tuberías” debe entenderse como un proceso para determinar las especificaciones que deben tener los materiales utilizados como sartas de tuberías (tubos y conexiones), con la premisa de seleccionar la (s) que más convenga (n) a partir de especificaciones preestablecidas, para una aplicación en particular en un pozo. En el ámbito de la Ingeniería de Perforación, el término “diseño de tuberías” generalmente es aplicado, como sinónimo de “diseño de sartas de tuberías”. Con base en éstos conceptos y de acuerdo a sus componentes, el diseño de una sarta de perforación” se puede dividir en las siguientes partes: •

Diseño de tuberías.

•

Diseño de aparejo de fondo y longitud de lastrabarrenas.

•

Selección de la barrena para perforar.

En el manual para Perforador, se han estudiado los diferentes aparejos o juegos de fondo y el concepto del punto neutro. En el caso de la selección de la barrena para perforar, se tratará en el tema 10.1; por lo tanto, nos enfocaremos únicamente al diseño de tuberías y al cálculo de la longitud de lastrabarrenas, para éste último concepto aplicaremos el método de flotación de Lubinski, que establece, que el peso mínimo de lastrabarrenas en el lodo, debe ser mayor que el peso aplicado sobre la barrena. De ésta manera se asegura que la tendencia al pandeo permanezca en los lastrabarrenas. Lubinski define el punto neutro en una sarta de perforación “cuando el peso flotado de la porción de una sarta de perforación debajo del punto neutro es igual al peso sobre la barrena”. Este punto neutro, no es el mismo que el punto en el cual no existen ni tensión ni compresión. En el diseño de tubería se determina la resistencia de las diferentes tuberías que forman nuestra sarta. La resistencia de un tubo se puede definir como una reacción natural que opone el material ante la imposición de una carga, a fin de evitar o alcanzar los niveles de una falla.

99

6. Diseño de sarta de perforación

6.4 Diseño de una sarta de perforación por tensión y por esfuerzo biaxial

El término “falla” se entiende como sinónimo de “fractura”, sin embargo, en el estudio de la mecánica de materiales éste no es el significado usual del término. Se dice que ocurre una falla cuando una cosa u objeto deja de realizar satisfactoriamente la función para la cual estaba destinada. En el caso de las tuberías en un pozo, si éstas alcanzan cualquier nivel de deformación se debe entender la situación como una condición de falla. Por lo tanto, la capacidad de resistencia de una tubería se define como aquella aptitud o condición que ofrece una tubería para reaccionar y evitar cualquier tipo de falla o deformación, ante la acción combinada de cargas (de presión, axiales, ambientales y mecánicas). Las principales fallas de las tuberías son básicamente: colapso, tensión, estallamiento y corrosión. El tratamiento de cada una de las fallas simplifica el estudio y análisis del comportamiento de la resistencia en los materiales. Los métodos a estudiar para el diseño de la tubería de perforación los haremos con base en las siguientes cargas o esfuerzos: •

Tensión.- Es una condición mecánica (tensionada) de una tubería que puede ocasionar la falla o fractura de la misma. Se origina por la acción de cargas axiales que actúan perpendicularmente sobre el área de la sección transversal del cuerpo del tubo.

•

Esfuerzo biaxial

Tensión / presión interna (estallamiento). Tensión/presión al colapso.

100

6. Diseño de sarta de perforación

6.5

6.5 Recomendaciones para el cuidado e inspección de la tubería de perforación

RECOMENDACIONES PARA EL CUIDADO E INSPECCIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN

Para aumentar la vida útil de la tubería de perforación se recomienda lo siguiente: •

Llevar el control de las revisiones hechas por inspección tubular de las tuberías de perforación y lastrabarrenas, con la finalidad de tener conocimientos de las condiciones de la sarta de perforación.

•

El daño que frecuentemente ocurre en las roscas de los tubos de perforación se debe a juntas con fugas, maltrato, desgaste de las roscas y cajas hinchadas por efecto del desgaste del diámetro exterior. Por lo que es necesario inspeccionar la tubería en cuanto se tengan señales de conexiones flojas y otros defectos.

•

Consultar las tablas para el apriete de la tubería, para aplicar la debida torsión de enrosque (Fig. 6.5). Al realizar el apriete, el tirón de la llave debe ser parejo y no a sacudidas.

La falta de apriete quiere decir que hay muy poca compresión en el hombro de la junta. Al girar la tubería, el hombro se abre en la parte donde se sufre la tensión permitiendo que entre el fluido de perforación, observándose al desconectar que el piñón está seco y un área alrededor del sello tiene un color gris opaco. Figura 6.5

101

6. Diseño de sarta de perforación

6.5 Recomendaciones para el cuidado e inspección de la tubería de perforación

•

Los instrumentos de medida de apriete, se deben revisar y calibrar periódicamente.

•

Para verificar que un piñón sufrió un estiramiento o que las roscas tienen desgaste, aplicar un calibrador de perfil (Fig. 6.6).

Figura 6.6 El despeje entre los filos y el medidor (calibrador) de roscas indica que esta espiga ha sufrido estiramiento

•

Cuando se tenga tubería de poco espesor evitar un rompimiento de tubería al tener un esfuerzo coaxial resultado de una combinación de tensión y torsión.

•

Verificar las condiciones de la tubería de perforación nueva y usada de acuerdo a la codificación API (Fig. 6.7 y 6.8).

102

6. Diseño de sarta de perforación

6.5 Recomendaciones para el cuidado e inspección de la tubería de perforación

Figura 6.7 Colores API para tubería de perforación nueva

103

6. Diseño de sarta de perforación

6.5 Recomendaciones para el cuidado e inspección de la tubería de perforación

Figura 6.8 Colores API para tubería de perforación usada

104

6. Diseño de sarta de perforación

•

6.5 Recomendaciones para el cuidado e inspección de la tubería de perforación

Verificar las condiciones de las cuñas y buje maestro. Se recomienda una prueba de las cuñas cada tres meses o de acuerdo a las condiciones observadas de las mismas, y cada vez que se ponga en servicio un buje maestro nuevo o cuñas rotatorias nuevas. A continuación describimos el procedimiento para la prueba de cuñas. (Cia Varco)

1. Para obtener una prueba efectiva del agarre de las cuñas, asegúrese que la carga del gancho sea de 45 toneladas o más. 2. Limpie una sección de tubería donde no existan marcas de insertos previos. 3. Envuelva papel impermeable y durable alrededor de la tubería. 4. Coloque cuidadosamente las cuñas rotatorias usadas, alrededor de la sección de tubería envuelta en el papel, como lo indica la figura 6.9

Figura 6.9

105

6. Diseño de sarta de perforación

6.5 Recomendaciones para el cuidado e inspección de la tubería de perforación

5. aje las cuñas al buje maestro, con velocidad normal. 6. Teniendo las cuñas juntas por las asas, levante la tubería y remueva cuidadosamente las cuñas. 7. Remueva el papel y evalué las marcas, como lo indica la figura 6.10.

Figura 6.10

a.

Si se indica contacto de inserto de 16-1/2 pulgadas completa, el buje maestro y las cuñas están en buenas condiciones (no hay necesidad de más análisis). Si no, continué con la operación del inciso b.

b.

Realice nuevamente la prueba de cuñas con cuñas nuevas solamente. 1)

Si resulta contacto de 16-1/2 pulgadas completa, descarte que las cuñas están gastadas, aplastadas o deformadas.

2)

Si el resultado indica contacto de inserto en la sección de arriba solamente, reemplace el buje maestro.

Nota: cuando se ha determinado que las cuñas o el buje maestro presentan desgaste, reemplácelo lo más pronto posible para evitar daños graves a la tubería.

106

6. Diseño de sarta de perforación

6.6

6.6 Aplicaciones

APLICACIONES •

Una vez estudiadas las propiedades de los materiales, expuestas en el tema 6.1, es de comprenderse que cuando se aplica una tensión a la tubería, ésta la deforma, aumentando su longitud, por lo que se deberá tener cuidado de no rebasar los limites elásticos, para que las deformaciones en la tubería no sean permanentes. La elongación que sufre la tubería, se puede calcular con la siguiente fórmula: ∆L =

F xl A xY

(Dentro de los limites elásticos)

Donde: ∆ L = Incremento de longitud ó elongación, en m. F = Fuerza o tensión en kg. l = Longitud original de la tubería, en m. A = Área transversal del tubo, en cm2. Y = Modulo de Young, en kg/cm2 (2.11 x 106 kg/cm2 para el acero).

Problema: ¿Cuál es la elongación que sufre una tubería si se tiene una sarta de perforación con una longitud de 3000.0 m, al aplicarle una tensión de 20 tons. sobre su peso? T.P. – 5” – 29.05 kg/m, D.I. – 4.276” Operaciones: A = 0.7854 x (52 – 4.2762) = 5.2746 pg2 = 34.030 cm2 ∆l =

20,000 x 3000 = 0.8356 m = 83.56 cm 34.030 x 2.11 x 10 6

En caso que se requiera calcular la longitud, conociendo la tensión y elongación de la tubería, puede aplicar la formula: L=

A x ∆l x Y F

107

6. Diseño de sarta de perforación

6.6 Aplicaciones

Una de las aplicaciones de la formula anterior, es la de calcular el punto libre, sin embargo, se tiene la deducción a partir de ésta en otra fórmula práctica que se aplica en el campo, obteniendo los mismos resultados. •

Con la siguiente información del pozo, realizar un diseño de sarta para una operación de molienda, por tensión y colapso.

Datos: Diseño para 5800.0 m. T.R. – 7 5/8” – 4,150.0 m. T.R corta (Liner) – 5”, Longitud – 1700.0 m. Boca del Liner – 4,100.0 m. T.P.: 3 ½”, grados X-95 y G, 23.0950kg/m, Premium. T.P.: 2 7/8” – Hydril, PH-6, P-105, 15.5 kg/m, Premium. Lastrabarrenas: 3 ½” x 1 ½” – 40 kg/m. Molino: 4 1/8”, máximo peso esperado 3 tons. Fluido de control – 1.20 gr/cm3. Factor de seguridad para lastrabarrenas – 20%. Como seguridad dejar 100.0 m de T.P. -2 7/8”, arriba de la boca del Liner. Margen para jalar – 30 tons. Operaciones: Diseño por tensión.- Dicho método está expuesto en el manual del perforador al igual que su formulario. •

Longitud de lastrabarrenas.

Ff = 1 –

L=

1.20 = 0.847 7.85

3000 × 1.20 = 106.25 m ≈ 106.0 m (3,591 kg) 0.847 × 40

• Longitud de la primera sección de T.P. 2 7/8” Checar la longitud de T.P de menor diámetro requerida.

108

6. Diseño de sarta de perforación

6.6 Aplicaciones

5800.0 m - 4100.0 - 106.0 = 1594.0 m 1594.0 m + 100.0 m = 1694.0 m de T.P. - 2 7/8” Necesaria L1 =

95,379 − (3,591 + 30000) = 4467.0 m 0.847 × 16.33

Se requieren solamente - 1,694.0 m (23,431.0 kg). • Longitud de la segunda sección. T.P. - 3 ½” - º X – 95 L2 =

129,867 − (3,591 + 23,431 + 30,000 ) 0.847 × 24.86

L2 = 3459.5 m ≈ 3460.0 m 106 + 1694 + 3460 = 5260 m. Es necesario complementar el diseño con T.P. 3 1/3” - º G • L3 =

Longitud de la tercera sección. 143,537 − 129,867 = 641.7 ≈ 642.0 m 0.847 × 25.15

T.P. – 3 ½” - º G – requerida: 5800 – 5260 = 540.0 m (11.503 kg). Nota: El cálculo de la segunda sección no se realizo por diferencia de resistencia, por no utilizar la longitud total de T.P. de L1. Diseño por colapso. Calculadas las secciones de tuberías por tensión, se procede a calcular el valor adimensional de “r”, que es la relación de tensión aplicada entre la resistencia a la tensión real de la tubería, utilizando la siguiente ecuación: r=

(Tensión aplicada ) Kb + Mp 0.454 x At x PCP

Los valores de “r” que se calcularan, es para los extremos donde se hace el enlace de las diferentes secciones de la tubería (Fig. 6.11).

109

6. Diseño de sarta de perforación

6.6 Aplicaciones

Figura

6.11 Estado mecánico del pozo y localizaciones de "r"

+ Mpj 3,591 + 30,000 DC = = 0.2157 (21.57%) 0.454 x A x PCP 0.454 x 2.8579 x 120,000 1 1 P.

r1 =

P.

r2 =

+P + Mpj 3,591 + 23, 431 + 30,000 D.C . T . P.1 = = 0.3662 (36.62%) 0.454 x A x PCP 0.454 x 2.8579 x 120,000 1 1

+P + Mpj 3,591 + 23, 431 + 30,000 D.C . T .P.1 = = 0.2652 (26.52%) 0.454 x A x PCP 0.454 x 4.304 x 110,000 2 2

P.

r3 =

P

r4 = D.C.

+P +P + Mpj 3,591 + 23, 431 + 72,855 + 30,000 T .P.1. T .P.2 = = 0.6042 (60.42%) 0.454 x A x PCP 0.454 x 4.304 x 110,000 2 2

110

6. Diseño de sarta de perforación

6.6 Aplicaciones

P

+P +P + Mpj 3,591 + 23,431 + 72,855 + 30,000 T .P.1 T . P.2 = = 0.5539 (55.39%) 0.454 x A x PCP 0.454 x 4.304 x 120,000 3 3

P

+P +P +P + Mpj 3,591+ 23,431+ 72,855+ 11,503+ 30,000 T .P.1 T.P.2 T.P.3. = 0.6029 (60.29%) = 0.454 x A x PCP 0.454 x 4.304 x 120,000 3 3

r5 = D.C .

r6 = D.C.

Teniendo los valores de “r” de un diseño por tensión, en la elipse de esfuerzos biaxiales y en el cuadrante de tensión – colapso, en el eje horizontal se localiza el valor de “r” de cada sección(Gráfica 6.1), se traza una línea vertical hasta cortar la elipse en la parte inferior, posteriormente a partir del punto de intersección se traza una línea horizontal hacia la derecha, donde determinamos el porcentaje de la resistencia al colapso “z” para cada valor de “r”. 1 r (%)

2 z (%)

3* Colapso nominal (Kg/cm2)

r1 = 21.57 r2 = 36.62 r3 = 26.52 r4 = 60.42 r5 = 55.39 r6 = 60.29

86 74 84 56 60 56

1,138 1,138 1,046 1,046 1,156 1,156

4 Colapso bajo tensión (Kg/cm2) (2)x(3) 979 842 879 586 694 647

*Presión al colapso al 70%

111

5 Profundidad (m)

6 Presión hidrostática (Kg/ cm2)

7 Margen para represionar (4)-(6)

5694 4102 4102 540 540 0

683 492 492 65 65 0

296 350 387 521 629 647

6. Diseño de sarta de perforación

6.6 Aplicaciones

1

21.57%

Z=86° c Ap ro ximadamente

Gráfica 6.3

De los valores calculados y anotados en la tabla, se verifica que el punto donde se puede ejercer menor presión por el espacio anular es a 5,694.0m, que le corresponde a la T.P. de 2 7/8” - °P - 105. Observaciones: Se ha realizado el diseño por colapso, tomando como base los conceptos de la elipse biaxial, la propiedad de la tubería que se reduce por tensión es la presión al colapso, siendo entonces el punto débil a comparación de la presión interna.

112

7. CEMENTACIONES

113

7. Cementaciones

7.1

7.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento

PROPIEDADES API DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

Las propiedades más importantes de la T.R son los valores promedios de tensión y presiones interior y de colapso. La fuerza de tensión es resultado del peso propio del conjunto de tubos suspendidos por debajo del punto de interés. La resistencia a la cedencia del cuerpo del tubo es la fuerza de tensión que origina que el tubo exceda el límite elástico o mínimo esfuerzo a la deformación ( σ P ). Para la unión correspondiente a cada tubo se considera la que se conoce como junta o cople. El promedio de presión interior se calcula como la mínima presión interior necesaria para ocasionar la ruptura del tubo en ausencia de presión exterior y carga axial de tensión. El promedio de presión de colapso es la mínima presión requerida para aplastar el tubo, en ausencia de presión interior y carga axial. Las normas API aportan fórmulas con las que se calcula el comportamiento de las tuberías de revestimiento. A través de este tema se explicará cómo calcular la tensión, la presión interior y la presión de colapso. Tensión La resistencia a la tensión del tubo se puede calcular empleando un diagrama simplificado de cuerpos libres como el que se muestra a continuación:

Ften

AS F2

F2

Figura 7.1 Diagrama de cuerpo libre

115

7. Cementaciones

7.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento

La fuerza Ften, tiende a jalar el tubo prescindiendo de la fuerza contraria F2 que aporta la conformación de las paredes del tubo; F2 esta dada por la ecuación (1): F2 = σ p x AS

(1)

Donde: AS =Área de la sección transversal del tubo. La resistencia de tensión esta dada por la ecuación (2): Ften =0.7854 x σ p x (d 2n - d2)

(2)

El cálculo de la fuerza de tensión por la ecuación es la mínima fuerza para producir una deformación dentro del mismo esfuerzo a la deformación ( σ p ) del tubo, empleando para este cálculo hasta el mínimo de espesor de pared, que en valor representa un 87.5 % del espesor nominal. Las fórmulas siguientes consideran la fuerza requerida para provocar una fractura en la junta con un mínimo de tensión (jalón); se recomienda emplear el valor más bajo. La ecuación (3), se emplea para el cálculo del área de la rosca y considera el último hilo roscado perfecto. Ajp=0.7854 x [(dn- 0.1425)2 –d2]

(3)

Donde: dn = Diámetro nominal del tubo. d = Diámetro interior del tubo. Para el cálculo de la fuerza de tensión que induce a la fractura se emplea la ecuación (4): Ften= 0.95 x Ajp x σ ult

(4)

Donde: σ ult = Esfuerzo de deformación antes de alcanzar la ruptura.

116

7. Cementaciones

7.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento

El cálculo de la fuerza de tensión en la junta se conoce con la ecuación (5):   0.74d −0.59σ σp n ult Ften =0.95 A jp Lt  +  0.5Lt + 0.14d n Lt + 0.14d n   Donde:

     

(5)

Lt =Longitud de la sección roscada de la junta.

Las ecuaciones anteriores son para rosca de 8 hilos redonda. Para rosca buttress normal se consideran las ecuaciones (6) y (7). El área de la sección transversal del cuerpo del tubo se calcula con la ecuación (6):

AP = 0.7854 x  d n2 − d 2   

(

ASC = 0.7854 x d c 2 − d c1 2

2

(6)

)

(7)

Donde:

AP =Área de acero del cuerpo del tubo. ASC Área de la sección transversal del cople. d c 2 =Diámetro exterior del cople. d c1 =Diámetro interior del cople en la raíz de la última cuerda perfecta. La fuerza de tensión para falla de la rosca del tubo se calcula con la ecuación (8). σp   f ten =0.95 A pσ ult 1.008 − 0.0396(1 − ) σ ult  

(8)

117

7. Cementaciones

7.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento

La fuerza de tensión para falla de la rosca en el cople se calcula con la ecuación (9): Ften = 0.95 x Asc x σ ult

(9)

Para conexiones extreme-line (extremos planos o lisos) se consideran las ecuaciones siguientes: La fuerza de tensión para falla del tubo se calcula con la ecuación (10): f ten = 0.7854 σ ult  d n2 − d 2   

(10)

La fuerza de tensión para falla de la conexión, se conoce a través de la ecuación (11): f ten =0.7854 σ ult (d 2j 2 − d b2 )

(11)

Donde: d j 2 =Diámetro interior nominal de la conexión.

d b = Diámetro exterior de la conexión (caja). Estos diámetros se registran en la base de las últimas cuerdas perfectas. La ecuación (12) se emplea para calcular la fuerza de tensión por falla del piñón. 2 − d 2j1 ) f ten = 0.7854 σ ult (d pin

(12)

Donde: d pin =Diámetro exterior de la sección critica de la conexión (piñón) d j1 =Diámetro interior nominal de la conexión (piñón).

IMPORTANTE Del conjunto de fórmulas por utilizar en el diseño de tuberías de revestimiento se recomienda emplear los mínimos valores específicos.

118

7. Cementaciones

7.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento

Presión Interior En el diagrama simplificado de cuerpo libre (figura 7.2) la tendencia de la fuerza F1 para reventar el tubo es vencida por la resistencia de las paredes del tubo, misma que se representa por una fuerza F2. F1 es el resultado de la presión ( pbr ) que actúa en el interior dentro del área proyectada ( Lds ) y está dada por la ecuación (13).

Por

Figura 7.2 Diagrama de cuerpo libre para presión interior Ld

F1=

pbr .dθ 2

(13)

F2 es resultado de la resistencia del acero, σ S actúa en el área ( tl ) y está dada por la ecuación (14) y para condiciones estáticas por la ecuación (15). F2=

σ S tLdθ 2

(14)

F1 - (2 F2 ) = 0

(15)

Sustituyendo apropiadamente las ecuaciones para F1 y F2 y resolviendo para la presión interior promedio Pbr , se obtiene la ecuación (16).

119

7. Cementaciones

pbr = 2σ s

7.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento

t d

(16)

Esta ecuación sólo es válida para tubería de espesor de pared delgado con relación de valores dn/t, mayores de los que comúnmente se usan en las tuberías de revestimiento. La ecuación (17) de BARLOW se emplea en tubos de mayor espesor; es similar a la ecuación (16), sólo que el diámetro exterior se identificará por dn, usado en lugar del diámetro interior (d). La ecuación de BARLOW no aporta una rigurosa solución pero es conservadora en su resultado. El API se basa en la ecuación de BARLOW afectando a la presión interior de un factor de 87.5% del mínimo esfuerzo a la deformación ( σ p ) lo que definirá en estas condiciones un mínimo de espesor de pared ( t ) disponible para cálculos. Pbr = 0.8752 σ p

t dn

(17)

El API recomienda usar espesores de pared redondeados: a 0.001 pg. y el resultado a valores de 10 lb/pg2. Presión de colapso El colapso en las tuberías se origina por la presión externa y es un fenómeno más complejo que el originado por la presión interior. El diagrama simplificado que se muestra en la figura 7.3 no aporta un análisis a detalle como el de la presión interior; sin embargo, la teoría elástica en dos dimensiones establece la relación de los esfuerzos radiales ( σ r ) y tangenciales ( σ t ), que actúan en las paredes de la tubería, siendo función de estos efectos, la presión exterior p e , la presión interior pi , el radio ( r ),entre los dos radios: interior ri y exterior ro . Las ecuaciones (18 y 19) solucionan el efecto de los esfuerzos mencionados.

120

7. Cementaciones

7.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento

Figura 7.3 Esfuerzo bidimensional en la pared del tubo

(

) (

( )

pi ri ro2 − r 2 + p e ro2 r 2 − ri 2 σr = r 2 ro2 − ri 2 σt =

(

)

(

)

pi r 2 i ro2 + r 2 − p e ro2 ri 2 − r 2 r 2 ro2 − ri 2

(

)

(18)

)

(19)

Analizando los efectos de presiones interior y exterior en el esquema, el esfuerzo será máximo en la dirección tangencial. Si se supone que la tubería se sujeta sólo a la presión exterior p e ; entonces, para r = ri la ecuación de los esfuerzos tangenciales será:

σt =

2 p e ro t (ro + ri )

(20)

El uso de la resistencia a la cedencia efectiva σ S para la compresión ( − σ s ), se conforma en los términos de la ecuación (20), resultando la fórmula de la presión de colapso promedio, ecuación (21).

 (d / t ) − 1 p cr = 2σ se  n 2   (d n / t ) 

(21)

121

7. Cementaciones

7.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento

El colapso que acontece de acuerdo a la ecuación (21) se conoce con el nombre de resistencia de cedencia al colapso ( σ se ) y se ha demostrado que sólo ocurre para aquellos valores dentro de rangos en la relación d n / t , aplicables para tuberías de revestimiento. El limite superior de resistencia de cedencia al colapso ( σ se ) se calcula con la ecuación (22) en función de d n / t .   F3  2  (F1 − 2 ) + 8 F2 + σ Se   dn     =  F   t  2 F2 + 3  σ Se  

0.5

+ ( F1 − 2)

(22)

Los valores de F1, F2 y F3 de esta ecuación están dados en la tabla 7.1. Tabla 7.1 Coeficientes empíricos usados para la determinación de presión de colapso

Grado

F1

F2

F3

F4

F5

H-40 -50 J-K55&D -60 70 C-75&E L-80 & N-80 C-90 C-95 -100 P-105 P-110 -120 -125 -130 -135 -140 -150 -155 -160 -170 -180

2.950 2.976 2.991 3.005 3.037 3.054 3.071 3.106 3.124 3.143 3.162 3.181 3.219 3.239 3.258 3.278 3.297 3.336 3.356 3.375 3.412 3.449

0.0465 0.0515 0.0541 0.0566 0.0617 0.0642 0.0667 0.0718 0.0743 0.0768 0.0794 0.0819 0.0870 0.0895 0.0920 0.0946 0.0971 0.1021 0.1047 0.1072 0.1123 0.1173

754 1,056 1,206 1,356 1,656 1,806 1,955 2,254 2,404 2,553 2,702 2,852 3,151 3,301 3,451 3,601 3,751 4,053 4,204 4,356 4,660 4,966

2.063 2.003 1.989 1.983 1.984 1.990 1.998 2.017 2.029 2.040 2.053 2.066 2.092 2.106 2.119 2.133 2.146 2.174 2.188 2.202 2.231 2.261

0.0325 0.0347 0.0360 0.0373 0.0403 0.0418 0.0434 0.0466 0.0482 0.0499 0.0515 0.0532 0.0565 0.0582 0.0599 0.0615 0.0632 0.0666 0.0683 0.0700 0.0734 0.0769

* Los grados designados sin letras no son grados API pero son grados iniciales considerados.

Los valores obtenidos con la ecuación (21) para cero esfuerzos axiales se muestran en la tabla 7.2.

122

7. Cementaciones

7.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento

Tabla 7.2 Relación de dn/t para varias regiones de presión de colapso cuando el esfuerzo axial es cero

Grado

Resistencia a la cedencia Colapso

H-40 -50 J-K55&D -60 70 C-75& E L-80& N-80 C-90 C-95 -100 P-105 P-110 -120 -125 -130 -135 -140 -150 -155 -160 -170 -180

Plástico Colapso 16.40 15.24 14.81 14.44 13.85 13.60 13.38 13.01 12.85 12.70 12 .57 12 .44 12.21 12.11 12.02 11.92 11.84 11.67 11.59 11.52 11.37 11.23

Transición Colapso 27.01 25.63 25.01 24.42 23.38 22.91 22.47 21.69 21.33 21.00 20.70 20.41 19.88 19.63 19.40 19.18 18.97 18.57 18.37 18.19 17.82 17.47

Elástico Colapso 42.64 38.83 37.21 35.73 33.17 32.05 31.02 29.18 28.36 27.60 26.89 26.22 25.01 24.46 23.94 23.44 22.98 22.11 21.70 21.32 20.60 19.93

La resistencia a la cedencia efectiva es igual al mínimo esfuerzo a la deformación cuando el esfuerzo axial es cero. A altos valores de la relación dn/t el colapso ocurrirá con presiones menores a las calculadas por la ecuación (21) debido a la inestabilidad de la geometría del tubo. Aplicando la teoría de la estabilidad elástica se obtiene la fórmula de colapso siguiente:

p cr =

2E

(1 − µ ) d n  d n − 1   t  t 

(23)

2

Posterior al ajuste efectuado por variaciones estadísticas en las propiedades de manufactura de la tubería se aplica la ecuación (24):

123

7. Cementaciones

p cr =

7.1 Propiedades API de las tuberías de revestimiento

46.95 x 10 6  d n  d n − 1      t  t 

(24)

2

El valor de colapso que aproximadamente se obtiene con la ecuación (24) se llama colapso elástico y el rango aplicable de valores recomendados por el API para la relación de d n / t en dicho colapso se obtiene de la tabla 7.2, donde el límite inferior del rango se calcula con la ecuación (25):

F  2 +  2  dn  F1  = 3F2 t F1

(25)

La tabla 7.1 aporta los valores de F1 y F2, la etapa de transición entre la resistencia de cedencia al colapso y el colapso elástico no está definida con exactitud, pero cubre un rango significativo de valores de d n / t . De la solución de resultados experimentales en el API se tienen dos ecuaciones adicionales de presión de colapso para cubrir la región de transición, con base en un promedio de colapso plástico para valores de d n / t justo arriba de la resistencia de cedencia al colapso que se determina con la ecuación (26):

dn σ e (F1 − F4 ) = t F3 + σ e (F2 − F5 )

(26)

Los valores de F1, a F5 se proporcionan en la tabla 7.1. La región de colapso de transición situada entre el colapso plástico y el colapso elástico se define con el empleo de la ecuación (27):

   F  p cr = σ e  4 − F5  d n     t 

(27)

124

7. Cementaciones

7.2

7.2 Selección y esfuerzo que se consideran en el diseño de tubería de revestimiento

SELECCIÓN Y ESFUERZOS QUE SE CONSIDERAN EN EL DISEÑO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

Selección de tubulares Reconociendo la capacidad de resistencia de los tubulares y estableciendo las diferentes condiciones de carga que pueden actuar sobre los mismos, es indispensable seleccionar los materiales más propicios que cumplan con un objetivo o premisa. En este apartado, se describirán algunos temas de interés que sirven de apoyo para cumplir con la finalidad de proceder a la selección de los materiales: Premisa de selección El primer compromiso de los elementos tubulares utilizados en un pozo es el de mantener la suficiente capacidad de respuesta en resistencia ante la imposición de cualquier tipo de carga. Sin embargo, en los tiempos actuales, debemos cumplir con una preocupación por demás importante: el costo de los materiales seleccionados. Por lo tanto, el aspecto técnico-económico queda en las siguientes premisas que debemos observar para la selección apropiada de tubulares dentro del marco del proceso de diseño a utilizar: “Garantizar el desempeño mecánico de las tuberías para garantizar la seguridad e integridad del pozo, observando el costo mas bajo”. “La junta ideal es aquella que es 100% transparente al cuerpo del tubo”. “La junta es gobernada por las propiedades del material y las leyes mecánicas”. Factores de trabajo Haremos referencia a la definición de los factores adimensionales que se utilizan para establecer un margen de seguridad en la capacidad de resistencia de los elementos tubulares. Además, se presenta la definición de los factores que permiten efectuar con precisión los análisis del desempeño mecánico de una tubería ante la imposición de las cargas actuantes en el pozo. Generalmente estamos acostumbrados a tratar con el concepto de factor de diseño. Sin embargo, este factor debe ser precedido por la definición formal del concepto de seguridad.

125

7. Cementaciones

7.2 Selección y esfuerzo que se consideran en el diseño de tubería de revestimiento

Factor de Seguridad Relación de la Resistencia a la Carga impuesta a una tubería en un punto determinado de profundidad. Es el parámetro que permite reconocer la condición o estado en el que trabaja la tubería. Es decir, en condiciones de seguridad (valor> 1) o de inseguridad (valor