TESIS SOBRE CAÑERIAS

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MÍNAS PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE PETRÓLEOS

TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

“TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIÓN DE SU DISEÑO Y PERFORACIÓN”

AUTORES: FRANKLIN BAÑO SALTOS

DIEGO MAYALICA DALGO

Quito – Ecuador Año de la Investigación 2008-2009

“TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIÓN

DE SU DISEÑO Y PERFORACIÓN”

RECOMENDACIÓN DE PUBLICACIÓN

II

DECLARACIÓN DE ORIGINALIDAD

En calidad de Miembros del Tribunal de Tesis de Grado designados por la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, declaramos que el Tema de Tesis “TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIÓN DE SU DISEÑO Y PERFORACIÓN”; es inédita y fue completamente elaborada y presentada por los señores FRANKLIN VINICIO BAÑO SALTOS Y DIEGO ALBERTO MAYALICA DALGO, para lo cual dejamos constancia de su autenticidad.

Ing. Ramiro Rivera DIRECTOR

Ing. Celiano Almedia PRIMER MIEMBRO

Ing. Byron Clerque SEGUNDO MIEMBRO

III

CESIÓN DE DERECHO DE AUTOR

En gratitud a la continua labor educativa que la Universidad Central del Ecuador ha desarrollado a favor de los estudiantes ecuatorianos, nosotros Franklin Vinicio Baño Saltos y

Diego Alberto Mayalica Dalgo, representantes de esta noble institución,

cedemos los derechos de autoría sobre nuestro trabajo de Tesis de Grado titulada “TUBERÍAS

DE

REVESTIMIENTO,

OPTIMIZACIÓN

DE

SU

DISEÑO

Y

PERFORACIÓN” a nombre de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental.

Atentamente,

Franklin Baño Saltos

Diego Mayalica Dalgo

IV

AGRADECIMIENTO

A mí amado Dios y su hijo Jesús que permiten que mis sueños se hagan vida, siempre brindándome fortaleza y salud. A mis Padres que en todo momento han sabido apoyarme, que me han guiado por el camino del bien y que son el pilar fundamental para alcanzar mis objetivos. A todas las personas que contribuyeron positivamente a la realización de esta investigación. Franklin.

V

DEDICATORIA

Con un infinito cariño, el esfuerzo constante, y la dedicación depositada en esta Tesis, es dedicada de manera muy especial para mis Padres Clemente y Laurita, que en el día a día llenan de luz y esperanza mis pensamientos. A ellos les dedico este trabajo, los quiero mucho, Franklin.

VI

AGRADECIMIENTO

En primer lugar a Dios por ser mi fuente divina de inspiración de fortaleza, a mis padres eterna gratitud y hermanos testigos de mis triunfos y fracasos. A todos mis compañeros y amigos que de una u otra manera contribuyeron para la realización de este trabajo. Diego.

VII

DEDICATORIA

A mis padres Alberto y Liva, ya que con infinito amor supieron guiarme en el camino del estudio para alcanzar una profesión y ser hombre de bien y útil a la sociedad. A ellos dedico este trabajo fruto de su sacrificio y esfuerzos constantes. Diego.

VIII

RESUMEN DOCUMENTAL

Tesis sobre Ingeniería de Perforación, específicamente tuberías de revestimiento. El objetivo fundamental es optimizar los costos asociados a la instalación de tuberías de revestimiento, a través de propuestas de nuevas geometrías en el diseño mecánico de pozos direccionales. Los Problemas identificados: altos costos de operación, tiempo no productivo y colapso de revestidores. La hipótesis dice: La construcción del perfil de presiones, permite un diseño óptimo de revestidores, disminuye costos de operación y de tubería en si. Marco referencial: ubicación, columna estratigráfica, yacimientos productores, propiedades de las rocas, reservas, producción, estado actual y futuro del Campo Sacha. Con argumentos teóricos sobre: tecnología de perforación y

tuberías

de

revestimiento. Marco

metodológico

determinístico:

planificación de perforación direccional: ubicación de pozos, cálculos de trayectoria, selección de profundidades de asentamiento, diseño de tubería de revestimiento. La conclusión general se refiere a la disminución de impactos económicos negativos, por la propuesta de nuevos diseños y tecnología para la perforación de pozos. Con la recomendación de adoptar la metodología técnica y tecnológica seguida en esta investigación, a fin de probar la hipótesis y alcanzar el objetivo propuesto.

DESCRIPTORES:

CATEGORIAS TEMÁTICAS:

IX

AUTORIZACIÓN: Autorizamos a la BIFIGEMPA, para que esta tesis sea diseminada a través de su Biblioteca Virtual por INTERNET

Atentamente,

Franklin Baño Saltos CI: 020172742-7

Diego Mayalica Dalgo CI: 171624945-1

X

DOCUMENTAL SUMMARY

Thesis about Drilling Engineering, specifically casing design and drilling with casing. The fundamental objective is optimizes the costs associated to the installation of casings, through proposals of new geometries in the mechanical design of directional wells. The identified Problems: high operation costs, non productive time and revestidores collapse.

The hypothesis says: The construction of the profile of

pressures, allows a good design of revestidores, it diminishes operation costs and of pipe in if. Referential Framework: location, column stratigrafic, producing locations, properties of the rocks, reservations, production, current state and future of the Campo Sacha. With theoretical arguments on: drilling technology and casing. Methodological Framework deterministic: planning of directional drilling: location of wells, calculations of trajectory, selection of establishment depths, and design of casing. The general conclusion refers to the decrease of negative economic impacts, for the proposal of new designs and technology for the perforation of wells. With the recommendation of adopting the technical and technological methodology continued in this investigation, in order to prove the hypothesis and to reach the proposed objective.

DESCRIPTORS: < SACHA FIELD – PROFILE OF PRESSURES> < SACHA FIELD - PROVEN RESERVE > < STRATIGRAFIC COLUMN - SACHA FIELD > THEME CATEGORIES:

XI

AUTHORIZATION: We authorize BIFIGEMPA to disseminate this thesis by the INTERNET through its Virtual Library

Respectfully,

Franklin Baño Saltos CI: 020172742-7

Diego Mayalica Dalgo CI: 171624945-1

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ÍNDICE GENERAL CAPÍTULO I ............................................................................................................................... 1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO DE APLICACIÓN .....................................................1 1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO SACHA ................................................................ 1 1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO ............................................................... 1 1.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ................................................................................. 2 1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES..................................... 4 1.4.1 Características de los Crudos................................................................................. 4 1.5 PROPIEDADES DE LAS ROCAS................................................................................ 5 1.5.1 Porosidad................................................................................................................. 5 1.5.2 Permeabilidad.......................................................................................................... 6 1.6 MECANISMOS DE EMPUJE DEL YACIMIENTO .................................................... 7 1.7 FACTOR DE RECOBRO .............................................................................................. 8 1.7.1 Cálculo del factor de recobro a partir de las curvas de declinación de producción 8 1.8 RESERVAS DEL CAMPO.......................................................................................... 12 1.8.1 Curvas de declinación .......................................................................................... 13 1.8.1.1 Tipos de curvas de declinación ....................................................................... 13 1.9 PRODUCCIÓN DEL CAMPO .................................................................................... 16 1.10 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ........................................................................... 17 1.10.1 Pozos Perforados................................................................................................. 17 1.11 El Futuro del Campo Sacha ........................................................................................ 18 CAPÍTULO II............................................................................................................................ 20 TECNOLOGÍA DE LA PERFORACIÓN ................................................................ 20 2.1 PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS ............................................................ 20 2.2 PERFORACIÓN VERTICAL...................................................................................... 20 2.3 PERFORACIÓN DIRECCIONAL .............................................................................. 21 2.3.1 Tipos de Pozos Direccionales ................................................................. 22 2.3.1.1 Perfil tipo tangencial o “J” invertido............................................................... 22 2.3.1.2 Perfil tipo S ..................................................................................................... 23 2.3.1.3 Perfil tipo horizontal ....................................................................................... 23 2.4 PERFORACIÓN HORIZONTAL................................................................................ 24 2.5 HERRAMIENTAS USADAS PARA LA DIRECCIÓN ............................................. 25 2.5.1 HERRAMIENTAS DEFLECTORAS .................................................................. 26 2.5.1.1 Bent Sub.......................................................................................................... 26 2.5.1.2 Brocas de perforación “Jetting” ...................................................................... 26 2.5.1.3 Cuchara Recuperable ...................................................................................... 27 2.5.1.4 Cuchara Permanente “Whipstock”.................................................................. 28 2.5.1.5 Motores de fondo ............................................................................................ 28 2.5.1.6 Motores de Turbina......................................................................................... 29 2.5.2 HERRAMIENTAS AUXILIARES....................................................................... 30 2.5.2.1 Estabilizadores ................................................................................................ 30 2.6 HERRAMIENTAS USADAS PARA EL CONTROL DIRECCIONAL..................... 32 2.6.1 Investigación mientras se perfora.......................................................................... 32 2.6.1.1 MWD .............................................................................................................. 33 2.6.1.2 LWD ............................................................................................................... 33 2.7 TÉCNICAS DE PERFORACIÓN................................................................................ 34 2.7.1 La Técnica de Deslizamiento ................................................................................ 34 2.7.2 La Técnica de Rotación......................................................................................... 34 2.8 SISTEMAS DIRIGIBLES DE PERFORACIÓN ROTATORIA................................. 35 2.8.1 Point-the-bit........................................................................................................... 36 2.8.1.1 Capacidades del sistema “point – the – bit”.................................................... 39

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2.8.2 Push-the-bit ........................................................................................................... 39 2.8.2.1 Capacidades del sistema “push – the – bit” .................................................... 41 CAPÍTULO III .......................................................................................................................... 42 TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO .......................................................................42 3.1 FABRICACIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ..................................... 42 3.2 FUNCIONES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.......................................... 45 3.3 CLASIFICACIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.................................. 46 3.3.1 Revestimiento Conductor...................................................................................... 46 3.3.2 Revestimiento Superficial ..................................................................................... 46 3.3.3 Revestimiento Intermedio o de protección............................................................ 47 3.3.4 Revestimiento de Producción................................................................................ 47 3.3.5 Camisa de Producción (Liners) ............................................................................. 47 3.3.6 Tubería Complemento (TIE-BACK) .................................................................... 48 3.3.7 Complemento corto (STUB) ................................................................................. 49 3.3.8 Sin tubería de producción (TUBINGLESS).......................................................... 49 3.4 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO............ 49 3.4.1 Diámetro de la Tubería de Revestimiento............................................................. 50 3.4.1.1 Diámetro Drift................................................................................................. 50 3.4.2 Longitud de la tubería de revestimiento ................................................................ 51 3.4.3 Grados del acero.................................................................................................... 51 3.4.4 Conexiones o juntas .............................................................................................. 52 3.4.4.1 Conexiones API .............................................................................................. 52 3.4.4.2 Conexiones Patentadas.................................................................................... 56 3.4.4.3 Eficiencia de las conexiones ........................................................................... 57 3.5 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ............ 58 3.5.1 Colapso.................................................................................................................. 58 3.5.2 Tensión.................................................................................................................. 58 3.5.3 Presión Interior...................................................................................................... 60 3.6 CAUSAS DE FALLAS DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO ..................... 60 3.6.1 Falla por Aplastamiento ........................................................................................ 60 3.6.1.1 El ovalamiento geométrico.............................................................................. 61 3.6.1.2 La Excentricidad ............................................................................................. 62 3.6.1.3 El Desgaste...................................................................................................... 62 3.6.2 Falla por Elongación ............................................................................................. 62 3.6.2.1 Fallas en las conexiones o juntas .................................................................... 63 3.6.3 Falla por Estallido ................................................................................................. 63 3.6.4 Resumen:............................................................................................................... 64 3.7 CORROSIÓN EN LOS REVESTIMIENTOS ............................................................. 64 3.7.1 Tipos de corrosión................................................................................................. 64 3.7.1.1 Corrosión por CO2 .......................................................................................... 65 3.7.1.2 Corrosión Galvánica ....................................................................................... 65 3.7.1.3 Fragilización por hidrógeno en aceros con aleaciones de níquel. ................... 65 3.7.1.4 Sílfide Stress Corrosión Cracking (SSCC) ..................................................... 65 3.7.1.5 Stress Corrosión Cracking (SCC) ................................................................... 66 3.7.1.6 Fisuras por corrosión....................................................................................... 66 3.8 CONTROL DE CALIDAD .......................................................................................... 66 3.8.1. Métodos de ensayo no destructivos...................................................................... 66 3.8.1.1 Inspección Visual............................................................................................ 67 3.8.1.2 Inspección con partículas magnéticas ............................................................. 67 3.8.1.3 Inspección con líquidos penetrantes ............................................................... 70 3.8.1.4 Inspección con ultrasonido ............................................................................. 72 3.8.1.5 Inspección Electromagnética .......................................................................... 73 3.8.2. Otros métodos de inspección de tubería............................................................... 74 3.8.2.1 Calibración Interna.......................................................................................... 74

XIV

3.8.2.2 Inspección de roscas ....................................................................................... 75 3.8.3 Tipos de inspección según la tubería utilizada...................................................... 77 3.8.3.1 En tubería de perforación................................................................................ 77 3.8.3.2 En ensamblaje de fondo .................................................................................. 77 3.8.3.3 En tubería de revestimiento ............................................................................ 77 3.8.3.4 En tubería de producción ................................................................................ 78 3.8.4 Recomendaciones Básicas..................................................................................... 78 3.9 RECEPCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN EL POZO .................. 79 3.9.1 Operaciones Previas .............................................................................................. 79 3.9.2 Herramientas y Accesorios necesarios para la introducción de TR ...................... 80 3.9.2.1 Elevadores ....................................................................................................... 81 3.9.2.2 Cuñas............................................................................................................... 81 3.9.2.3 TAM Casing Circulating Packer..................................................................... 81 3.9.2.4 El Equipo de Flotación.................................................................................... 82 3.9.3 Procedimiento de introducción de TR................................................................... 83 3.9.3.1 Aplicación de Grasa API o Selladora ............................................................. 84 3.9.3.2 Acoplamiento de tuberías de revestimiento .................................................... 84 3.9.3.3 Peso de la sarta de tubería de revestimiento ................................................... 87 3.10 CEMENTACIÓN DE REVESTIDORES .................................................................. 90 3.10.1 Objetivos de la Cementación............................................................................... 90 3.10.2 Equipo de Cementación ...................................................................................... 90 3.10.2.1 Tapones Inferior y Superior .......................................................................... 90 3.10.3 Clasificación API del Cemento ........................................................................... 91 3.10.4 Diseño de la lechada de cemento ........................................................................ 92 3.10.5 Aditivos Utilizados en Cementaciones ............................................................... 92 3.10.5.1 Aceleradores del cemento ............................................................................. 92 3.10.5.2 Retardadores y dispersantes de cemento....................................................... 93 3.10.5.3 Controladores de pérdida de filtrado............................................................. 93 3.10.5.4 Agentes densificantes.................................................................................... 93 3.10.5.5 Aditivos reductores de densidad ................................................................... 93 3.10.5.6 Aditivos para pérdida de circulación: ........................................................... 93 3.10.6 Proceso de Cementación ..................................................................................... 94 3.11 OPERACIONES DE TERMINACIÓN DEL POZO ................................................. 95 CAPÍTULO IV .......................................................................................................................... 97 OPTIMIZACIÓN EN EL DISEÑO DE REVESTIDORES ......................................... 97 4.1 PLANIFICACIÓN DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL .................................. 97 4.1.1 UBICACIÓN DE POZOS..................................................................................... 97 4.1.1.1 Selección del área ........................................................................................... 97 4.1.1.2 Análisis de Pozos Vecinos .............................................................................. 98 4.1.1.3 Coordenadas del objetivo geológico ............................................................. 105 4.1.1.4 Sección Sísmica de los Pozos ....................................................................... 113 4.1.1.5 Coordenadas de superficie / cellar ................................................................ 115 4.1.2 CÁLCULOS DE TRAYECTORIA .................................................................... 117 4.1.2.1 Trayectoria del Pozo “SAC-X2”................................................................... 119 4.1.2.2 Trayectoria del Pozo “SAC-X1”................................................................... 123 4.1.3 SELECCIÓN DE LAS PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO ........................................................................... 127 4.1.3.1 Presión de Formación ................................................................................... 127 4.1.3.2 Presión de Fractura ....................................................................................... 129 4.1.3.3 Perfil de Presiones......................................................................................... 132 4.1.3.4 Profundidades de Asentamiento de los Revestidores.................................... 135 4.1.4 DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ........................................ 139 4.1.4.1 Criterio para el Diseño de las Tuberías de Revestimiento ............................ 139 4.1.4.2 Factores de Seguridad en el Diseño (SF) ...................................................... 139

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4.1.4.3 EL Modelo Biaxial........................................................................................ 140 4.1.5 DISEÑO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X2 ..................... 141 4.1.5.1 Propuesta: Dos columnas de revestimiento .................................................. 141 4.1.5.2 Selección del Diámetro del Revestimiento de Explotación ........................... 141 4.1.5.3 Diseño del Revestimiento de Explotación...................................................... 141 4.1.5.4 Brocas para el Revestimiento de Explotación ................................................ 143 4.1.5.5 Diseño del Revestimiento Superficial ............................................................ 145 4.1.5.6 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 146 4.1.5.7 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac - X2”............ 147 4.1.6 DISEÑO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X1 ..................... 157 4.1.6.1 Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento..................................... 157 4.1.6.2 Diseño del Revestimiento de Explotación...................................................... 157 4.1.6.3 Brocas para el Revestimiento de Explotación ................................................ 158 4.1.6.4 Diseño del Revestimiento Superficial ............................................................ 159 4.1.6.5 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 161 4.1.6.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac- X1”............. 162 4.1.7 DISEÑO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X1 ..................... 164 4.1.7.1 Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y un liner..................... 164 4.1.7.2 Diseño del Revestimiento de Explotación...................................................... 164 4.1.7.3 Brocas para el Revestimiento de Explotación ................................................ 165 4.1.7.4 Diseño del Revestimiento Superficial ............................................................ 166 4.1.7.5 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 169 4.1.7.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac-X1” ............. 170 CAPÍTULO V.......................................................................................................................... 173 ECONOMÍA DEL PROYECTO...........................................................................173 5.1 COSTOS DE LOS REVESTIMIENTOS APLICADOS ........................................... 173 5.1.1 Costos de brocas.................................................................................................. 174 5.1.2 Costos de la tubería de revestimiento.................................................................. 174 5.1.3 Costos de Cementación ....................................................................................... 175 5.1.4 Tiempo de Operación .......................................................................................... 176 5.1.5 Resumen de Costos ............................................................................................. 176 5.2 COSTOS DE LOS REVESTIMIENTOS PROPUESTOS......................................... 177 5.2.1 Costos de la Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento pozo “Sac-X2” ...................................................................................................................................... 177 5.2.1.1 Costos de brocas ........................................................................................... 177 5.2.1.2 Costos de la tubería de revestimiento ........................................................... 177 5.2.1.3 Costos de Cementación................................................................................. 178 5.2.1.4 Tiempo de Operación.................................................................................... 178 5.2.1.5 Resumen de Costos ....................................................................................... 178 5.2.2 Costos de la Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento pozo “Sac-X1” ...................................................................................................................................... 179 5.2.2.1 Costos de brocas ........................................................................................... 179 5.2.2.2 Costos de la tubería de revestimiento ........................................................... 179 5.2.2.3 Costos de Cementación................................................................................. 179 5.2.2.4 Tiempo de Operación.................................................................................... 180 5.2.2.5 Resumen de Costos ....................................................................................... 180 5.2.3 Costos de la Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y un liner, pozo “Sac-X1” ...................................................................................................................... 181 5.2.3.1 Costos de brocas ........................................................................................... 181 5.2.3.2 Costos de la tubería de revestimiento ........................................................... 181 5.2.3.3 Costos de Cementación................................................................................. 182 5.2.3.4 Tiempo de Operación.................................................................................... 182 5.2.2.5 Resumen de Costos ....................................................................................... 182 5.3 CUADROS COMPARATIVOS................................................................................. 183

XVI

CAPÍTULO VI ........................................................................................................................ 185 PERFORACIÓN DE POZOS CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO..................... 185 6.1 PRINCIPIOS DE ESTA TÉCNICA........................................................................... 185 6.2 LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON CASING........................................ 186 6.3 MÉTODOS DE PERFORACIÓN CON CASING..................................................... 186 6.3.1 EL SISTEMA RECUPERABLE “CASING DRILLING” ................................. 186 6.3.1.1 El equipo de perforación ............................................................................... 187 6.3.1.2 Casing Drilling y motores de fondo direccionales (PDM)........................... 188 6.3.1.3 Casing Drilling y sistemas rotativos direccionales (RSS)............................ 189 6.3.1.4 El Sistema “Casing Drive System”............................................................... 190 6.3.1.5 Adquisición de registros en hueco abierto .................................................... 191 6.3.1.6 La Cementación ............................................................................................ 191 6.3.1.7 Ingeniería de diseño ...................................................................................... 192 6.3.2 EL SISTEMA DRILL SHOE “DRILLING with CASING” .............................. 192 6.3.2.1 El equipo de perforación ............................................................................... 193 6.3.2.2 La Zapata perforadora y perforable .............................................................. 193 6.3.2.3 Sistemas de Conducción de Superficie ......................................................... 195 6.3.2.4 Análisis de Perforabilidad y Selección del DrillShoe .................................. 197 6.4 HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON CASING......................................... 199 6.4.1 Modelos para calcular las pérdidas de presión.................................................... 199 6.4.1.1 El Modelo de Luo y Peden........................................................................... 199 6.4.1.2 El Modelo de Díaz ........................................................................................ 200 6.5 COMPAIBILIDAD DE LA NUEVA TECNOLOGÍA CON EL CAMPO DE APLICACIÓN.................................................................................................................. 201 6.5.1 Introducción de la tecnología Casing DrillingTM................................................. 201 6.5.2 Introducción de la tecnología Drilling with CasingTM......................................... 202 6.6 IMPORTACIÓN DE LA TECNOLOGÍA “PERFORACIÓN DE POZOS CON TUBERIA DE REVESTIMIENTO” PARA ECUADOR................................................ 204 CAPÍTULO VII....................................................................................................................... 205 ANÁLISIS COMPARATIVO DE POZOS PERFORADOS CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y DRILL PIPE...................................................................... 205 7.1 LA TECNOLOGÍA “CASING DRILLING” vs CONVENCIONAL........................ 205 7.1.1 Pozos en Wyoming (USA).................................................................................. 205 7.1.3 Pozos en el Sur de Texas (Laredo U.S.A.).......................................................... 211 7.1.4 Caso histórico ECUADOR.................................................................................. 212 7.2 LA TECNOLOGÍA “DRILLING with CASING” vs. CONVENCIONAL............... 212 CAPÍTULO VIII ..................................................................................................................... 215 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 215 8.1 CONCLUSIONES...................................................................................................... 215 8.2 RECOMENDACIONES ............................................................................................ 218 BIBLIOGRAFÍA..................................................................................................................... 219 ANEXOS .................................................................................................................................. 220

XVII

ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1 Ubicación del campo Sacha...................................................................................... 2 Figura 1.2 Columna Estratigráfica Generalizada del Campo Sacha ................................... 3 Figura 1.3 Declinación de la producción “BT”........................................................................ 9 Figura 1.4 Declinación de la producción “U” ........................................................................ 10 Figura 1.5 Declinación de la producción “T Inferior”.......................................................... 10 Figura 1.6 Declinación de la producción “T Superior” ........................................................ 11 Figura 1.7 Declinación de la producción “Hollín Superior” ................................................ 11 Figura 1.8 Declinación de la producción “Hollín Inferior”.................................................. 12 Figura 1.9 Predicción de producción Hollín Superior vs. Tiempo........................................ 14 Figura 1.10 Predicción de producción T Inferior vs Tiempo ................................................ 15 Figura 1.11 Predicción de producción Napo “U” vs Tiempo ................................................ 15 Figura 112 Predicción de producción Basal Tena vs Tiempo ............................................... 16 Figura 1.13 Producción vs Tiempo del Campo Sacha .......................................................... 17 Figura 2.1 Representación de la perforación direccional ...................................................... 21 Figura 2.2 Build – Hold Well Profile ....................................................................................... 22 Figura 2.3 S Profile Well........................................................................................................... 23 Figura 2.4 Horizontal Profile Well .......................................................................................... 23 Figura 2.5 Pozo horizontal........................................................................................................ 24 Figura 2.6 Bent Sub................................................................................................................... 26 Figura 2.7Jetting ....................................................................................................................... 27 Figura 2.8 Cuchara Recuperable ............................................................................................ 27 Figura 2.9 Motor de desplazamiento positivo........................................................................ 28 Figura 2.10 Configuración Rotor / Estator ............................................................................. 29 Figura 2.11 Motor de turbina................................................................................................... 30 Figura 2.12 Tipos de estabilizadores ....................................................................................... 30 Figura 2.13 Arreglo de estabilizadores para construir ángulo.............................................. 31 Figura 2.14 Arreglo de estabilizadores para mantener ángulo............................................. 31 Figura 2.14 Figura 2.15 Arreglo de estabilizadores para disminuir ángulo ........................ 32 Figura 2.16 Calidad del agujero PDM vs RSS........................................................................ 36 Figura 2.17 “Point – the – bit” Rotary Steerable System ...................................................... 36 Figura 2.18 Sistema rotativo direccional Geo-Pilot .............................................................. 37 Figura 2.19 Levadores excéntricos rotatorios de la unidad de inclinación “point – the – bit” .............................................................................................................................................. 38 Figura 2.20 “Push – the – bit” Rotary Steerable System....................................................... 39 Figura 2.21 Componentes del sistema “push – the – bit” ...................................................... 40 Figura 2.22 Sistema rotativo direccional PowerDrive ........................................................... 40 Figura 2.23 Sistema rotativo direccional Autrotrak .............................................................. 41 Figura 3.1 Sección de acero “Tocho” ...................................................................................... 43 Figura 3.2 Ilustración del proceso de fabricación de los revestidores .................................. 43 Figura 3.3 Tratamiento Térmico de Temple........................................................................... 44 Figura 3.4 Esquema representativo de las tuberías de revestimiento .................................. 49 Figura 3.5 Representación del diámetro de las tuberías de revestimiento........................... 50 Figura 3.6 Ilustración de una conexión de tuberías de revestimiento ................................. 52 Figura 3.7 Diagrama del perfil de la Rosca Redonda de Hilos ............................................ 53 Figura 3.8 Short & Long Round Thread Casing.................................................................... 54 Figura 3.9 Buttress Thread Casing.......................................................................................... 55 Figura 3.10 Diagrama del perfil general de la Rosca Buttress............................................. 55 Figura 3.11 Propiedades Mecánicas de la Tubería de Revestimiento .................................. 60 Figura 3.12 Muestra de una tubería colapsada ...................................................................... 61 Figura 3.13 Contorno de una tubería ovalada........................................................................ 61 Figura 3.14 Sección transversal de una tubería excéntrica ................................................... 62

XVIII

Figura 3.15 Rompimiento del piñón en tubería...................................................................... 63 Figura 3.16 Corrosión de la tubería ........................................................................................ 64 Figura 3.17 Falla por corrosión en el cople............................................................................. 66 Figura 3.18: Magnetización para localizar fallas transversales............................................ 68 Figura 3.19: Magnetización para localizar fallas longitudinales .......................................... 68 Figura 3.20 Proceso de inspección con líquidos penetrantes................................................. 71 Figura 3.21 Prueba de tubería de revestimiento .................................................................... 79 Figura 3.22 Caja y piñón limpio ............................................................................................. 80 Figura 3.23 Funcionamiento del Tam-Packer ........................................................................ 81 Figura 3.24 Acoplamiento de tuberías de revestimiento........................................................ 87 Figura 3.25 Ilustración de peso de TR en el pozo................................................................... 88 Figura 3.26 Cálculos en la corrida del casing ......................................................................... 89 Figura 3.27 Equipo de Cementación ....................................................................................... 91 Figura 3.28 Cabezal de producción de 13.12 ft...................................................................... 96 Figura 4.1 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-192...................... 99 Figura 4.2 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-210D ................. 100 Figura 4.3 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-213D ................. 102 Figura 4.4 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-214D ................. 103 Figura 4.5 Vista de planta de los pozos ubicados en la zona noreste del campo sacha ..... 104 Figura 4.6 Mapa de porosidades de hollín inferior .............................................................. 107 Figura 4.7 Mapa de presiones (isobárico) de hollín inferior ............................................... 108 Figura 4.8 Mapa de permeabilidades de hollín inferior ...................................................... 109 Figura 4.9 Mapa de saturación de agua de hollín inferior .................................................. 110 Figura 4.10 Mapa de Iso-Hidrocarburos de hollín inferior................................................. 111 Figura 4.11 Mapa de iso hidrocarburos de hollín inferior .................................................. 112 Figura 4.12 Sección sísmica WE del pozo Sac-X1 ................................................................ 113 Figura 4.13 Sección sísmica WE del pozo Sac-X2 ................................................................ 114 Figura 4.14 Vista de planta, ubicación de pozos, coordenadas en superficie y profundidad ................................................................................................................................................... 116 Figura 4.15 Ilustración del desplazamiento horizontal de un pozo direccional................. 117 Figura 4.16 Cálculo del desplazamiento horizontal ............................................................ 117 Figura 4.18 Representación de la trayectoria y litologías del pozo Sac-X2 ....................... 122 Figura 4.19 Trayectoria del pozo Sac-X1.............................................................................. 122 Figura 4.20 Representación de la trayectoria y litologías del pozo Sac-X1 ....................... 126 Figura 4.21 Ilustración de la presión de fractura ........................................................... 129 Figura 4.22 Cuenca del Oriente Ecuatoriano ................................................................. 130 Figura 4.23 Perfil de presiones del campo de aplicación ................................................ 130 Figura 4.24 Ilustración de las Profundidades de Asentamiento de los Revestidores ...... 130 Figura 4.25 Elipse de esfuerzos biaxiales a la deformación permanente ........................... 140 Figura 4.26 Diagrama mecánico del pozo “Sac – X2” ......................................................... 148 Figura 4.27 Diagrama mecánico del pozo Sac – X1 Primera propuesta ............................ 163 Figura 4.28 Efecto de la tensión sobre el colapso de la tubería de revestimiento.............. 168 Figura 4.29 Diagrama mecánico del pozo Sac – X1 Segunda propuesta............................ 171 Figura 5.1 Cuadro comparativo del costo de las tuberías de revestimiento ...................... 183 Figura 5.2 Cuadro comparativo de los costos relacionados con las tuberías de revestimiento............................................................................................................................ 183 Figura 6.1 El Sistema Casing Drilling y PDM ..................................................................... 187 Figura 6.2 Arreglo de motor direccional para tubería de revestimiento ........................... 188 Figura 6.3 Ilustración de la Tecnología Casing Drilling para incremento de ángulo ....... 188 Figura 6.4 El Sistema Casing Drilling y RSS....................................................................... 189 Figura 6.5 Casing Drive System............................................................................................. 190 Figura 6.6 Procedimiento para la adquisición de registros ................................................. 191 Figura 6.7 Ilustración del efecto smear en la perforación con casing................................. 193 Figura 6.8 Componentes del Drill Shoe................................................................................. 194

XIX

Figura 6.9 Drill Shoe 3 ............................................................................................................ 195 Figura 6.10 Water Bushing .................................................................................................... 195 Figura 6.11 Spear Modificado................................................................................................ 196 Figura 6.12 Internal Casing Drive ......................................................................................... 196 Figura 6.13 Configuración del Over Drive – Tork Drive .................................................... 197 Figura 6.14 Rotación del sistema de coordenadas................................................................ 200 Figura 7.1 Relación de tiempo empleado entre la perforación convencional y la ............. 207 perforación con tubería de revestimiento en Wyoming (USA) ........................................... 207 Figura 7.2 Relación de tiempo empleado entre la perforación convencional y la ............. 209 perforación con tubería de revestimiento en Canadá .......................................................... 209 Figura 7.3 Tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un........ 210 pozo mediante la aplicación de Casing DrillingTM................................................................ 210 Figura 7.4 Tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicación de Drilling with CasingTM ................................................................ 213 Figura 7.5 Tiempos empleados para las conexiones en un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicación de Drilling with CasingTM ....................................................... 213 Figura 7.6 Cálculos de ahorro de costos entre la perforación convencional la aplicación de Drilling with CasingTM ............................................................................................................ 213

XX

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Grado API de las arenas del campo Sacha ............................................................. 5 Tabla 1.2 Porosidad de las arenas del campo Sacha ................................................................ 6 Tabla 1.3 Permeabilidad de las arenas del campo Sacha ........................................................ 6 Tabla 1.4 Factor de recobro por arenas del campo Sacha ..................................................... 8 Tabla 1.5 Valores del Factor de Recobro ............................................................................... 12 Tabla 1.6 Estimación de Reservas Campo Sacha.................................................................. 16 Tabla 1.7 Estado de los Pozos Petroleros del Campo Sacha ................................................. 18 Tabla 1.8 Producción acumulada del Campo Sacha.............................................................. 18 Tabla 2.1 Clasificación de Pozos Horizontales ....................................................................... 25 Tabla 3.1 Diámetros más comunes de las tuberías de revestimiento.................................... 50 Tabla 3.2 Longitudes y rangos de los revestidores ................................................................. 51 Tabla 3.3 Grados de acero de la tubería de revestimiento .................................................... 51 Tabla 3.4 Forma de roscas y conexiones API normalizadas ................................................. 56 Tabla 3.5 Estándares de conexiones y roscas patentadas para tuberías de revestimiento . 56 Tabla 3.6 Valores de C para las ecuaciones 3.3 y 3.4 ............................................................ 59 Tabla 3.7 Tamaño del conejo según ID de la tubería............................................................. 74 Tabla 3.8 Torque aproximado conexión casing-zapata ......................................................... 83 Tabla 3.9 Valores de Torque para la conexión de tuberías de revestimiento ...................... 84 Tabla 3.10 Clasificación API del Cemento.............................................................................. 92 Tabla 4.1 Producción del pozo SAC-192 ................................................................................. 98 Tabla 4.2 Producción del pozo SAC-210D ............................................................................ 101 Tabla 4.3 Producción del pozo SAC-213D ............................................................................ 102 Tabla 4.4 Coordenadas en profundidad los pozos Sac-X1 & Sac-X2 ................................. 113 Tabla 4.5 Cuadro de coordenadas UTM (CELLARS) ........................................................ 115 Tabla 4.6: Perfiles de Perforación Direccional ..................................................................... 118 Tabla 4.7: Perfiles de los pozos propuestos Sac-X1 & Sac-X2 ............................................ 118 Tabla 4.8 Cálculos direccionales del pozo Sac-X2................................................................ 120 Tabla 4.9 Cálculos direccionales del pozo Sac-X1................................................................ 124 Tabla 4.10 Presiones de formación del Campo Sacha – Well Pad 192............................... 128 Tabla 4.11 Guía para Código de Sobrecarga........................................................................ 130 Tabla 4.12 Gradientes de fractura del Campo Sacha – Well Pad 192................................ 132 Tabla 4.13 Peso de lodo requerido ......................................................................................... 134 Tabla 4.15 Tolerancias para el diámetro exterior de la junta del revestidor..................... 144 Tabla 4.16 Tamaños corrientes de brocas............................................................................. 144 Tabla 5.1 Costos de la Tubería de Revestimiento Petroproducción ................................... 174 Tabla 5.2 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-210D ................................ 175 Tabla 5.3 Costos del programa de cementación del pozo Sac-210D................................... 175 Tabla 5.4 Costos del programa de revestimiento del pozo “Sac-X2”ostos del programa de cementación del pozo Sac-210D ............................................................................................. 177 Tabla 5.5 Costos del programa de cementación del pozo “Sac-X2”................................... 178 Tabla 5.6 Costos del programa de revestimiento del pozo “Sac-X1” primera propuesta 179 Tabla 5.7 Costos del programa de cementación del pozo “Sac-X1”................................... 180 Tabla 5.8 Costos del programa de revestimiento del pozo “Sac-X1” segunda propuesta 181 Tabla 5.9 Costos del programa de cementación del pozo “Sac-X1”................................... 182 Tabla 6.1 Consideraciones para la presión de sobrecarga de la formación....................... 198 Tabla 6.2 Selección de la Drill Shoe....................................................................................... 198 Tabla 6.3 Presiones de Sobrecarga del Campo Sacha – Well Pad 192............................... 203

XXI

CAPÍTULO I

DESCRIPCIÓN DEL CAMPO DE APLICACIÓN Alrededor de un 70% del petróleo producido en la actualidad proviene de los campos de más de 30 años de longevidad, éste es el caso del Campo Sacha que al momento se encuentra bajo la operación de la Estatal Ecuatoriana PETROPRODUCCIÓN, misma que apoya la realización del presente estudio. Es así que con el fin de lograr un beneficio para la empresa y un desarrollo efectivo de este trabajo se ha fijado el Campo Sacha como nuestro campo de aplicación. Comenzaremos en este capítulo con una investigación del mismo, sus condiciones actuales, y proyección a futuro.

1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO SACHA El campo fue puesto en producción el 6 de julio de 1.972 a una tasa promedia diaria para ese mes de 29.269 BPPD, incrementándose hasta un promedio de 117.591 BPPD en noviembre de ese mismo año, que es la producción máxima registrada en el campo. La producción con altos y bajos se mantuvo por sobre los 60.000 BPPD hasta el año 1.994, luego de lo cual ha venido declinando hasta la actualidad en que su producción diaria es de alrededor de 45.300 BPPD a noviembre del 2.008, por lo que dentro del área de operaciones de PETROECUADOR actualmente se constituye el primer campo que aporta con mayor cantidad de producción de crudo.

1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO El campo Sacha se encuentra ubicado dentro de la región Amazónica Ecuatoriana en la Provincia de Orellana al oeste del eje central de la Cuenca Oriente en el lado levantado de una falla inversa de tendencia general noreste-suroeste; cubre un área aproximada de 41.514 acres, en una estructura anticlinal.

Geográficamente lo podemos ubicar dentro de las coordenadas: 00º11´00´´ a 00º24´30´´ Latitud Sur y 76º49´40´´ a 76º54´16´´ Longitud Oeste; Posee un relieve

1

suave, con extensos valles relativamente planos debido a los últimos eventos geológicos. El Campo Sacha posee los siguientes límites: ƒ

Al Norte las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista,

ƒ

Al Sur los campos Culebra y Yulebra,

ƒ

Al Este los campos Shushufindi-Aguarico, Limoncocha y Pacay; y,

ƒ

Al Oeste por los campos Pucuna, Paraíso y Huachito.

Figura 1.1 Ubicación del campo Sacha

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN

1.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA Sacha al igual que otros campos de la región presenta una estratigrafía semejante, diferenciándose

en

ciertas

composiciones

litológicas,

propiedades

geofísicas

geoquímicas, sucesiones originarias, relaciones de edad y distribución. La figura 1.2 muestra una columna estratigráfica generalizada de este campo.

2

Figura 1.2 Columna Estratigráfica Generalizada del Campo Sacha

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

3

1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES ARENISCA "U".- Es una arenisca cuarzosa, con feldespatos y fragmentos líticos en menor

proporción. La matriz predominante es caolinítica y el cemento silíceo. La porosidad descrita es intergranular y ocasionalmente con disolución y porosidad móldica; su porosidad promedio es del 17 %. Este yacimiento tiene un espesor neto promedio de 17,75 pies y una salinidad promedio de 30.000 a 35.000 ppm NaCl. "T" SUPERIOR.- Consiste en rocas silíceas de matriz arcilla caolinita, puntualmente illita,

caracterizados por la cementación calcáreo-siderítico y la presencia de glauconita, tiene un espesor total que oscila entre 30 y 100 pies. La distribución de tamaño y desarrollo arenoso es similar al descrito para “T” inferior. "T" INFERIOR.- Presencia de abundante glauconita y la cementación siderítica – calcárea. Son

rocas detríticas sucias, como las limolitas areno – arcillosas (limo grueso- arenisca muy fina), arenitas de cuarzo a cuarzarenitas glauconíticas de grano decreciente fino-muy fino en su mayoría de matriz arcillas caolinita e illita y hacia la base clorita (cloritización de la glauconita), cemento calcáreo-siderítico y silíceo; Forma la sección arenosa de la secuencia "T" de mayor continuidad vertical y lateral. Su espesor total varía entre 20 y 90 pies mientras que el espesor neto saturado es de 12,5 pies con una salinidad promedio de 20.000 a 25.000 ppm de NaCl. HOLLÍN SUPERIOR.- Corresponde a una arenisca cuarzosa - glauconítica, calcárea, de grano

fino a medio, con una porosidad media del 14 %. Tiene un espesor saturado de 7,5 pies y una salinidad de 3.891 ppm NaCl. Se encuentra intercalada de lentes de caliza y lutita. HOLLÍN INFERIOR.- Consiste en una arenisca cuarzosa, de grano medio a grueso con una

porosidad de alrededor del 18 % en promedio, con ocasionales intercalaciones de niveles limosos y arcillosos. Tiene un espesor promedio saturado de 60 a 70 pies y una salinidad de 500ppm NaCl.

1.4.1 Características de los Crudos La gravedad de los crudos de los yacimientos Hollín Inferior, Hollín Superior, "T", "U" y Tena Basal varía entre 27 y 29° API, donde el contenido de azufre de los crudos Hollín varía entre 0,40 y 1,10 %P, de los crudos "T" en alrededor del 0,90 % en peso y de los crudos "U" de 1,20 % en promedio.

4

Los contenidos de Azufre, Níquel y Vanadio del petróleo del yacimiento "T" en general tienden a ser menores que los de "U" y Tena Basal, mientras que dos muestras analizadas de crudos Hollín muestran resultados muy disímiles, con una fuerte variación en el contenido de dichos elementos, a pesar de tener la misma gravedad.

Tabla 1.1 Grado API de las arenas del campo Sacha ARENA

Mínimo

Máximo

Media

Basal Tena

24,30

29,10

27,16

“U” Inferior

21,60

28,60

26,17

“T“ superior

26,70

26,70

26,70

“T“ inferior

27,00

28,60

27,70

Hollín Superior

23,50

33,30

27,16

Hollín Inferior

18,20

29,30

27,18

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

1.5 PROPIEDADES DE LAS ROCAS Dependiendo del tipo de roca o combinación de rocas que conforman un yacimiento, existen tres propiedades que le imprimen características particulares y que inciden en gran medida sobre cuanto hidrocarburo hay originalmente en el yacimiento y cuanto de este volumen original puede ser producido. Estas propiedades son: porosidad y permeabilidad, las cuales se determinan a partir de análisis de núcleos de yacimientos que se cortan durante la perforación de algunos pozos seleccionados para tal propósito, así como del análisis de registros que se perfilan en la gran mayoría de los pozos luego de perforados, antes de bajar la tubería de revestimiento.

1.5.1 Porosidad Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Se expresa por el porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). Además de esta porosidad total, se define como porosidad efectiva la correspondiente a huecos interconectados, es decir, el volumen de huecos

5

susceptibles de ser ocupados por fluidos. Este concepto de porosidad efectiva está directamente relacionado con el de permeabilidad.

Tabla 1.2 Porosidad de las arenas del campo Sacha

Basal Tena

Mínimo % 8

Máximo % 22

Media % 15,61

“U” Inferior

8

21

14,00

“T“ superior

5

16

10,82

“T“ inferior

6

17

12,69

Hollín Superior

6

19

11,62

Hollín Inferior

9

23

14,90

ARENA

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

1.5.2 Permeabilidad La Permeabilidad es una medida de la capacidad de un medio poroso para conducir fluidos. En el modelo empleado para la medición y cálculo de la permeabilidad de un medio poroso se asume que la capacidad de conducir fluidos es la misma que la capacidad de inyectar y que la capacidad de producir fluidos.

Tabla 1.3 Permeabilidad de las arenas del campo Sacha

Basal Tena

Mínimo mD 31,00

Máximo mD 3.623,00

Media mD 619,18

“U” Inferior

3,90

1.850,00

235,34

“T“ superior

1,00

858,10

162,88

“T“ inferior

25,00

385,00

114,09

Hollín Superior

1,00

1.109,00

115,89

Hollín Inferior

2,00

7.171,00

551,80

ARENA

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

6

1.6 MECANISMOS DE EMPUJE DEL YACIMIENTO El comportamiento primario de los reservorios de petróleo es dictado por fuerzas naturales de viscosidad, gravedad y capilares. Los mecanismos naturales de producción que influyen en el comportamiento del reservorio son los siguientes: √

Expansión de flujo y de la roca

√

Empuje por gas en solución

√

Empuje por capa de gas

√

Empuje hidráulico

√

Segregación gravitacional

Para determinar el mecanismo de producción de cada uno de los reservorio se analizó: la historia de presiones, y de producción de fluidos, pues durante el desarrollo de un reservorio debe considerarse que en su etapa inicial se produce una expansión de fluidos, de gas y de roca debido al diferencial de presión creado con la perforación del pozo productor, luego se tiene un estado en el cual el reservorio empieza a estabilizarse, es entonces donde se puede determinar cual es el mecanismo de producción predominante, para lo cual es necesario analizar el comportamiento productivo de los fluidos y su declinación anual, ya que en este período el mecanismo de producción es directamente proporcional con la producción. En el campo Sacha se ha establecido la presencia de acuíferos laterales para los yacimientos de la formación Napo. La arena “U” inferior presenta dos acuíferos laterales claramente definidos, uno se inicia por el flanco Noreste afectando la parte Norte y el otro en la parte Sur-Oeste afectando la parte central del campo. En el reservorio “T” inferior existe un acuífero lateral que viene del Noreste del campo afectando en mayor grado el área Norte. El acuífero lateral del yacimiento “U" es el principal mecanismo de producción, con el tiempo ha venido inundando y disminuyendo la parte Centro-Noreste del reservorio; además, en esta área se ubican los pozos inyectores, los que estarían alimentando al acuífero.

En Hollín se tiene la participación de un acuífero de fondo activo, el cual contribuye a la producción.

7

1.7 FACTOR DE RECOBRO El factor de recobro tiene relación directa con el mecanismo de producción del yacimiento, sea este por empuje hidráulico, expansión de fluidos o roca. Para los reservorios de este campo se determinó que de acuerdo al comportamiento de producción de los fluidos del mismo, siendo los mecanismos principales para la recuperación de petróleo una combinación de empuje lateral natural del acuífero y la expansión de petróleo y roca, razón por la cual la declinación de la presión en estos yacimientos no han disminuido considerablemente respecto a la producción.

Tabla 1.4 Factor de recobro por arenas del campo Sacha ARENA

Media

Tena

5 - 30% Petróleo Original en Sitio (POES)

Napo

20 - 40% Petróleo Original en Sitio (POES)

Hollín

10 – 70% Petróleo Original en Sitio (POES) Fuente: Bibliografía Realizado por: Autores

1.7.1 Cálculo del factor de recobro a partir de las curvas de declinación de producción Cuando existen suficientes datos de producción, y la producción está declinando, como es el caso de nuestro campo de aplicación, las curvas de producción realizadas con estos datos, ya sea de pozos, yacimientos o del campo, pueden ser extendidas (extrapolar los datos) para indicar el comportamiento productivo futuro de los mismos.

El análisis de las curvas de declinación se basa en lo siguiente: √

Lo que ha sucedido en el pasado será consecuencia para el futuro.

√

La mayor parte de los pozos de un campo, muestran una caída de presión constante.

√

El fluido evaluado, el cual es de una sola fase, se produce a partir de intervalos de producción completados y con un comportamiento homogéneo.

√

Lo más importante en el uso de las curvas de declinación es suponer que todos los factores que influyen en la curva sean válidos a través de la vida productiva del reservorio.

8

En

la

práctica,

muchos

factores

influyen

en

las

ratas

de

producción

y

consecuentemente, las curvas tienden a declinar, algunos de estos factores son: declinación en la presión de yacimiento, cambios en los métodos de producción, reacondicionamientos, tratamientos de pozos, rupturas en tuberías, condiciones climáticas y de mercado, etc. Se puede obtener la siguiente información mediante el análisis de las curvas de declinación: 1. Reservas de petróleo original y reservas remanentes al momento del análisis. 2. Vida productiva remanente del campo, reservorio o pozo. 3. Factor de recobro del campo. 4. Tasas de producción futuras. En esta sección obtendremos el factor de recobro de nuestro campo de aplicación analizando las curvas del comportamiento del Corte de agua (BSW) al 95% vs. Producción acumulada de cada reservorio.

Figura 1.3 Declinación de la producción “BT”

100% 90% 80%

BSW (%)

70% 60% 50% 40% 30% 20%

27.500.000

10% 0% 0

65.000.000

130.000.000

195.000.000

260.000.000

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO (BBLS) Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

9

Figura 1.4 Declinación de la producción “U”

100% 90% 80%

BSW (%)

70% 60% 50% 40% 30% 20%

220.000.000

10% 0% 0

50.000.000 100.000.000 150.000.000 200.000.000 250.000.000

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO (BBLS) Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores Figura 1.5 Declinación de la producción “T Inferior”

100% 90% 80%

BSW (%)

70% 60% 50% 40% 30% 20%

127.000.000

10% 0% 0

30.000.000

60.000.000

90.000.000 120.000.000 150.000.000

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO (BBLS) Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

10

Figura 1.6 Declinación de la producción “T Superior”

100% 90% 80%

BSW (%)

70% 60% 50% 40% 30% 20%

270.000.000

10% 0% 0

150.000.000

300.000.000

450.000.000

600.000.000

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO (BBLS) Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores Figura 1.7 Declinación de la producción “Hollín Superior”

100% 90% 80%

BSW (%)

70% 60% 50% 40% 30% 20%

480.000.000

10% 0% 0

175.000.000 350.000.000 525.000.000 700.000.000

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO (BBLS) Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

11

Figura 1.8 Declinación de la producción “Hollín Inferior”

100% 90% 80%

BSW (%)

70% 60% 50% 40% 30% 20%

144.000.000

10% 0% 0

45.000.000

90.000.000

135.000.000

180.000.000

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO (BBLS) Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

Los resultados obtenidos para el cálculo de los factores de recobro por este método se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 1.5 Valores del Factor de Recobro

FACTOR DE RECOBRO [%] CURVAS DE DECLINACION YACIMIENTOS

Basal Tena

Napo “U”

Napo “T“

Hollín

POES [N]

67.692.332

762.615.924

483.325.941

2.137.516.953

PRODUCCION ACUMULADA [NP] AL 95% BSW

27.500.000

220.000.000

127.500.000

480.000.000

FR [NP/N]

41%

29%

26%

22%

Realizado por: Autores

1.8 RESERVAS DEL CAMPO El Campo Sacha es el segundo campo más grande de la Cuenca Oriente, con un total calculado del Petróleo Original en Sitio (POES) de 3.451 millones de barriles distribuidos de la siguiente manera: el 61,93% localizado en Hollín, el 36% en Napo y el 2,07% en Basal Tena; las reservas recuperables se han calculado en 1.198 millones

12

de barriles con un factor de recobro en promedio del 34,13%, las reservas recuperadas acumuladas son de 730 millones de barriles.

1.8.1 Curvas de declinación Se conoce como curvas de declinación a las curvas que resultan de graficar la tasa de producción de petróleo de un yacimiento, pozo o campo versus tiempo. Son utilizadas para analizar o predecir la producción de dicho pozo o grupo de pozos y calcular las reservas de los mismos. Para generar la curva tiene que reunir dos aspectos: 1. El valor tiene que ser una función más o menos continua de la variable dependiente y cambiar y cambiar de una manera uniforme. 2. Debe haber un punto final conocido. El proceso de extrapolación es por lo tanto estrictamente de naturaleza empírica, y una expresión matemática de la tendencia de la curva basada en una consideración física del reservorio puede ser puesto para casos pequeños. Los dos tipos más importantes de curvas son caudal/tiempo (Historia de Producción) y propiamente la curva de declinación (Predicción de Producción), si a esto lo complementamos con los costos de operación, se hace posible determinar con exactitud la rata del límite económico y este es el punto final de la curva. Mientras que el límite económico se da cuando los costos de producción se igualan al valor del hidrocarburo producido.

1.8.1.1 Tipos de curvas de declinación Existen tres tipos básicos de curvas de declinación: exponencial o constante, hiperbólica en la que se supone que la tasa de declinación es proporcional a la tasa de producción y armónica que es un caso especial de la declinación hiperbólica. √

Declinación Exponencial

√

Declinación Hiperbólica

√

Declinación Armónica

13

1.8.1.1.1 Declinación Exponencial La declinación de la producción de un pozo varia en forma constante con respecto al tiempo, de aquí podemos obtener la producción a lo largo de un periodo de tiempo y realizar el perfil de producción de un pozo.

q = qi × e − a×t

Ec 1.1

Donde: q= caudal de petróleo, qi= caudal inicial de petróleo, a = declinación constante, t = tiempo

1.8.1.1.2 Declinación Hiperbólica Esta declinación no es constante y varía en función de la tasa de producción. A mayor tasa de producción, debe haber una mayor tasa de declinación.

q=

qi

( 1 + n * ai * t )

1

Ec 1.2 n

Donde: q= caudal de petróleo, qi= caudal inicial de petróleo, a = declinación constante, n = 0,5 cte

Figura 1.9 Predicción de producción Hollín Superior vs. Tiempo

Caudal de Petróleo (BPPD)

100000

10000

1000

100 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 Tiempo (Años) Producción Hs

Declinación Hiperbólica

Declinación Constante

Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

14

Figura 1.10 Predicción de producción T Inferior vs Tiempo

Caudal de Petróleo (BPPD)

100000

10000

1000

100 1970

1977

1984

Producción Ti

1991

1998

2005

2012

Tiempo (Años)

Declinación Hiperbólica

2019

2026

2033

2040

Declinación Constante

Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores Figura 1.11 Predicción de producción Napo “U” vs Tiempo

Caudal de Petróleo (BPPD)

100000

10000

1000

100 1994 2001 2008 2015 2022 2029 2036 2043 2050 2057 2064 2071

Tiempo (Años)

Producción U

Declinación Hiperbólica

Declinación Constante

Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

15

Figura 1.12 Predicción de producción Basal Tena vs Tiempo

Caudal de Petróleo (BPPD)

10000

1000

100

10

1 1970

1980

Producción BT

1990

2000

Tiempo (Años)

Declinación Hiperbólica

2010

2020

2030

Declinación Constante

Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

Tabla 1.6 Estimación de Reservas Campo Sacha ESTIMACIÓN DE RESERVAS YACIMIENTOS

Basal Tena

Napo “U”

Napo “T“

Hollín

RESERVAS PROBADAS (BLS)

17.619.967

304.436.277

184.920.505

691.059.231

PRODUCCION ACUMULADA [NP] al 31/12/2008

16.315.141

182.272.237

86.233.721

445.178.901

RESERVAS REMANENTES 1.304.826 122.164.040 98.686.784 245.880.330 Bls al 31/12/2008 Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

1.9 PRODUCCIÓN DEL CAMPO El campo sacha produce 45.300 BPPD (noviembre 2.008), por lo que dentro del área de operaciones de PETROECUADOR actualmente es el primer campo que aporta con mayor cantidad de producción de crudo, el mismo que en su gran parte proviene del yacimiento hollín. La figura 1.10 indica la producción de este campo desde sus inicios.

16

Figura 1.13 Producción vs Tiempo del Campo Sacha

Producción (bbls)

92.000 83.000 74.000 65.000 56.000 47.000 38.000 29.000 20.000 1971

1976

1981

1986

1991

1996

2001

2006

2011

Tiempo del Campo Sacha (años) Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

Cuando se extrae petróleo de un yacimiento, tarde o temprano el agua proviene de un acuífero subyacente o de pozos inyectores, ésta se mezcla y es producida junto con el petróleo. Al tener el Campo Sacha un mecanismo de empuje hidráulico, la presencia de agua es aun más significativa, llegando los 1.356.458 BAPM (barriles de agua por mes), con un acumulado de 425.163.862 barriles de agua. Este flujo de agua luego invade la tubería de producción y las instalaciones de procesamiento en la superficie y, por último, se extrae se la trata y gran parte de ella se la reinyecta, o bien se inyecta para mantener la presión del yacimiento.

1.10 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

1.10.1 Pozos Perforados Al momento de la realización de esta investigación nuestro campo de aplicación cuanta con un total

de 196 pozos perforados, incluyendo pozos cerrados, de

inyección, y de reinyección de agua, siendo 141 pozos entre verticales, direccionales y

17

horizontales, los que se encuentran produciendo las arenas Basal, Tena, Napo “U”,

Napo “T” y Hollín. Tabla 1.7 Estado de los Pozos Petroleros del Campo Sacha Condiciones de Número de Operación Pozos Flujo Natural 5 Pozos en Producción Bombeo Hidráulico 107 BES 29 Abandonados 38 Pozos Cerrados Secos 5 Inyectores 6 Pozos de Agua Reinyectores 6 Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores Estado de los Pozos

Tabla 1.8 Producción acumulada del Campo Sacha YACIMIENTOS

BLS Petróleo

BLS agua

MPC

Basal Tena

15.771.662

1.962.859

2.411.980

Napo “U”

176.320.446

24.245.480

39.694.132

Napo “T”

83.419.766

14.082.653

24.090.113

Hollín

430.687.635

365.044.300

14.309.965

TOTAL

706.199.509

405.335.293

80.506.190

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

La tabla 1.12 presenta la producción acumulada de cada arena productora del campo, la misma esta actualizada al mes de diciembre del 2.007, este balance por lo general se lo realiza a inicios del nuevo año, por lo que, los valores correspondientes hasta diciembre del 2.008 se lo realizará en los primeros meses del 2.009

1.11 El Futuro del Campo Sacha Ecuador invitó a Venezuela a ejecutar conjuntamente por sus empresas estatales PETROECUADOR y PDVSA, la rehabilitación y modernización integral de las

instalaciones de Sacha, a efectos de optimizar e incrementar la producción en éste campo.

18

Para esto se ha creado la empresa de cooperación mixta denominada “Río Napo” donde PETROECUADOR participa con el 70% del campo, mientras PDVSA lo hace con el 30%. En el estudio realizado por PDVSA y PETROECUADOR, se estima que se puede elevar su producción hasta 75.000 BPPD en los próximos 4 años con un estimado de inversión de 110 millones de dólares promedio por año.

19

CAPÍTULO II

TECNOLOGÍA DE LA PERFORACIÓN Las bases de todo proceso de ingeniería recaen en los fundamentos técnicos, los dos siguientes capítulos presentan los elementos conceptuales relacionados con la perforación direccional y tuberías utilizadas para revestir los pozos petroleros, de esta manera se deja en claro conceptos y teorías utilizadas para este estudio.

2.1 PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS En términos generales la perforación de un pozo petrolero consiste en penetrar las formaciones de la corteza terrestre, utilizando un apropiado programa de brocas de perforación a medida que se avanza en profundidad. Se perforan hoyos de diferentes diámetros de mayor a menor a lo largo del pozo. Cada hoyo es protegido mediante la corrida y cementación de tuberías de revestimiento de diámetros adecuados. El objeto final es suministrar un conducto, del yacimiento a la superficie que permita extraer con carácter comercial los fluidos del yacimiento, todos los pozos perforados proporcionan información geológica con el propósito de explotar racionalmente el yacimiento y de valuar y descubrir nuevos recursos. En este camino la perforación ha experimentado diferentes cambios desde la perforación de pozos rectos hasta la construcción de pozos desviados.

2.2 PERFORACIÓN VERTICAL Inicialmente fue la principal técnica de perforación para el desarrollo de los campos, esta consiste en perforar un hoyo en línea recta desde la superficie hasta la profundidad final. Mientras más profundo esté el yacimiento petrolífero, más control exige la trayectoria de la broca para mantener el hoyo recto. En la práctica se acepta una cierta desviación del hoyo de la vertical dado a los diferentes factores geológicos y mecánicos que se presentan. La perforación de pozos verticales sigue siendo la primera opción en cuanto a pozos exploratorios, inyectores y reinyectores, por la

20

facilidad de bajar la tubería de revestimiento y sobre todo por que representa menos costos tanto para eliminación de recortes como en materia de tubulares y cementos. A raíz de las experiencias obtenidas de las desviaciones fortuitas durante el progreso de una perforación vertical, nació y se desarrolló el concepto de perforar en forma controlada

manteniendo

un

grado

de

inclinación

deseado,

con

rumbo

y

desplazamientos laterales hacia un objetivo predeterminado. Surge así la perforación direccional, permitiendo intencionalmente perforar pozos desviados.

2.3 PERFORACIÓN DIRECCIONAL La Perforación Direccional se ha consolidado como una de las técnicas mas usadas para la extracción de hidrocarburos, esta consiste en dirigir el curso del agujero a lo largo de una trayectoria predeterminada para llegar en el fondo a un objetivo localizado a una distancia horizontal dada desde un punto directamente debajo del centro de la mesa rotaria del equipo de perforación. Esta técnica de perforación permite construir varios pozos desde una misma plataforma terrestre evitando montar plataformas de perforación (well pad) individuales para cada pozo, por consiguiente se tiene una menor disminución de la superficie biótica del entorno, razón por la cual en nuestros días se encuentra en pleno apogeo.

Figura 2.1 Representación de la perforación direccional

Realizado por: Autores

Actualmente factores relacionados con salud seguridad y medio ambiente obligan a ser objetivos en cuanto a la perforación de pozos por lo que direccionar el pozo indica ser una de las mejores alternativas para llegar con excelente precisión al objetivo

21

geológico planificado, a continuación mencionamos algunas causas que ha llevado a la perforación direccional a ser una de las mejores opciones para la extracción de hidrocarburos. ƒ

Pozos múltiples desde una estructura artificial (Offshore & Onshore drilling)

ƒ

Control de reventones en otros pozos (Relief Well)

ƒ

SAGD (Drenaje Gravitatorio de Vapor Asistido)

ƒ

Múltiples arenas desde un pozo

ƒ

Pozos de alcance extendido

ƒ

Exploración desde un pozo

ƒ

Locaciones inaccesibles

ƒ

Perforación horizontal

ƒ

Desvío (Sidetrack)

2.3.1 Tipos de Pozos Direccionales Los pozos direccionales poseen una clasificación la cual dependerá de la forma que tome el ángulo de inclinación en lo que corresponde a su trayectoria dentro del hoyo. Existen varios tipos de pozos direccionales, los perfiles más comunes en el oriente ecuatoriano son:

2.3.1.1 Perfil tipo tangencial o “J” invertido Su descripción básica se detalla a continuación: (ver figura 2.2) Una sección vertical hasta el punto de arranque (K.O.P) Una sección de incremento de inclinación (build section) Una sección tangente con inclinación constante (tangent or hold section) Figura 2.2 Build – Hold Well Profile

Fuente: Bibliografía

22

2.3.1.2 Perfil tipo S Este perfil es denominado tipo S por su trayectoria hacia el objetivo predeterminado, su descripción básica es: (ver figura 2.3) Una sección vertical hasta el punto de arranque (K.O.P) Una sección de incremento de inclinación (build section) Una sección tangente con inclinación constante (tangent or hold section) Una sección de disminución de inclinación (drop section) Figura 2.3 S Profile Well

Fuente: Bibliografía

2.3.1.3 Perfil tipo horizontal Su descripción básica es: (ver figura 2.4) Una sección vertical hasta el punto de arranque (K.O.P) Una sección de incremento de inclinación (build sección 1) Una sección tangente con inclinación constante (tangent or hold section) Una segunda sección de incremento de inclinación (build section 2) Una sección horizontal Figura 2.4 Horizontal Profile Well

Fuente Bibliografía

23

2.4 PERFORACIÓN HORIZONTAL La perforación horizontal, ha tomado un impresionante auge en los últimos años en regiones productoras de todo el mundo ya que esta bajo ciertas condiciones favorables,

puede

incrementar

drásticamente

la

producción

de

yacimientos

heterogéneos verticalmente fracturados. Más aún, el índice de recuperación aumenta tanto que ya es considerada por los expertos como un medio de recuperación secundaria. Los pozos horizontales son pozos de alto ángulo >85° con respecto a la vertical, se los aplica para mejorar el desempeño del yacimiento, ya que se coloca una sección larga del pozo dentro del yacimiento lo que permite obtener una mayor exposición al yacimiento por lo tanto una mayor recuperación de hidrocarburos. Los pozos horizontales son más opcionados en yacimientos delgados ya que estos no deben ser excesivamente largos para mejorar la producción de un pozo vertical, en el mismo yacimiento. Como regla general, asumiendo que la permeabilidad horizontal es igual a la permeabilidad vertical (Kh = Kv), los pozos horizontales producen más que los pozos verticales cuando la longitud horizontal excede el espesor de la formación productora. La producción de un pozo horizontal, o de alto ángulo, se reduce drásticamente si la

permeabilidad vertical es representativamente menor que la

permeabilidad horizontal. Los yacimientos con bajas relaciones de permeabilidad, donde

Kh>Kv, no son buenos candidatos para ser perforados horizontalmente a

menos que la longitud lateral exceda en gran medida el espesor de la formación.

Figura 2.5 Pozo horizontal

Fuente: Bibliografía

24

La perforación horizontal puede proveer una solución óptima en situaciones específicas donde es necesario lo siguiente: ƒ

Incrementar la producción en reservorios consolidados

ƒ

Mejorar la recuperación y el drenaje del reservorio

ƒ

Espaciar y reducir el número de pozos en proyectos de desarrollo y de inyección

ƒ

Controlar problemas de conificación de gas/agua

Para realizar este tipo de perforaciones se deben considerar los siguientes aspectos: ƒ

Espesor vertical del yacimiento

ƒ

Relación de permeabilidad Kh vs Kv

ƒ

Efecto de las barreras de permeabilidad vertical

ƒ

Estimación de la productividad

ƒ

Modelo de productividad

Los pozos horizontales se categorizan en relación con su Tasa de Aumento de Ángulo, su Radio de Curvatura y con el Alcance Horizontal, (ver tabla 2.1) así mismo se muestra la recomendación del tamaño o diámetro del hoyo para su implementación. Tabla 2.1 Clasificación de Pozos Horizontales

TIPO DE POZO

TASA DE AUMENTO

RADIO DE

ALCANCE

DIAMETRO DEL

CURVATURA

HORIZONTAL

HOYO

LARGO

2 a 6 grados/100'

1000' a 3000'

3281'

81/2" - 12 1/4"

MEDIO

6 a 29 grados/100'

200' a 1000'

1641'

6" - 81/2"

CORTO

29 a 286 grados/100'

20' a 200'

656'

6"

Fuente: Bibliografía

2.5 HERRAMIENTAS USADAS PARA LA DIRECCIÓN Para conseguir la desviación

necesaria de un pozo hacia el objetivo fijado las

herramientas a continuación mostradas son las más utilizadas en materia de perforación direccional.

25

2.5.1 HERRAMIENTAS DEFLECTORAS

2.5.1.1 Bent Sub Es una herramienta que se coloca directamente arriba del motor de fondo y obliga a la broca a seguir un determinado arco de curvatura mientras perfora.

Figura 2.6 Bent Sub

Fuente Bibliografía

La conexión de esta herramienta (pin) es maquinado con un ángulo de de 1 a 3º de la vertical en incrementos de ½º, y viene en diferentes diámetros para ser compatible con la caja (box) del motor de fondo.

2.5.1.2 Brocas de perforación “Jetting” Son brocas de tamaño convencional pudiendo tener una configuración de salida del fluido a través de sus orificios o jets, con uno o dos chorros de mayor tamaño y uno o dos ciegos y uno de gran tamaño. La fuerza hidráulica generada por el fluido erosiona una cavidad en la formación, lo que permite dirigirse en esa dirección, haciendo que el pozo se separe de la vertical. Este método, es generalmente usado en formaciones semi-blandas y blandas, el mismo es conocido con el nombre de jetting; la perforación se realiza en forma alternada, es decir se jetea y luego se rota la sarta.

26

Figura 2.7Jetting

Fuente Bibliografía Realizado por: Autores

2.5.1.3 Cuchara Recuperable Se utiliza para iniciar el cambio de inclinación y dirección de un hoyo. Generalmente, cuando se requiere salirse lateralmente del hoyo. Consta de una larga cuña invertida de acero, cóncava en un lado para sostener y guiar la sarta de perforación.

Figura 2.8 Cuchara Recuperable

Fuente Bibliografía Realizado por: Autores

27

2.5.1.4 Cuchara Permanente “Whipstock” Este tipo de herramienta queda permanente en el pozo, sirviendo de guía a cualquier trabajo requerido en él. Su principal aplicación es desviar a causa de una obstrucción o colapso de un revestidor (sidetracks). Esta herramienta es conocida con el nombre de Whipstock.

Figura 2.9 Whipstock

Fuente Bibliografía Realizado por: Autores

2.5.1.5 Motores de fondo Son motores de desplazamiento positivo que crean transmisión de potencia o torque a la broca mediante el fluido de perforación sin tener movimiento la sarta de perforación. Figura 2.10 Motor de desplazamiento positivo

Fuente Bibliografía Realizado por: Autores

28

La potencia del motor es generada por una geometría rotor/estator. Ambos, el rotor y el estator, tienen lóbulos helicoidales que se unen para formar cavidades helicoidales selladas. El flujo de fluido de perforación a través de estas cavidades obliga al rotor a moverse. La sección de potencia de los motores puede ser configurada de acuerdo a las condiciones de perforación, la dureza de la formación a perforar, el tipo de broca, la tasa de flujo, etc. Los rangos de los motores van desde alta velocidad y bajo torque hasta baja velocidad y alto torque. Por ejemplo, una configuración 1:2 significa que el motor es de alta velocidad y bajo torque (rotor de un lóbulo y estator de dos), mientras que una configuración 7/8 denotaría un motor de alto torque y baja velocidad (rotor de 7 lóbulos con estator de 8 lóbulos); la figura 2.8 muestra las configuraciones de un rotor y estator. Figura 2.11 Configuración Rotor / Estator

1/2

5/6

2/3

7/8

3/4

9/10

Fuente: Bibliografia

La potencia del motor es casi linealmente proporcional a la tasa de flujo y el torque es proporcional a la caída de presión generada. Esta relación de presión de entrada a torque de salida permite al perforador direccional detectar fácilmente condiciones anormales de operación que llevarían a que el motor se frene.

2.5.1.6 Motores de Turbina Las turbinas también funcionan por medio del fluido de perforación, este pasa y choca internamente en las aletas del metal, haciendo que se cree una alta velocidad de rotación, mayor inclusive que la del motor de desplazamiento positivo.

29

Las turbinas tienden a ser más largas que un PDM y su velocidad es mucho mayor, generalmente cerca de 1000 RPM lo que las hace ideales para correr brocas impregnadas con diamante natural para formaciones extremadamente duras. No usa estatores o material elastomérico, haciéndolas más resistentes a fluidos agresivos y a altas temperaturas. Figura 2.12 Motor de turbina

Fuente: Bibliografía Realizado por: Autores

Para ambos casos (motor de desplazamiento positivo o turbina de fondo), se necesita tener una junta desviada de su eje axial o una camisa desviada cerca de la broca y con uno o mas estabilizadores, que permita crear el ángulo de inclinación inicial y orientar el hoyo al objetivo planificado.

2.5.2 HERRAMIENTAS AUXILIARES

2.5.2.1 Estabilizadores Herramienta que tiene como función principal evitar el acercamiento de la sarta de perforación a las paredes del pozo. Así mismo evitar perforar un pozo en forma escalonada. Existen varios tipos de estabilizadores de acuerdo al uso que se requiera. Figura 2.13 Tipos de estabilizadores

Fuente: Bibliografía

30

Para la perforación direccional, los estabilizadores distribuidos en la sarta de perforación en posiciones específicas con respecto a la broca, permite el control de la desviación para aumentar, mantener y disminuir el ángulo de inclinación del pozo.

Figura 2.14 Arreglo de estabilizadores para construir ángulo

Figura 2.15 Arreglo de estabilizadores para mantener ángulo

31

Figura 2.14 Figura 2.15 Arreglo de estabilizadores para disminuir ángulo

Fuente: Bibliografía

2.6 HERRAMIENTAS USADAS PARA EL CONTROL DIRECCIONAL El control direccional para la mayoría de los pozos de hoy con trayectoria controlada, se hace a través de dos tipos básicos de BHA’s: BHA’s deslizados con motores de fondo y BHA’s rotarios. Los principales métodos de deflexión tales como whipstocks o jetting, no son tan comunes como en el pasado. Así como tampoco es común el uso de herramientas de registro de desviación con cable como steering tools o single shot. Éstas han sido reemplazadas por herramientas de tercera generación para la adquisición de registros durante la perforación.

2.6.1 Investigación mientras se perfora Para construir pozos más eficientes y efectivos, la obtención de registros de desviación en tiempo real mientras se perfora y registros eléctricos en tiempo real, es posible mediante las herramientas MWD (MeasurementWhileDrilling) y LWD (LoggingWhileDrilling) respectivamente.

32

2.6.1.1 MWD Medición mientras se perfora, esta herramienta dotada de un complejo sistema de telemetría permite continuamente conocer el lugar exacto de la trayectoria del pozo en cuanto a su inclinación y dirección, lo hace mediante el envió de señales utilizando para ello pulsos a través del fluido de perforación. Es sensible a ruidos o vibraciones, para lo cual es necesario un acoplamiento previo a los equipos de superficie, su colocación va dentro o encima los no magnetic drill collars o Monel y se lo hace junto con el resto del BHA. Algunas de sus ventajas principales son: ƒ

Mejora el control y determinación de la posición de la mecha o broca

ƒ

Reduce el tiempo de registros o surveys

ƒ

Reduce el riesgo de atascamiento por presión diferencial

ƒ

Reduce anticipadamente por efecto de corrección de la trayectoria del pozo las posibles patas de perro severas

ƒ

Reduce considerablemente el número de correcciones con motores de fondo en los pozos

2.6.1.2 LWD Registros mientras se perfora, esta herramienta revela la naturaleza de las formaciones de la roca perforada e identifica la ubicación probable de los hidrocarburos. La resistividad de formación en tiempo real, la información sobre la litología y la porosidad adquirida durante la perforación permite a los geólogos evaluar y visualizar la formación alrededor del pozo, así mismo detectar y cuantificar las zonas potenciales cuando estas son interceptadas y al contar con diferentes profundidades de investigación aseguran la detección de invasión de lodo, indican zonas permeables y contacto agua-aceite. En resumen, todas estas características ayudan a determinar la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento. Existen diferentes herramientas LWD con las cuales se obtienen registros como: rayos gamma, densidad de la formación, sónico de porosidad y otros dependiendo de las necesidades que se tengan. Esta visión mas clara del pozo y su posición dentro del reservorio le brinda al ingeniero una fuente de información que mejora la toma de decisiones a medida que la perforación progresa, reduciendo el riesgo en áreas que son geológicamente complejas o bien no son muy conocidas.

33

2.7 TÉCNICAS DE PERFORACIÓN Geologías complejas, hacen que las operaciones de perforación busquen llegar al objetivo planeado empleando una combinación de técnicas las cuales sean las mas apropiadas para cada sección del pozo, dependiendo de la configuración local de los estratos y operaciones direccionales se elige perforar en el modo de deslizamiento o en el modo rotacional con el fin de asegurar una perforación exitosa del pozo.

2.7.1 La Técnica de Deslizamiento La perforación en el modo deslizamiento se refiere a la perforación realizada con un motor o turbina accionado por el lodo de perforación, que hace rotar la broca en el fondo del pozo sin hacer rotar la sarta de perforación desde la superficie. Se ejecuta donde sea necesario construir o descender el ángulo de inclinación en el pozo, para esto el motor se orienta rotando la sarta muy despacio utilizando las señales del MWD para determinar la posición de la cara de la herramienta deflectora (toolface) en alta (hightoolface) o en baja (lowtoolface), una vez que se alcanza la orientación determinada, la sarta de perforación se “desliza” (avanza perforando sin rotar la sarta) La combinación de estabilizadores y el codo genera una carga lateral en la broca causando como resultado que la broca perfore en la dirección de la “toolface”. Si bien esta técnica ha funcionado en forma extraordinaria, se requiere una extrema precisión para orientar correctamente la sección curva del motor debido a la elasticidad torsional de la sarta de perforación. Durante los periodos de perforación por deslizamiento la falta de rotación de la tubería disminuye la capacidad del fluido de perforación de remover los recortes de manera que se puede formar un colchón de recortes sobre el lado inferior del hoyo. Así mismo la rata de penetración óptima (ROP) disminuye en comparación con métodos actuales de construcción de ángulo por lo que existe un mayor riesgo de pega de la tubería y se debe repasar varias veces el hueco para lograr el ángulo deseado.

2.7.2 La Técnica de Rotación En la perforación en el modo rotacional existe una doble rotación, la del motor de fondo ó de la turbina y la de la mesa rotaria o top drive. Se la ejecuta para mantener el ángulo de inclinación en el pozo.

34

Esta existencia de dos canales de transmisión de energía al fondo (la energía mecánica del rotor al girar toda la sarta y la energía hidráulica de las bombas o compresores) transmite a la broca una energía mecánica relativamente grande incrementando la rata óptima de perforación (ROP), disminuyendo el peligro de pega de tubería, suspensión y apretadura. Cuando se rota, el motor ó turbina se comporta como un BHA rotatorio en donde la tendencia direccional está determinada por el diámetro y la posición de los estabilizadores. Usualmente, el motor se configura para que perfore recto en el modo rotatorio aunque se puede configurar para tumbar ángulo o construir mientras se rota. Al aplicar esta técnica se debe tomar en cuenta que

las

desviaciones del pozo

incrementan la flexión de la sarta de perforación en rotación y elevan el peligro de su rotura, así como también se tiende a la formación de cavernas. A pesar de estos problemas, la perforación direccional con motor de fondo ó turbina en el modo deslizamiento o rotacional sigue resultando efectiva en términos económicos y, por el momento, es el método de perforación direccional más utilizado.

2.8 SISTEMAS DIRIGIBLES DE PERFORACIÓN ROTATORIA Con el fin de mejorar la eficiencia de las operaciones de perforación hacen su aparición los sistemas dirigibles de perforación rotatoria “Rotary Steerable System” (RSS por sus siglas en ingles), estos tienen la capacidad de perforar direccionalmente mientras toda la sarta de perforación se encuentre en rotación. Al rotar continuamente la sarta de perforación se transfiere el peso a la broca en forma más eficaz, lo que aumenta la velocidad de penetración (ROP, por sus siglas en inglés) reduciendo costos por tiempos no productivos. La rotación continua también mejora la limpieza del pozo por que mantiene en mayor movimiento el fluido y los recortes de perforación, permitiendo que fluyan fuera del pozo en vez de acumularse

formando

un

colchón

de

recortes,

reduciendo

el

riesgo

por

aprisionamiento mecánico y diferencial al mantenerse la columna de perforación en continuo movimiento. Esto ha llevado a mejorar la calidad del pozo disminuyendo la tortuosidad y espiralamiento causado por los motores dirigibles. El resultado neto es un pozo más suave, más limpio y más largo, perforado en forma más rápida y con menos problemas de atascamiento de las tuberías y de limpieza del pozo.

35

Figura 2.16 Calidad del agujero PDM vs RSS

Fuente: Bibliografía

Cuanto mejor es la calidad del pozo resultante, menos complicado resulta la evaluación de formaciones. Razones por las que los sistemas rotativos direccionales se han convertido en parte esencial de muchos programas de perforación. Este despliegue de tecnología ha llevado a los proveedores de servicios ha desarrollar una amplia variedad de sistemas rotativos direccionales adecuados con fines específicos así nace la tecnología Point-the-Bit & Push-the-Bit. Estos sistemas incluyen herramientas que facilitan la perforación de secciones horizontales largas, sistemas para ambientes accidentados y rigurosos, e incluso sistemas diseñados específicamente para perforar pozos verticales.

2.8.1 Point-the-bit El Sistema Dirigible Rotatorio “point – the – bit” ha sido desarrollado por Sperry Drilling Services de Halliburton en sus series Geo – PilotTM y consiste en el direccionamiento de la broca al rotar la sarta de perforación logrando dirigir con precisión el pozo en la trayectoria de la curva planeada.

Figura 2.17 “Point – the – bit” Rotary Steerable System

Fuente: Bibliografía

36

El sistema “point – the – bit” Geo – Pilot

TM

consiste de un eje sostenido por dos

cojinetes o soportes dentro de un alojamiento exterior que mide aproximadamente 18 pies de longitud. Los sellos rotatorios, en cada extremo, encierran la herramienta completamente. La parte superior de la herramienta es conectada en la forma convencional por medio de la tubería de perforación hasta el top – drive y así la energía rotatoria es transmitida a la broca de perforación. El alojamiento exterior de la herramienta tiene libertad de movimiento hacia la parte inferior del hueco (axialmente) pero es restringido para rotar debido al estabilizador de referencia en el extremo superior del alojamiento. Este estabilizador tiene tres juegos de cilindros con un espacio entre ellos que brinda una sobre medida en las secciones del hueco. Este alojamiento, de hecho, rota en la misma dirección que la broca. Todo esto es necesario para que la razón de RPM entre la broca y el alojamiento no exceda el límite fijado. Este sistema es el único que usa brocas de calibre extendido para compensar los estabilizadores que están cerca de la broca. Como resultado, ésta proveé un pozo más “suave”, minimizando el efecto de espiral y tortuosidad en el hueco por la ausencia de vibración en la broca.

Figura 2.18 Sistema rotativo direccional Geo-Pilot

Fuente: Sperry Drilling Services

37

El eje es transportado por dos cojinetes o soportes dentro del alojamiento. El soporte superior es diseñado para prevenir el doblaje encima de éste; el alojamiento inferior es del tipo de contacto angular. Entre los dos hay una unidad de inclinación que desvía el eje. El corazón de esta unidad de inclinación son dos levadores excéntricos rotatorios, asentados uno dentro del otro. Cuando las excentricidades de los levadores están opuestas, el eje se mantiene recto. Cuando las excentricidades están rotando, el eje puede ser doblado de cualquier magnitud a su máxima capacidad, y a cualquier dirección (cara de la herramienta – toolface).

Figura 2.19 Levadores excéntricos rotatorios de la unidad de inclinación “point – the – bit”

Fuente: Sperry Drilling Services

Este sistema “point – the – bit” Geo – Pilot

TM

es controlado desde la superficie por

medio de comandos de pulso negativo enviados a través del servicio de enlace descendente Geo-Span®. Los comandos se envían y confirman en el transcurso de 90 segundos promedio, mientras se perfora, aún a 30.000 pies y simultáneos con transmisión de datos del LWD. El servicio Geo-Pilot es una opción clara para pozos de alcance extendido y de aplicaciones de diseño en los cuales el torque y arrastre excesivos pueden inhibir las operaciones de perforación.

38

2.8.1.1 Capacidades del sistema “point – the – bit” ƒ

Una advertencia temprana de la trayectoria y cambios de la formación en tiempo real proporcionada por el ABI™ (inclinación en la broca) y el sensor ABG™ opcional (gamma en la broca),con medidas a solamente tres pies de la broca

ƒ

Un sistema que puede perforar verticalmente; Kick off de la vertical; construir, tumbar, aterrizar horizontalmente y geonavegar complejamente, todo esto llevado a cabo sin viajes para cambio de BHA, estabilización o reprogramación requeridos

ƒ

Software de “control crucero” tridimensional que permite que la herramienta Geo-Pilot mantenga automáticamente la trayectoria deseada del pozo y corregir cualquier tendencia de giro o cambios abruptos en la formación

ƒ

Excelente control tanto en la dirección como en la tasa de construcción, eliminando completamente las secuencias “orientado/no orientado” para generar curvas constantes y suaves, minimizando la tortuosidad.

2.8.2 Push-the-bit La tecnología de los sistemas dirigibles rotatorios “push – the – bit” ha sido desarrollada por la empresa Baker Hughes en sus series AutoTrakTM, así mismo por la empresa Schlumberger en todas sus series PowerDriveTM y consiste en aplicar una carga a un solo lado empujando la broca lateralmente en una dirección controlada mientras toda la sarta de perforación gira.

Figura 2.20 “Push – the – bit” Rotary Steerable System

Fuente: Internet

39

El sistema “push – the – bit” consiste de un conjunto de tres “pads” externos articulados que se abren y cierran haciendo contacto con la formación en el punto adecuado en cada rotación para empujar la broca en la trayectoria planeada; estos pads son impulsados en forma secuencial por la diferencia de presión de lodo existente entre el interior y el exterior de una válvula de tres vías de disco rotativo.

Figura 2.21 Componentes del sistema “push – the – bit”

Fuente: Schlumberger

En general constituye un sistema compacto y poco complicado que agrega 12 pies a la longitud total del BHA. Un aspecto clave de esta herramienta son las mediciones de la inclinación y dirección cerca de la broca lo que dan cuenta de la eficacia de las ordenes relacionadas con la orientación, mejorando mas aun el control direccional.

Figura 2.22 Sistema rotativo direccional PowerDrive

Fuente: Schlumberger

40

2.8.2.1 Capacidades del sistema “push – the – bit” ƒ

Opción automática para mantener la inclinación del pozo en secciones tangenciales y horizontales

ƒ

Reprogramación durante la perforación mediante el envió de comandos, con variaciones de galonaje

ƒ

Opción de medición de GR (Rayos Gamma) cerca de la broca

ƒ

Electrónica confiable basada en las herramientas de MWD

ƒ

Opera hasta en temperaturas de 150oC

Figura 2.23 Sistema rotativo direccional Autrotrak

Fuente: Baker Hughes

Si bien estas herramientas han mejorado notablemente la calidad de la perforación en la dirección de la trayectoria fijada el costo del uso de estas, es sumamente elevado en comparación con el uso de las herramientas deflectoras convencionales en una relación de cuatro a uno, siendo necesario un análisis técnico detenido para determinar si su empleo es beneficioso para el proyecto.

41

CAPÍTULO III

TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Una tubería de revestimiento es un elemento cilíndrico hueco compuesto generalmente de acero, con una geometría definida por el diámetro y el espesor del cuerpo que lo conforma, es decir un diámetro nominal y un espesor nominal constante en toda su longitud, estas aseguran el éxito de las operaciones llevadas a cabo durante las etapas de perforación y terminación del pozo, ya que se introducen en el hoyo dependiendo de las características geológicas, de las presiones de fondo y de las presiones de fractura de las formaciones penetradas y de otras características y/o problemas que se encuentren durante la perforación para lograr la consolidación del hoyo. Es así, como en base a la información geofísica, geológica, recomendaciones técnicas, datos de pozos vecinos, etc., la compañía operadora planifica un programa de revestimientos para los pozos que van a perforar.

3.1 FABRICACIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Debido a la importancia de la tubería de acero en la perforación de pozos petroleros, la fabricación debe contar con características de calidad extremas geométricas y mecánicas acordes a los riesgos y necesidades manejados en la Industria Petrolera. El proceso más utilizado para suministrar la demanda de diámetros desde 20" o menores es la fabricación de tubería sin costura, además que existen otros tipos de fabricación como el proceso con soldadura eléctrica-resistencia y el proceso de soldadura eléctrica instantánea (flash). A continuación se describen los pasos del proceso de la fabricación de tubería sin costura: Materia prima: La materia prima usada en la fabricación de tubería es, básicamente, un 30% de fierro esponja (fierro natural) y un 70% chatarra. Acería: Es un proceso que consta de 3 etapas: fusión, afinación y vaciado.

ƒ Fusión: La materia y ferro aleaciones se calientan hasta alcanzar una temperatura cercana a los 1600°C. En ese punto, el acero se encuentra en estado liquido, se realiza la inyección de argón, para homogeneizar la composición química del acero.

42

ƒ Afinación: Después de realizar el vaciado de la olla de fusión a la olla de afinación, con precisión, se realiza la afinación del acero mediante la adición de aleaciones. Así se obtiene el grado de acero requerido. ƒ Vaciado: Posteriormente, el acero de la olla de afinación es llevado y vaciado al distribuidor para obtener la colada continua. Colada continua: El distribuidor de la colada continua evita la turbulencia, con el propósito de obtener barras de sección redonda, que finalmente son cortadas en secciones de longitud conocida, dependiendo del diámetro de la tubería que se fabricará. Esta sección de acero es comúnmente llamada tocho.

Figura 3.1 Sección de acero “Tocho”

Fuente: TAMSA

Laminado: El tocho entra al horno giratorio, donde se alcanzan temperaturas de 1200°C en forma gradual. Al salir del horno, se envía al desescamador para eliminar la oxidación que sufre al contacto con la atmósfera y se procede al perforado.

Figura 3.2 Ilustración del proceso de fabricación de los revestidores

Realizado por: Autores

Este proceso es fundamental en la fabricación de tuberías sin costura y es llamado "Proceso Mannessmann". Ahí es donde se hace el tubo. Se obtienen longitudes de hasta 30 metros, con diámetro interior y exterior precisos, cumpliendo con las tolerancias permitidas API. A la salida del calibrador, el diámetro y la ovalidad son

43

verificados por medio de rayo láser y posteriormente el tubo es enviado a las cortadoras para dar el rango solicitado. Por último, se envía al piso de enfriamiento. Tratamiento térmico: Existen tres tipos de tratamientos térmicos: temple, revenido y normalizado. El tratamiento térmico de temple y revenido es utilizado para tuberías de acero C-75, L-80, N-80, TRC-95, P-110, TAC-110, Q-125 y TAC-140. ƒ Temple: El tubo es llevado a un horno. Ahí se aumenta gradualmente la temperatura

hasta 800°C, esto modifica la estructura molecular del acero. Posteriormente, el tubo se sumerge súbitamente en agua a temperatura de 40°C, alterando la estructura molecular, llevándola a un estado duro y poco dúctil. Figura 3.3 Tratamiento Térmico de Temple

Fuente: TAMSA

ƒ Revenido: La tubería es introducida a un horno que aumenta gradualmente su temperatura hasta 550°C. El calor convierte la estructura molecular dura y dúctil. Posteriormente es recalibrado y enderezado en caliente. Se obtiene un producto con bajos esfuerzos residuales. ƒ Normalizado: Es usado para grados de tubería como: H-40, J-55, K-55, etc. En este tratamiento el tubo es calentado sin llegar a la austenización de la estructura molecular del acero. Acabado del tubo: Se realiza bajo la siguiente secuencia: ƒ Prueba de Inspección electromagnética: Se hace con un equipo especial donde se detectan defectos longitudinales y transversales, internos y externos. Así mismo, se mide el espesor de la pared del cuerpo del tubo y se compara el grado de acero. Posteriormente se cortan los extremos del tubo y se les maquinan los biseles.

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ƒ Inspección electromagnética método de vía húmeda: Debido a que en los extremos la tubería llevará la mayor carga, ambos extremos del tubo son inspeccionados por el método de partículas magnéticas para determinar posibles defectos longitudinales y transversales. ƒ Roscado: Se realiza de acuerdo con las normas del API, las cuales son verificadas con calibres estrictos. ƒ Prueba hidrostática: El tubo se sumerge en una tina que contiene fluido y se colocan elastómeros en ambos extremos del tubo, donde se aplica una presión interna del 80% de su capacidad durante 5 segundos deacuerdo con la norma del API-5CT. ƒ Control final y embarque: Finalmente, el tubo se pesa y se mide. Así se tiene toda la información completa de rastreabilidad del tubo, para ser estarcido, estampado, barnizado y embarcado. En el estarcido se indican los datos del tubo como: el diámetro exterior, peso unitario, longitud, pruebas de inspección, manufacturado, orden de producción y número de tubo. El control final es la última inspección detallada del tubo, este control consiste: Inspección electromagnética (EMI): medición longitudinal, rayos gama, inspección transversal y comparador de grado de acero. Prueba ultrasónica (UT): consiste en espesor de pared y detección de posibles defectos longitudinales, transversales y oblicuos. Para la certificación de cada tubo fabricado dentro de las normas API se realiza un monitoreo de todas las etapas del proceso de fabricación, con la ayuda de los laboratorios, que son: químico (acería), físico (tensión), metalográfico (estructura del acero) y prueba de colapso (valor real de colapso).

3.2 FUNCIONES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Para garantizar la continuidad eficaz de la perforación y el buen estado del hoyo las sartas de revestimiento cumplen las siguientes funciones:

ƒ Actúa como soporte para la instalación del equipo (impide reventones) que contrarresta, en caso necesario, las presiones subterráneas durante la perforación y luego sirven también como asiento del equipo de control (cabezal) que se instalará para manejar el pozo en producción.

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ƒ Protege las zonas perforadas (derrumbe de estratos) y aísla zonas problemáticas que se presentan durante la perforación. ƒ Confina la producción de petróleo y/o gas a determinados intervalos. ƒ Contrarresta la pérdida de circulación del fluido de perforación.

ƒ Controla las presiones durante la vida productiva del pozo. ƒ Aísla los fluidos de las formaciones productoras.

3.3 CLASIFICACIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO La longitud total de un tubo continuo usado en un pozo se llama columna de tubería de revestimiento (sarta, tramo) y pueden tener, o no, una sola dimensión en toda su longitud, estas se clasifican por la función que desempeñan al colocarse al interior de un pozo, esto es:

3.3.1 Revestimiento Conductor Es la primera tubería de revestimiento y es la de mayor diámetro usada en el pozo, puede ser hincada o cementada; sirve para sentar el primer cabezal en el cual se instalan las conexiones superficiales de control y las conexiones de circulación de lodo de perforación. Es la de mayor diámetro que se utiliza en el pozo y sus funciones son: ƒ

Actúa como soporte de las formaciones no consolidadas que se encuentran cerca de la superficie

ƒ

Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación con el fluido de perforación.

ƒ

Permite guiar la sarta de perforación y el resto de las tuberías de revestimiento dentro del hoyo

3.3.2 Revestimiento Superficial Es la tubería de revestimiento de diámetro inmediato inferior, esta proporciona una completa protección durante la perforación, su profundidad de asentamiento se escoge de tal forma que aísle acuíferos someros, así como zonas de pérdida de circulación en especial en pozos desviados, donde la superficie de la tubería debe cubrir toda la sección de crecimiento de ángulo para prevenir derrumbes de la formación. Esta sarta es cementada generalmente hasta la superficie y sostiene las conexiones superficiales de control definitivas.

46

3.3.3 Revestimiento Intermedio o de protección Si el pozo es excepcionalmente muy profundo, o se han encontrado problemas severos de perforación, tales como formaciones de presión anormal o zonas de perdidas de circulación, puede ser necesario colocar una columna intermedia de tubería de revestimiento para aislar, sellando el agujero ampliado o la zona que origina dificultades; su cementación juega un papel muy importante, esto para evitar comunicación detrás del revestidor entre las zonas de hidrocarburos y cualquier otro estrato indeseable.

3.3.4 Revestimiento de Producción Una vez que se han colocado todas las columnas de revestimiento necesarias se coloca este revestimiento final a través del cual el pozo será completado, producido y controlado durante toda su vida productiva. Si esta columna se coloca en la parte superior de la formación productora resulta en una terminación a hoyo abierto. Si el extremo inferior de esta tubería de revestimiento se coloca abajo del horizonte productor se hace necesario perforar la tubería para permitir la comunicación entre el interior de ella y la formación productora, con esto resulta una terminación con tubería de revestimiento perforada. El revestimiento de producción debe soportar la máxima presión de fondo de la formación productora, tener resistencia a la corrosión así como resistir las presiones que se manejaran en el caso de que el pozo se fracture para aumentar su productividad. El termino tubería de revestimiento es generalmente aplicado a sartas de tubos que se extienden desde la superficie hacia abajo hasta el extremo inferior del tramo, al que se le llama profundidad de colocación. En contraste, el termino camisa (liner) se aplica generalmente a tramos de tubo que no llegan a la superficie. Estas camisas pueden servir como el revestimiento de producción a través de varios cientos de pies en la parte inferior de un pozo.

3.3.5 Camisa de Producción (Liners) Esta tubería es colgada a corta distancia sobre la zapata de la tubería de revestimiento previa, extendiéndose hasta la profundidad total del pozo La longitud de esta tubería permite cubrir el agujero descubierto, quedando una parte traslapada dentro de la última tubería.

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Se la usa para: 1. Control del pozo. El liner permite aislar zonas de alta o baja presión y terminar o continuar la perforación con fluidos de alta o baja densidad. 2. Economía de tubería de revestimiento. Debido a la pequeña cantidad de tubería usada, no comparable con una tubería llevada hasta la superficie. 3. Rápida instalación. Las tuberías de revestimiento cortas pueden ser colocadas en el intervalo deseado mucho más rápido que las normales 4. Ayuda a corregir el desgaste de la última tubería de revestimiento cementada. Al continuar la perforación existe la posibilidad de desgastar la tubería de revestimiento, lo cual se puede corregir mediante una extensión o complemento de una tubería corta. 5. Evita volúmenes muy grandes de cemento. Debido a que las tuberías cortas no son cementadas hasta la superficie. 6. Permite utilizar empacadores y tuberías de producción de mayor diámetro. Al no tener un diámetro restringido en la tubería de explotación, podemos utilizar empacadores y tuberías de producción con un área de mayor flujo, las cuales quedarán arriba de la boca de la tubería corta. 7. Auxilia en la hidráulica durante la perforación al permitir utilizar sartas de perforación combinadas, mejora las pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación, durante la profundización del pozo, permitiendo alcanzar mayores profundidades con sarta más resistentes. Hay también camisas para objetivos especiales tales como las camisas ranuradas, camisas perforadas y camisas empacadas con grava que se colocan contra las zonas productoras con el propósito de evitar que entre arena al pozo. Las camisas algunas veces se cementan en su lugar o se colocan con empacadores en su extremo superior o inferior, o en ambos extremos, y algunas veces están solamente asentadas en el fondo del pozo

3.3.6 Tubería Complemento (TIE-BACK) Es una sarta de tubería que proporciona integridad al pozo desde la cima de la tubería corta hasta la superficie. Es un refuerzo para la tubería de explotación. Si se tiene altas presiones protege de los fluidos corrosivos y refuerza la tubería de explotación en caso que se presenten daños; puede cementarse parcialmente.

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3.3.7 Complemento corto (STUB) Es una sarta de tubería que funciona igual que el complemento. Proporciona integridad por presión para extender la cima de la tubería corta; puede cementarse parcialmente.

3.3.8 Sin tubería de producción (TUBINGLESS) Es una tubería de explotación que se extiende hasta la superficie y se utiliza como tubería de explotación para explotar hidrocarburos. Figura 3.4 Esquema representativo de las tuberías de revestimiento

Realizado por: Autores

3.4 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Se requieren muchos tamaños, tipos conexiones y grados de tubería de revestimiento para satisfacer las diversas necesidades de la industria petrolera. Con el propósito de establecer patrones a los que se ajusten los tipos de tubería de revestimiento más usadas, el Instituto Americano del Petróleo (API) ha elaborado especificaciones para as tuberías de revestimiento en su edición de patrones 5A, a continuación se describen estas características.

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3.4.1 Diámetro de la Tubería de Revestimiento El diámetro de la columna de revestimiento se encuentra en función al diámetro de la tubería de explotación necesitado por la empresa operadora, para su comercialización se especifica por su diámetro nominal, número convencional que coincide teóricamente con el diámetro exterior (OD) de los tubos y se puede considerar como el diámetro teórico declarado por el fabricante. Su diámetro interno (ID) depende del espesor, y este a su vez de la presión a la cual estará sometida la tubería.

Figura 3.5 Representación del diámetro de las tuberías de revestimiento

Realizado por: Autores

De acuerdo a las exigencias, los diámetros más comunes los revestimientos son: Tabla 3.1 Diámetros más comunes de las tuberías de revestimiento Revestimiento Superficial Intermedio Producción

Diámetro nominal en pulgadas

9 5/8 8 5/8 4 1/2

10 3/4 9 5/8 5

13 3/8 10 3/4 5 1/2

16 11 3/4 6 5/8

20

-

-

-

7

75/8

Realizado por: Autores

La profundidad a la cual puede colocarse una columna de revestimiento de estos diámetros en el pozo está en función del peso nominal (lb/pie de tubo), que se traduce en la capacidad de resistencia en tensión, aplastamiento y estallido. 3.4.1.1 Diámetro Drift También conocido como el diámetro de paso, el mismo indica el tamaño máximo que debe tener una herramienta para poder atravesar una tubería de revestimiento de cualquier tamaño.

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3.4.2 Longitud de la tubería de revestimiento Representa el largo aproximado de un tubo o sección de una sarta de revestimiento, dentro de esto encontramos:

Tabla 3.2 Longitudes y rangos de los revestidores Rango

Longitud (pies)

1 (R-1)

16-25

2 (R-2)

25-34

3 (R-3)

34-48

Fuente: Bibliografía

3.4.3 Grados del acero La calidad de la tubería que se desea seleccionar es normada por el API, se define por una letra seguida por un número, la letra simboliza el grado de acero, y la parte numérica de la designación del grado de la tubería de revestimiento es la resistencia mínima a la deformación expresada en miles de libras por pulgada cuadrada (PSI), las más usadas son: H-40, J-55, K-55, C-95, L-80, N-80, P-110. El grado denominado N-80 tiene una cedencia (yield) de 80.000 psi, y estos varían desde el H-40, cuyo rendimiento mínimo (cedencia mínima) es de 40.000 psi, hasta el P-110 cuyo rendimiento mínimo es de es de 110,000 psi, en cambio el K-55 difiere del J-55 en su ultima resistencia a la tensión que es de 95.000 lbs/plg2 frente a 75.000 lbs/plg2 para el J-55, esta variación en la y resistencia a la tensión depende de la composición química, del tratamiento térmico y proceso de templado del acero. Tabla 3.3 Grados de acero de la tubería de revestimiento Most Common Grades H-40 J-55 K-55 C-75 L-80 N-80 C-90 C-95 P-110 V-150

Minimum Yield Ultimate Tensile Strenght (PSI) Strenght (PSI) 40.000 60.000 55.000 75.000 55.000 95.000 75.000 95.000 80.000 95.000 80.000 100.000 90.000 100.000 95.000 105.000 110.000 125.000 150.000 160.000 Fuente: Bibliografía

51

3.4.4 Conexiones o juntas Una junta o conexión, es la unión de dos tuberías para introducirse en el pozo, con la premisa que ésta sea hermética y capaz de soportar cualquier esfuerzo al que se someterá la tubería. Básicamente una junta o conexión esta constituida por tres elementos principales que son: un piñón una caja y la rosca. El miembro roscado externamente es llamado el de tubería o piñón (pin). El

miembro roscado

internamente es llamado caja.

Figura 3.6 Ilustración de una conexión de tuberías de revestimiento

Realizado por: Autores

Normalmente todas las tuberías de revestimiento se suministran con

roscas y

conexiones, para los diferentes casos existen conexiones API y conexiones patentadas. De estas nos referiremos con mayor énfasis a las conexiones y roscas más populares en toda la historia de la perforación de pozos petroleros, estas son las API Standard.

3.4.4.1 Conexiones API Se rigen por las especificaciones STD 5B y SPEC 5CT de API. Las especificaciones STD 5B de API cubren las roscas, es decir, los filos que se observan en los extremos

52

de la tubería, mientras que del acoplamiento y la longitud del acoplamiento, se especifican en la SPEC 5CT de API. Estas roscas y conexiones API para revestidores y tuberías de producción se clasifican de acuerdo a la forma de la rosca, con variaciones que obedecen al diámetro de la tubería, el espesor de las paredes, el grado y la longitud básica de la rosca, así tenemos las siguientes:

API Short Round Thread Casing (STC) API Long Round Thread Casing (LTC) API Buttress Thread Casing (BTC)

3.4.4.1.1 API Short Round Thread Casing (STC) Esta rosca redonda API con acople corto (STC) cuenta con 8 HRR (Ocho Hilos Rosca Redonda) debido a que, en los diámetros más usuales, se fabrica con 8 hilos por pulgada y sus crestas y valles están redondeados con un ángulo de 30º del eje vertical de la tubería (figura 3.7). Comunes en tuberías de revestimiento, de 4 1/2" a 20".

Figura 3.7 Diagrama del perfil de la Rosca Redonda de Hilos

Fuente: Tenaris

Este tipo de rosca también se encuentra presente en las tuberías de producción que se enumeran a continuación: ƒ

IJ (Integral Joint): Conexión de junta integral de rosca redonda para tuberías de producción, en la cual el diámetro interno y externo de la tubería varían un poco, para realizar el maquinado de la rosca.

53

ƒ

NUE (Non-Upset Tubing Thread): Conexión acoplada sin upset (recalque o ensanchamiento) exterior para tuberías de producción, en ella el diámetro exterior y el diámetro interior del tubo permanecen constantes.

ƒ

EUE (External-Upset Tubing Thread). Conexión acoplada con upset exterior para tuberías de producción, en ella el diámetro exterior de la tubería aumenta y el diámetro interior del tubo permanece constante.

3.4.4.1.2 API Long Round Thread Casing (LTC) Se diferencia de la anterior por tener un acople largo (LTC) teniendo las mismas 8 HRR presentado la misma geometría de diseño en ellas. Figura 3.8 Short & Long Round Thread Casing

Fuente: Weatherford Realizado por: Autores

54

3.4.4.1.3 API Buttress Thread Casing (BTC) La rosca API Buttress con acople regular (BTC), posee 5 roscas por pulgada, su geometría de diseño presenta un flanco de carga paralelo a un flanco de enchufe con ángulos de 3º y 10º respectivamente del eje vertical de la tubería, es decir es una rosca cuadrada por lo que contribuye a disminuir el deslizamiento de las roscas y proporciona una alta resistencia a esfuerzos de tensión. Esta conexión es 100% eficiente en la mayoría de los casos. La Rosca Buttress se utiliza en tubería de revestimiento, en rangos de 4 1/2" hasta 20" de diámetro siendo la mas actualmente usada. Su fabricación está sustentada en las normas API 5B.

Figura 3.9 Buttress Thread Casing

Fuente: Weatherford

Figura 3.10 Diagrama del perfil general de la Rosca Buttress

Fuente: Tenaris

55

Tabla 3.4 Forma de roscas y conexiones API normalizadas ROSCA

CONEXIÓN IJ

10R

NUE EUE NUE EUE

8R

STC

LTC BTC

Trapezoidal

BTC BTC BTC

RASGOS DISTINTIVOS Tubería de Producción de 1,315" a 2,063" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro Tubería de Producción de 1,315" a 2,063" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro Tubería de Producción de 1,315" a 2,063" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro Tubería de Producción de 4" y 4 1/2" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro Tubería de Producción de 2 3/8" a 4 1/2" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro Revestidor de 4 1/2" a 20" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro Apriete en función del grado Revestidor de 4 1/2" a 20" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro Apriete en función del grado Revestidor de 4 1/2" De. Apriete, longitud de rosca Revestidor de 5 1/2" a 7 5/8" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro Revestidor de 8 5/8" a 13 3/8" De. Revestidor de 16" a 20" De. Forma de rosca, diámetro principal, ahusamiento Fuente: PDVSA

Realizado por: Autores

3.4.4.2 Conexiones Patentadas Son juntas para productos tubulares sobre las cuales existen derechos de propiedad y que poseen especificaciones confidenciales, generalmente asociadas a patentes. A menudo, las conexiones patentadas suelen denominarse conexiones “premium”. En muchas de ellas y con demasiada frecuencia, su desempeño es inferior al de las conexiones API. Las más comunes se resumen en la siguiente tabla: Tabla 3.5 Estándares de conexiones y roscas patentadas para tuberías de revestimiento Armco

Hydril

Mannesmann

NL Atlas Bradford

Quanex

Reed

Vallourec

Vam Realizado por: Autores

Vetco

56

Se admite que las conexiones patentadas no están cubiertas por las especificaciones API. No obstante, es razonable exigir que el diseño de una conexión patentada cumpla con los requerimientos de Control de Diseño para los Programas de Calidad.

3.4.4.3 Eficiencia de las conexiones

Una forma directa de dimensionar la capacidad de resistencia de una junta se ha establecido mediante el concepto de eficiencia de las juntas o conexiones. Se define como un número expresado en porcentaje de resistencia, generalmente a la tensión, respecto a la resistencia a la tensión del cuerpo del tubo. Esto quiere decir que una junta con 100% de eficiencia tiene una resistencia similar o mayor a la tubería. De otra forma:

Eficiencia =

Tension en la junta * 100 Tension en tubo

Ec. 3.1

57

3.5 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Las propiedades más importantes de las tuberías de revestimiento, son los valores promedios de: colapso, tensión y estallido; las tablas proporcionadas por los fabricantes de acuerdo a las especificaciones A.P.I. indican estas propiedades según los diversos tipos y grados de ellas.

3.5.1 Colapso El promedio de presión de colapso (aplastamiento) es la mínima presión requerida para aplastar el tubo, en ausencia de presión interior y carga axial. El diseño de la resistencia al aplastamiento esta generalmente basado en la carga hidrostática del lodo en el agujero al momento de correr la tubería de revestimiento dentro del pozo. Al analizar los factores que afectan la resistencia de la tubería de revestimiento al aplastamiento, se ha encontrado que la resistencia a la tensión del acero es uno de los elementos básicos, al aumentar esta resistencia también aumenta la resistencia al aplastamiento de la tubería. Sin embargo la resistencia al aplastamiento de una tubería de revestimiento de un grado determinado de acero se altera materialmente cuando se aplican esfuerzos en más de una dirección. Cuando la tubería de revestimiento se coloca en un pozo las fuerzas que tienden a aplastarla no solo se deben a la presión externa ejercida sino también, al peso de la tubería abajo del punto del diseño. La carga biaxial como se la llama debido a que las cargas están en ángulo una con respecto a la otra, de hecho reduce la resistencia a la tensión del acero.

3.5.2 Tensión El valor de la fuerza de tensión (elongación) representa la mínima resistencia a la cedencia del cuerpo del tubo para que exceda su límite a la deformación. Cualquier tramo de tubería de revestimiento en la columna debe soportar el peso de toda la tubería suspendida debajo de ella. En la tubería de revestimiento sin costura API, la fuerza de unión en los acoplamientos es el lugar más débil y es la fuerza de unión la que se usa para diseñar la resistencia a la tensión.

58

La tensión se puede determinar a partir de la cedencia del material y el área de la sección transversal. Se debe considerar la mínima cedencia del material para este efecto. Es decir:

RT =

π 4

(de 2 − di 2 )σy

Ec. 3.2

Donde: RT = Resistencia a la tensión (psi) de = Diámetro exterior (plg) di = Diámetro interior (plg) σy = Esfuerzo de cedencia (psi)

La fórmula recomendada por el A.P.I. para determinar los esfuerzos de tensión en los acoplamientos para las tuberías H-40, J-55, N-80 y P-110 se muestran a continuación. Para acoplamientos cortos

⎡ ⎛ 1 ⎞ ⎤ P = 0,80⎢C (86 − D) * ⎜ + 62 ⎟ Aj ⎥ ⎝ t − 0,18 ⎠ ⎦ ⎣

Ec. 3.3

⎡ ⎛ 1 ⎞ ⎤ P = 0,80⎢C (65 − D) * ⎜ + 62 ⎟ Aj ⎥ ⎝ t − 0,18 ⎠ ⎦ ⎣

Ec 3.4

Para acoplamientos largos

Donde: P = fuerza de unión mínima, kg. D = Diámetro exterior de la tubería de revestimiento, cm. d = Diámetro interior de la tubería de revestimiento, cm. t = espesor de pared, cm. Aj = área bajo la ultima rosca perfecta, cm2. = 0,7856 [(D – 0,36)2 – d2] Ec 3.5 C = constante del acero, tabla 3.2

Tabla 3.6: Valores de C para las ecuaciones 3.3 y 3.4

Grado H-40 J-55 N-80 P-110

Acoplamiento Corto 72,5 96,5 112,3 149,6

Acoplamiento largo NA 159 185 242

Fuente: Drilling Data Handbook

59

3.5.3 Presión Interior El promedio de presión interior (estallido) se calcula como la mínima presión interior necesaria para ocasionar la ruptura del tubo en ausencia de presión exterior y carga axial de tensión. Normalmente, en el fondo del pozo la presión en el exterior de la tubería de revestimiento es mayor o igual que la presión interior. Esta presión externa se debe ya sea a la carga hidrostática del lodo de perforación o tal vez, a la presión del agua en los poros de la roca adyacente al área cementada del espacio anular detrás de la tubería de revestimiento. Sin embargo, en la parte superior del agujero, no hay fluido con carga hidrostática que ejerza esa presión externa, cualquier presión interna que exista ahí debe ser resistida por la tubería.

Figura 3.11 Propiedades Mecánicas de la Tubería de Revestimiento

Realizado por: Autores

3.6 CAUSAS DE FALLAS DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Las principales fallas de las tuberías de revestimiento son básicamente: Colapso, Tensión, Estallamiento y Corrosión, el tratamiento de de cada una de las fallas simplifica el estudio y análisis del comportamiento de la resistencia en los materiales.

3.6.1 Falla por Aplastamiento Es el resultado de un desequilibrio en las presiones externas. Consiste en el aplastamiento o achatamiento de la tubería de revestimiento que puede ocurrir cuando la presión del fluido en la parte exterior de la tubería, es mucho mayor que la presión

60

interna. Esto su cede cuando la tubería está vacía y sobre ella se ejerce la totalidad de la presión debida a la columna de lodo o al agua formacional externa a la tubería.

Figura 3.12 Muestra de una tubería colapsada

Fuente: PEMEX

Dentro de los factores que influyen en la resistencia al colapso de las tuberías, está el aspecto geométrico, las imperfecciones generadas en el proceso de fabricación dan como resultado el tener un tubo con cierto porcentaje de ovalidad y excentricidad.

3.6.1.1 El ovalamiento geométrico Se define como el máximo diámetro exterior, menos el mínimo diámetro exterior dado en una sección plana, divida por el diámetro exterior nominal. Queda de manifiesto que el proceso de fabricación de un tubo no es perfecto. Es decir se genera una imperfección al producir un tubo con un diámetro ligeramente irregular en su cara exterior (ver figura 3.13) Figura 3.13 Contorno de una tubería ovalada

Fuente: Bibliografía

61

3.6.1.2 La Excentricidad Es una medida de las imperfecciones detectadas en una tubería por efecto de los cambios de espesor en el cuerpo del tubo (ver figura 3.14).

Figura 3.14 Sección transversal de una tubería excéntrica

Fuente: Bibliografía

3.6.1.3 El Desgaste Se define como la degradación o deterioro del material por efecto de la fricción producida por el contacto entre dos materiales (tubos). En la perforación de pozos desviados ocurren desgastes severos en la superficie interior de la tubería de revestimiento al estar sujeta a grandes flexiones, lo cual, afecta las funciones del tubo. Todos estos factores (excentricidad, ovalamiento geométrico, desgaste) afectan la resistencia al colapso de las tuberías de revestimiento pero el A.P.I. no toma en cuenta estas imperfecciones. Sin embargo, recientes propuestas al comité de revisión de estándares en materia tubular indican la posibilidad de que el API considere como especificaciones las definiciones de ovalidad y excentricidad, para que después sean consideradas en la evaluación de la resistencia de las tuberías. Se ha calculado que una deformación de 1% en la tubería puede reducir la resistencia al aplastamiento en un 25%. Por este motivo la tubería de revestimiento debe ser manipulada en forma cuidadosa.

3.6.2 Falla por Elongación La tensión es una condición mecánica de una tubería que puede ocasionar la falla o fractura de la misma. Se origina por la acción de cargas axiales que actúan

62

perpendicularmente sobre el área de la sección transversal del cuerpo del tubo. Las cargas dominantes en esta condición mecánica son los efectos gravitacionales, flotación, flexión y esfuerzos por deformación del material.

3.6.2.1 Fallas en las conexiones o juntas Se han detectado diferentes modos de falla en las juntas por efecto de la carga de tensión impuesta.

3.6.2.1.1 Salto de Roscas (Jump-out) Es una situación de falla originada por una carga de tensión en la que se presenta una separación de la rosca del piñón o de la caja con poco o sin ningún daño sobre los elementos de la rosca. En caso de una carga compresiva, el piñón se incrusta dentro de la caja.

3.6.2.1.2 Fractura La carga de tensión genera la separación del piñón de la del cuerpo del tubo, que generalmente ocurre en la última rosca enganchada (ver figura 3.15). Figura 3.15 Rompimiento del piñón en tubería

Fuente: PEMEX

3.6.3 Falla por Estallido La falla por estallido produce fracturas longitudinales en la tubería y es el resultado de presiones internas relativamente altas. Tales presiones son iguales a la presión prevista del fondo del pozo menos la presión debida al peso del fluido. Después de instalar la tubería de revestimiento, se aplica una prueba de presión estando el lodo

63

dentro de la tubería a la presión prevista, a fin de comprobar la resistencia al estallido y ver si hay filtraciones.

3.6.4 Resumen: ƒ Las fallas por colapso ocurrirán en el fondo de la columna o en la parte inferior de una sección uniforme de tubería de revestimiento ƒ Las fallas por estallido ocurrirán cerca de la parte superior de la columna o cerca de la parte superior de una sección uniforme de la tubería que se encuentra arriba de la parte más alta de cemento ƒ Las fallas a la tensión ocurrirán en la parte superior de la columna o en la parte superior de una sección uniforme de tubería de revestimiento Otra falla presente en las tuberías de revestimiento es el causado por la corrosión, esta se la estudia en la siguiente sección.

3.7 CORROSIÓN EN LOS REVESTIMIENTOS Los problemas de corrosión en la industria petrolera han sido atacados desde hace muchos años por la industria de los inhibidores, selección de material, protección catódica, recubrimientos en las tuberías, control del medio ambiente. La literatura maneja los dos tipos de corrosión de diferente forma, por lo que se tomo una de las versiones más resumidas.

Figura 3.16 Corrosión de la tubería

Fuente: PEMEX

3.7.1 Tipos de corrosión Los más comunes en tuberías y conexiones de pozo petroleros son:

64

3.7.1.1 Corrosión por CO2 También llamada corrosión dulce, es la disolución del acero causada por el CO2 disuelto en agua. El CO2 por si solo no es corrosivo pero con el agua forma ácido carbónico que la reaccionar con el fierro forma carbonato de fierro, desprendiéndose en escamas y reduciendo el espesor de la tubería. La reacción química es como sigue: CO2 + H2O ----- > H2CO3 (ácido carbónico) H2CO3 + Fe -----> Fe CO3 (carbonato de fierro) + H2

3.7.1.2 Corrosión Galvánica Puede definirse como la corrosión que ocurre cuando los metales disímiles están en contacto, sumergidos en líquidos conductivos de corriente eléctrica. La corrosión es estimulada por la diferencia de potencial entre los dos metales- El metal noble actúa como cátodo y el metal menos noble como ánodo y corroe.

3.7.1.3 Fragilización por hidrógeno en aceros con aleaciones de níquel. Éstas aleaciones son agrietadas por la combinación del esfuerzo de tensión y la corrosión galvánica (contacto de metales disímiles) y también con la presencia de agua con iones Cl-, CO2 y H20. La acción de gas Hidrogeno sobre la superficie del metal con aleación de Níquel causa la fragilización cuando está esta en contacto con un metal menos noble.

3.7.1.4 Sílfide Stress Corrosión Cracking (SSCC) Es el agrietamiento del metal ocasionado por la combinación del esfuerzo de tensión y la presencia del H2S en un medio acuoso. Los iones libres de H penetran la estructura del metal causando una perdida de ductibilidad. También se conoce como fragilización del acero. La reacción química es:

H2S + Fe + H2O -----> Fe S (sulfuro de hierro) + 2H (hidrogeno libre) + H2O

65

3.7.1.5 Stress Corrosión Cracking (SCC) Este tipo de corrosión se produce por la acción combinada del esfuerzo de tensión y la presencia de agua con iones cloro, como el agua salada de formación. Este tipo de corrosión es la más común en las tuberías de producción que manejan altos porcentajes de agua salada.

3.7.1.6 Fisuras por corrosión Son puntos de disolución del acero, formando cavidades y agujeros en las tuberías. Sucede cuando se rompe la película inerte ante la presencia de agua con iones de cloro. Estas picaduras pueden ser el inicio de la corrosión SCC. Figura 3.17 Falla por corrosión en el cople

Fuente: PEMEX

3.8 CONTROL DE CALIDAD El control de calidad de la tubería de revestimiento se la realiza al salir de su proceso de fabricación, así como antes de ingresar al pozo. Para ambos casos se emplea métodos normativos como son las API 5L y ASTM A53. Empezaremos describiendo los diferentes métodos que estas utilizan.

3.8.1. Métodos de ensayo no destructivos Se basan en la aplicación de fenómenos físicos como ondas electromagnéticas, acústicas, elásticas, emisión de partículas subatómicas, capilaridad, absorción y cualquier tipo de prueba que no implique un daño considerable a la muestra examinada. Su aplicación se encuentra resumida en los tres grupos siguientes:

66

ƒ Defectología: Permite la detección de discontinuidades, evaluación de la corrosión y deterioro por agentes ambientales; determinación de tensiones; detección de fugas. ƒ Caracterización:

Evaluación

de

las

características

químicas,

estructurales,

mecánicas y tecnológicas de los materiales; propiedades físicas (elásticas, eléctricas y electromagnéticas); transferencias de calor y trazado de isotermas. ƒ Metrología: Control de espesores; medidas de espesores por un solo lado, medidas de espesores de recubrimiento; niveles de llenado. 3.8.1.1 Inspección Visual Para una valoración inicial relativa del elemento examinado, las características a inspeccionar visualmente son: √

Desgaste

√

Picaduras o escamas por corrosión

√

Deformaciones (generalmente en cuanto a la rectitud del cuerpo tubular)

√

Grietas

√

Huecos

√

Otros daños físicos superficiales como marcas de herramientas, cortes de cable, etc.

Para accesos de difícil visualización o nulos se emplean endoscopios y boroscopios estos son instrumentos de inspección óptica. En un cuerpo tubular para la inspección interna de la superficie se usará el boroscopio, que es un dispositivo de inspección óptica flexible con un ocular en un extremo y una lente de aumento en el otro. Los boroscopios proporcionan una vista del interior de agujero que de otra manera sería difícil o imposible. 3.8.1.2 Inspección con partículas magnéticas a) Campos de Fuga Cuando un imán es parcialmente cortado, se forman dos polos opuestos apareciendo una pequeña cantidad de líneas de fuerza que se unen a través del aire formando un flujo disperso.

67

Por lo tanto en la zona correspondiente al corte (ó a cualquier discontinuidad) se formará una gran densidad de flujo que debe pasar por una sección reducida, ocasionando que la permeabilidad sea menor que el resto de la pieza, lo que hará que parte del flujo escape fuera de la misma formando un “campo de fuga”. Este método de partículas magnética consiste en detectar los campos de fuga provocados por la formación de polos magnético a ambos lados de una discontinuidad que interrumpe el camino de las líneas de fuerza.

b) Magnetización La corriente eléctrica, al pasar por una bobina crea un campo magnético. Este efecto es la base del método de magnetización para cuerpos tubulares, el mismo que permite localizar discontinuidades transversales tanto exteriores como interiores.

Figura 3.18: Magnetización para localizar fallas transversales

Fuente: Bibliografía

Para magnetizar se utiliza un impulso eléctrico y trabajamos con el magnetismo remanente, lo cual es posible si el contenido de carbono es mayor al 0,15% lo que es común en tuberías empleadas en la industria petrolera. Sí deseamos localizar fallas longitudinales, como en el caso de tubería nueva de revestimiento o producción nueva, crearemos un campo circunferencial, colocando los electrodos en los extremos del tubo figura 3.19.

Figura 3.19: Magnetización para localizar fallas longitudinales

Fuente: Bibliografía

68

c) Partículas magnéticas Se dividen en dos clases: 1) Para observar con luz blanca: En este caso pueden ser de color gris, rojo, amarillo, blanco. 2) Para observar con luz ultravioleta. Esta clase es fluorescente, siendo el color mas apropiado el amarillo verdoso, por ser el que ofrece la más alta visibilidad al ojo humano. Las características principales que deben poseer estas partículas son: baja retentividad, alta permeabilidad, buena visibilidad, tamaño y forma que permitan alta movilidad, baja densidad e inalterabilidad.

d) Aplicación de las partículas magnéticas Existen dos técnicas de aplicación: 1)

Técnica seca.- Las partículas magnéticas son esparcidas directamente sobre la superficie a inspeccionarse. Para que los resultados sean confiables, es necesario que la superficie que se inspecciona este limpia y seca. El procedimiento es el siguiente: √

Magnetización (aunque vale señalar que la tubería de perforación y de ensamblaje de fondo, casi siempre está magnetizada debido al rozamiento con la formación).

√

Limpieza del área a inspeccionarse.

√

Espolvorear las partículas magnéticas de modo que se forme una cubierta fina y homogénea.

2)

√

Quitar el exceso de partículas

√

Análisis de las indicaciones

Técnica Húmeda.- En este caso las partículas se encuentran en suspensión en un líquido (como kerosene). Las características de la suspensión deben ser tales que permitan una buena movilidad de las partículas hacia las discontinuidades. El procedimiento es como sigue:

69

√

Magnetización

√

Limpieza de las superficies a ser inspeccionadas.

√

Se prepara la suspensión y se baña con ella el área a inspeccionarse, con la ayuda de un chisguete aplicado.

√

Se espera un tiempo (dos a tres minutos) para que las partículas migren hacia las discontinuidades.

√

Se evalúan las indicaciones.

En la práctica, los métodos más usado son los de partículas magnéticas para ver con luz blanca aplicadas con técnica seca, y el de partículas magnéticas fluorescente para ver con luz negra aplicada con técnica húmeda.

3.8.1.3 Inspección con líquidos penetrantes Este método tiene su inicio a fines del siglo pasado en la inspección de piezas de locomotoras. Consistía básicamente en sumergir la pieza en una mezcla caliente de aceite y querosene para que ésta penetre en las fisuras. Generalmente se emplea en aleaciones no ferrosas, aunque también se puede utilizar para la inspección de materiales ferrosos cuando la inspección por partículas magnéticas es difícil de aplicar. Procedimiento para la inspección con líquidos penetrantes:

a) Limpieza del área a inspeccionarse Esta condición es necesaria y debe ser ejecutada con prolijidad, ya que partículas de polvo, grasa u otros contaminantes pueden dar los siguientes problemas: √

Reaccionan con el líquido penetrante y producen variación en sus propiedades.

√

Malogran la visibilidad o el contraste en los resultados.

√

Impiden que el líquido penetre en las fisuras o poros.

Se recomienda para la limpieza usar cepillo de cerda de alambre blando, ya que los cepillos de acero causan deformaciones superficiales que enmascaran e incluso tapan las grietas.

70

b) Aplicación del líquido penetrante. La forma más práctica de aplicación del líquido penetrante es mediante aerosoles, teniendo siempre cuidado de hacerlo en sitios con buena ventilación por el peligro que significa su inhalación. Una vez aplicado debe dejarse transcurrir un tiempo prudencial para que el líquido penetre en las fisuras. Según el caso puede ser de varios minutos a una hora, siendo lo más aconsejable seguir las instrucciones del fabricante.

Figura 3.20 Proceso de inspección con líquidos penetrantes

Fuente: Bibliografía

c) Remoción del exceso de penetrante Se lleva a cabo aplicando otro líquido llamado “de lavado” cuya función es remover el líquido penetrante que no ha ingresado a los poros o grietas. Aquí es donde una viscosidad excesivamente baja del líquido penetrante que esta dentro de las grietas, produce una movilidad que permite que sea removido de las mismas, originando la pérdida de la inspección. El tipo de penetrante usado determina el tipo de líquido de lavado a aplicarse.

d) Revelado Consiste en la aplicación de una ligera capa de polvo fino sobre la superficie a inspeccionarse, para absorber el penetrante que esta dentro de las grietas o poros concentrándolos en la superficie.

71

La forma más práctica de aplicar el revelador es el aerosol, formando el polvo una suspensión en un líquido volátil. Este tipo de aplicación tiene la ventaja de que puede ser usado con cualquier tipo de penetrante, teniendo además muy alta sensibilidad. La figura 3.20 ilustra al proceso hasta ahora descrito.

e) Observación y análisis de resultados La figura 3.20 ilustra al proceso arriba descrito. La aplicación en la práctica de éste método, se da en la inspección de ensamblaje de fondo de una sarta de perforación cuando se inspecciona el lastrabarrena antimagnético o monel

3.8.1.4 Inspección con ultrasonido Esta clase de inspección proporciona una idea bastante buena del nivel de desgaste que tiene una tubería de perforación que ha sido muy usada, así como de las condiciones de una tubería de revestimiento o producción. Su funcionamiento se basa en la impedancia acústica, la que se manifiesta como el producto entre la velocidad máxima de propagación del sonido y la densidad del material. Las pruebas con ultrasonido se efectúan con niveles de frecuencia entre 0,5 y 15 MHz, lo que le permite clasificarse como onda ultrasónica, este tipo de onda pertenece al conjunto de las llamadas mecánica, ya que necesitan un medio elástico para su propagación. Si el medio tiene estructura cristalina (como los metales), las partículas que forman la red oscilarán originando los siguientes tipos de onda ultrasónica. Ondas longitudinales.- En las cuales la dirección de propagación de la onda es paralela a la oscilación de las partículas. Ondas transversales.- Cuando la dirección de propagación de la onda es perpendicular a la dirección de oscilación de las partículas. Ondas superficiales.- Cuando la onda se propaga exclusivamente en la superficie del material siguiendo el perfil del cuerpo.

72

Cuando se inventó este procedimiento, se medía la disminución de intensidad de energía acústica cuando se hacían viajar ondas supersónicas en un material, requiriéndose el empleo de un emisor y un receptor.

3.8.1.5 Inspección Electromagnética El fundamento teórico es básicamente el mismo que el de la inspección con partículas magnéticas, es decir la detección de perturbaciones en un campo electromagnético en el contexto de la ley de Gauss del electromagnetismo. El objetivo de la inspección electromagnética es localizar fracturas, picaduras de corrosión, daños mecánicos (como los producidos por cuñas o llaves) y otros defectos que comprometen la integridad del tubo. Las ventajas principales de este método son: √

El registro del estado del cuerpo del tubo es continuo.

√

Pueden ser localizadas simultáneamente imperfecciones tanto en la superficie interna como en la externa del cuerpo del tubo.

a) Descripción general del equipo usado Este tipo de inspección requiere de un equipo electrónico y de uno auxiliar para completar el trabajo, este consta de los siguientes componentes principales: 1) La consola de control.- Tiene como funciones: √

Convertir la señal eléctrica de los detectores en una representación que pueda ser evaluada por el inspector (gráfico en papel o pantalla).

√

Calibrar la sensibilidad de los detectores, la intensidad de los detectores, la intensidad de la magnetización y la amplificación de la señal.

2) La unidad de magnetización y detección.- Esta compuesta por la bobina y los sensores y sus funciones: √

Inducir un campo magnético en el cuerpo del tubo.

√

Detectar el campo y sus perturbaciones.

73

3) La unidad de suministro de poder.- Proporciona la energía necesaria a la consola y a la unidad de magnetización. b) El equipo complementario Es importante establecer que la inspección electromagnética por si sola, nos proporciona una evaluación básicamente cualitativa de los defectos, por lo que en la práctica siempre se la efectúa combinada con inspección ultrasónica y opcionalmente con inspección de partículas magnéticas, por lo que se requerirá el equipo apropiado para estas inspecciones complementarias.

3.8.2. Otros métodos de inspección de tubería

3.8.2.1 Calibración Interna Consiste en hacer pasar por dentro de la tubería y a todo lo largo de la misma, una herramienta llamada calibrador con el objeto de verificar que el diámetro interno del tubo (calibre) se mantiene evitando así futuros atascamientos de las herramientas que pasarán por el mismo. Además, limpia que objetos extraños el interior del tubo. El calibrador es un mandril cuya longitud varía entre 12 y 42 pulgadas y cuyo diámetro depende del tamaño y peso de la tubería a inspeccionarse. Los valores API para las distintas medidas de calibrador se encuentran tabulados para facilitar su uso.

Tabla 3.7 Tamaño del conejo según ID de la tubería

Tamaño Nominal

Diámetro del conejo

Tubería de revestimiento y producción

(Drift)

2 7/8 y menores

ID – 3/32”

3 1/2 a 8 5/8

ID – 1/8”

9 5/8 a 13 3/8

ID – 5/32”

16 y mayores

ID – 3/16”

Fuente: Bibliografía

74

3.8.2.2 Inspección de roscas Una conexión enroscada es un complicado mecanismo compuesto de muchos elementos los cuales deben interactuar en una forma preestablecida para cumplir adecuadamente su función. (sección 3.4.4). La cita anterior nos revela la importancia de las roscas en la mayoría de las operaciones, ya sean de perforación, producción, perfilaje, revestimiento, pesca, etc., ya que después de todo son las roscas las que hacen que nuestra sarta se comporte como una unidad. Para propósitos de inspección se consideran los siguientes elementos: a)

Altura o profundidad del hilo: Es la distancia de la cresta a la raíz del hilo, medida normalmente al eje de la rosca.

b)

Estiramiento: es la distancia de un punto sobre un hilo al punto correspondiente en el siguiente hilo, medida paralela al eje de la rosca.

c)

Conicidad: Es el cambio en el diámetro de una rosca, expresado en pulgadas por pie de longitud de rosca.

3.8.2.2.1 Calibración de profundidad del hilo Existen varios tipos de calibradores para medir la altura del hilo: Calibradores internos – externos: Especiales para medición interna (en la caja) de tuberías de 3” y menores. La exactitud de los calibradores debe ser verificada usando bloques normalizadores para cada tipo de conexión.

3.8.2.2.2 Calibración del estiramiento de la rosca Hay dos formas de realizarlas: a)

Calibrando al intervalos de 1”

b)

Midiendo el estiramiento acumulado sobre la longitud de la rosca, tomando en cuenta sólo los hilos perfectos.

75

Los calibradores para este tipo de inspección consisten básicamente de un armazón con un dial, además de dos puntos de contacto (de la herramienta con la rosca): uno fijo y otro móvil. La variación de la distancia entre los puntos de contacto cuando están sobre la rosca, nos da la medida del estiramiento que no debe ser mayor a 0,003” cuando se lo mide en intervalos de 1” - 0,006” cuando se mide el estiramiento acumulado.

3.8.2.2.3 Calibración de la conicidad de la rosca Para este tipo de inspección hay dos clases de calibradores: para rosca externa (pin) y para rosca interna (caja). Ambos tipos tienen un dial y un punto de contacto móvil y otro fijo. La medición se hace generalmente a intervalos de 1”. El calibrador se ajusta sobre la rosca que está siendo inspeccionada, colocando el punto fijo sobre la raíz posterior a un hilo perfecto y poniendo el punto móvil en el lado diametralmente opuesto de la misma raíz. La lectura del dial en esta posición debe ajustarse a cero. Desplazando el calibrador una pulgada en el sentido del eje de la rosca, se tomará una segunda lectura que señalará el cambio de diámetro en milésima de pulgada/pulgada, siendo más o menos 0,005” una tolerancia aceptable.

3.8.2.2.4 Evaluación del desgaste de la rosca En la práctica para este tipo de inspección se usan generalmente las galgas o “peines”. Estas herramientas tienen la forma del perfil de la rosca. Se utilizan apoyándolas sobre la rosca con la orientación paralela al eje de la misma La observación del perfil de la galga contra el de la rosca nos indica el nivel de desgaste de la conexión, así como otras deformaciones producidas por golpes o hundimientos. A pesar de su simplicidad las galgas proporcionan información confiable para tomar una decisión sobre el rechazo o la aceptación de un tubo. Otra forma de evaluar el desgaste de una conexión es enroscando una conexión de prueba, que es un herramienta construida específicamente para el efecto, la misma que enroscará hasta una distancia de diseño prevista. Si el borde de la conexión de prueba no ajusta a esa distancia específica (incluyendo una tolerancia), la rosca

76

inspeccionada está fuera de especificaciones. Este tipo de prueba se usa generalmente en conexiones de sarta de perforación.

3.8.3 Tipos de inspección según la tubería utilizada

3.8.3.1 En tubería de perforación Se practican generalmente los siguientes tipos de inspección, recomendando el siguiente orden: a) Inspección visual de la rectitud del tubo b) Calibración del desgaste del cuerpo c) Medición del espesor de pared con ultrasonido en el centro del tubo d) Inspección

electromagnética,

complementada

con

inspección

visual,

ultrasonido o con partículas magnética si lo amerita según el registro. e) Inspección de la junta y el área de cuñas (aproximadamente 3” desde el final de la junta) con partículas magnéticas ya sea técnica seca o luz ultravioleta. f)

Inspección visual de las roscas y calibración del diámetro de la junta.

3.8.3.2 En ensamblaje de fondo Se recomiendan los siguientes métodos de inspección: a) Inspección de roscas con partículas magnéticas fluorescente con la luz ultravioleta. Si se trata de lastrabarrenas antimagnético, se usarán líquidos penetrantes. b) Inspección visual de las roscas, ya sea usando galgas o conexiones de prueba para evaluar su nivel de desgaste. 3.8.3.3 En tubería de revestimiento Se recomiendan los siguientes métodos de inspección: a) Inspección visual de la rectitud del tubo b) Calibración interna c) Inspección visual de roscas d) Inspección de partículas magnética en el cuerpo del tubo e) Inspección de espesores de pared con ultrasonido

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3.8.3.4 En tubería de producción En tubería de producción nueva se requieren los mismos métodos que en la de revestimiento, por lo que para una tubería de producción usada, se recomienda practicar lo siguiente: a) Inspección visual de la rectitud del cuerpo del tubo. b) Calibración interna c) Inspección electromagnética d) Determinación del espesor de pared con ultrasonido de acuerdo al registro de la inspección electromagnética. e) Inspección visual de las roscas.

3.8.4 Recomendaciones Básicas √

Manipular los tubos con suavidad, con los protectores de rosca colocados.

√

Identificar las conexiones y los accesorios. Asegurarse de que sean compatibles.

√

Planificar previamente las operaciones a realizar.

√

Controlar el equipamiento a ser utilizado en la operación. Controlar la alineación del aparejo respecto del pozo.

√

Limpiar los tubos e inspeccionarlos visualmente.

√

Reinstalar los protectores limpios antes de que los tubos sean levantados hacia la boca del pozo, o usar protectores especiales.

√

Utilizar compuesto lubricante API para roscas (API 5A3).

√

Realizar el acople con sumo cuidado. En conexiones con sello metálico se deberá utilizar guía de emboque tanto en la bajada como en la extracción de la columna.

√

Utilizar la velocidad de rotación (r.p.m.) adecuada, de acuerdo con las recomendaciones.

√

Ajustar por torque-posición las uniones API. Utilizar el torque adecuado, de acuerdo con las recomendaciones para otras uniones.

√

Controlar que todos los instrumentos de medición estén calibrados (torquímetro, indicador de peso, etc.).

√

Asegurarse de que la tensión aplicada sobre el tubo o la conexión esté dentro de los límites de resistencia de los mismos. Usar factor de seguridad.

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3.9 RECEPCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN EL POZO 3.9.1 Operaciones Previas Una vez que la tubería ha llegado y se ha descargado en la locación donde se está perforando, se procede a retirar los protectores de rosca y piñón, que son protectores de plástico completamente reciclables, de peso ligero, resistentes, para proteger los piñones y las roscas de los tubulares durante su transporte. Para garantizar que la tubería se encuentre libre de obstrucciones o deformaciones, se la prueba, mediante un elemento que pasa por su interior (conejo), este es generalmente impulsado por medio de un cable cuando se encuentra sobre los caballetes; un método inédito para probar la tubería de revestimiento que va a ser introducida al pozo, ha sido usado con éxito, y es presentado en el siguiente párrafo. El principio es el mismo (un elemento que pasa por su interior, conejo) solo que éste, en vez de ser impulsado a través de un cable, es impulsado por aire, mismo que procede desde un compresor de la torre de perforación, y debe ser regularizado para que el empuje al conejo sea a una velocidad baja promedio, a fin de que este no salga disparado por su otro extremo.

Figura 3.21 Prueba de tubería de revestimiento

Realizado por: Autores

Al encontrar alguna obstrucción de aplastamiento en los revestidores se procede a retirar el conejo de la misma manera como si fuese impulsado por medio del cable. Ya probada la tubería, se limpian las roscas toda vez que los tubos nuevos o reparados son enviados al pozo con grasa de almacenamiento de diferentes marcas en sus roscas expuestas, las cuales por lo general son de color amarillo. Esta grasa debe ser removida completamente siempre colocando una membrana debajo de ellas para evitar cualquier tipo de contaminación ambiental.

79

Las siguientes son recomendaciones para la limpieza de roscas: ƒ

Lave con agua y jabón utilizando un trapo o cepillos de fibra y seque inmediatamente con un trapo o aire a presión

ƒ

Remueva la grasa con algún solvente químico y seque con un trapo limpio

ƒ

Remueva con agua a presión y seque con aire o un trapo limpio.

Figura 3.22 Caja y piñón limpio

Fuente: Tenaris

Después de lavadas y secas, las roscas no deben permanecer expuestas a la intemperie más de seis horas sobre todo en ambientes con exceso de humedad, porque pueden empezar a mostrar óxido en su superficie. A continuación se mide la longitud de cada uno de los revestimientos, desde el triangulo (al final del pin) hasta el box, con una cinta especial para medir esta clase de tubería, debe también verificarse la calidad del acero, el peso por pie y el tipo de junta antes de proceder a la instalación; seguidamente se numeran y se realiza una hoja de control de tubería (tally) para controlar el número de tubos de revestimiento.

3.9.2 Herramientas y Accesorios necesarios para la introducción de TR Además de la tubería de revestimiento, son necesarios otros elementos para poder manipular eficientemente esta tubería. Así por ejemplo, al introducir la tubería de revestimiento en un hoyo, los elevadores y brazos del top drive deben ser suficientemente resistentes para sostener a la tubería. Las llaves hidráulicas y las cuñas deben ser de un tipo tal que se mantenga al mínimo el peligro de que la tubería sufra abolladuras y melladuras. Los siguientes son algunos elementos especializados:

80

3.9.2.1 Elevadores Estos elevadores están disponibles para tuberías de revestimiento en el tipo cuña también llamado elevador spider, las cuales agarran la tubería debajo de su caja.

3.9.2.2 Cuñas Estas cuñas para tubería de revestimiento son usadas en vez de las convencionales crucetas y sirven para sostener la tubería.

3.9.2.3 TAM Casing Circulating Packer Es una herramienta diseñada para a través de ella llenar con el lodo de perforación el interior de la tubería de revestimiento mientras se la esta corriendo dentro del pozo. Sus propósitos son aumentar la velocidad de llenado de los revestimientos, circular a través de los mismos y proporcionar mayor seguridad en la ejecución de estas operaciones. Éste Tam Packer va conectado al top drive de la torre, si la torre no tuviera el top drive entonces sería conectado a su equipo elevador. Para llenar cada revestidor se procede a bombear el lodo, mismo que al pasar a través de esta herramienta obtiene una mayor velocidad de descarga, hasta 8 barriles por minuto, es importante mencionar que en la parte interior de la herramienta existe una válvula check que evita cualquier retorno de lodo. Existe un Tam Packer para cada diámetro de tubería de revestimiento. Figura 3.23 Funcionamiento del Tam-Packer

Fuente: TAM INTERNATIONAL

81

Para ejecutar la operación de circulación del pozo ya sea por dificultades al momento de bajar la tubería de revestimiento, o si ya se llegó a la profundidad programada de asentamiento, esta herramienta consta de un elemento inflable o bléris parecido al de una llanta y se lo infla ya sea con aire o agua por medio de una línea situada en la parte superior de esta herramienta la que va conectada a un dispositivo bomba (Tam Air/Hydraulic Inflation Pump) que permite que su llenado sea controlado desde la mesa rotaria. 3.9.2.4 El Equipo de Flotación El equipo de flotación, reduce los esfuerzos y fatigas en el equipo de perforación por el incremento de las longitudes y pesos de las tuberías de revestimiento a medida que se avanza en profundidad. Este equipo se compone de la siguiente forma:

3.9.2.4.1 Zapatas de tubería Estas van colocadas en el fondo de la tubería de revestimiento y sirven para guiar la tubería hasta abajo y evitar que se atasque.

3.9.2.4.2 Centralizadores Estos se colocan en la tubería de revestimiento con el fin de mantenerla centrada. De este modo se evita su atascamiento y se aumenta la eficacia de la operación de cementación.

3.9.2.4.3 El Collar Flotador Es un collar provisto de una válvula de bola (contrapresión), espaciada una unión o más por encima de la zapata de tubería. La válvula impide el reflujo desde el espacio anular hasta la tubería de revestimiento, lo cual podría ocurrir cuando se bombea la lechada de cemento a través de esta tubería.

3.9.2.4.4 Raspadores Este elemento consta de un anillo dotado de alambres flexibles de acero. Cuando la tubería de revestimiento se desplaza por efecto reciproco o giratorio, los raspadores revuelven el lodo y tienden a evitar la formación de canales en la lechada.

82

3.9.3 Procedimiento de introducción de TR Concluidas las operaciones previas, se levanta el primer tramo hasta la rampa con una grúa, se engancha el primer tramo con el elevador hasta el piso de trabajo (rig floor) teniendo en cuenta que la caja deberá estar en dirección a la mesa rotaria y el piñón en dirección a la rampa, este último con su protector.

Una vez que el primer tubo de revestimiento se encuentra en la mesa de trabajo se retira el protector del piñón, y tanto el primer casing como la zapata se limpia (baritina y cepillo) y revisa sus condiciones. Para la conexión casing-zapata, se ubica la zapata en la cuña que se encuentra sobre la mesa rotaria y una vez enganchada se coloca la suelda fría en el pin del primer casing y se enrosca a la zapata generalmente con la llave de potencia la misma que indica el torque con el cual se logra el ajuste (ver tabla 3.8).

Tabla 3.8 Torque aproximado conexión casing-zapata

Size Casing Torque Inches Lb/ft 13 3/8 15.000 9 5/8 10.000 7 6.500 – 7.000 Realizado por: Autores

Realizada la conexión casing-zapata puede también colocarse una suelda eléctrica a su alrededor con el fin de proporcionar más seguridad al ajuste. Se baja este primer revestimiento con la ayuda del tam-packer, este revestimiento de acuerdo del programa preestablecido para esta operación tiene incorporado un raspador y un centralizador, y se lo vuelve a enganchar con la cuña en su parte final de modo que su caja este libre para la conexión con el segundo casing. Se sube el segundo casing se limpia su pin y caja de conexión, se coloca la suelda fría en el pin, se enrosca con la llave de potencia y se baja, este casing también baja con un raspador y un centralizador; se sube el tercer casing y desde este en adelante se conecta con grasa.

83

3.9.3.1 Aplicación de Grasa API o Selladora La grasa selladora para Casing y Tubing está contemplada por API en su práctica recomendada 5A3 y es conocida como “thread compound” o compuesto sellador para roscas. Su fórmula original está constituida por 36% de grasa y 64% de metales suaves como: polvo de zinc (12%), hojuelas de cobre (3%), polvo de plomo (31%) y polvo de grafito (18%). Este último es el que le da su característico color negro. Después de la aplicación de la grasa debe quedar visible la forma de los hilos. La grasa puede ser aplicada sin problemas durante la lluvia, y puede resistir la contaminación con lodo de perforación, aunque es recomendable evitarlo. Para obtener una aplicación uniforme en los hilos, se debe utilizar: para los piñones una brocha plana y para las cajas una de tipo cepillo de preferencia redondo, cubriendo perfectamente los 360º, utilizando sólo la cantidad de grasa necesaria.

3.9.3.2 Acoplamiento de tuberías de revestimiento Es importante una buena alineación del tubo para el emboquillamiento del piñón en la caja, una vez alineada se realiza la conexión y se comienza a enroscar el piñón en la caja, este giro comúnmente es realizado por la llave de potencia que indica el torque o ajuste dado para la conexión, el mismo se encuentra en tablas proporcionadas por los fabricantes como indica la tabla 3.9. Tabla 3.9 Valores de Torque para la conexión de tuberías de revestimiento

Size OD In

Casing weight

10,5 11,6 11,5

5

Steel grade

(lb/ft) 9,5

4 1/2

TORQUE

13 15

H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55

Minimum 580 760 840 990 1.100 1.160 1.280 1000 1.100 1.270 1.400 1.550 1.710

(lb/ft) Optimun 770 1.010 1.120 1.320 1.460 1.540 1.700 1.330 1.470 1.690 1.860 2.070 2.280

Maximun 960 1.260 1.400 1.650 1.830 1.930 2.130 1.660 1.840 2.110 2.330 2.590 2.850

84

Continuación, Tabla 3.9

Size OD In

Casing weight

(lb/ft) 14

5 1/2

15,5 17 20

6 5/8 24 17 20 7 23 26 24 7 5/8

26,4 24 28

8 5/8

32 36 32,3

9 5/8

36 40 32,75

10 3/4

TORQUE Steel grade

40,5 45,5

H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 H-40 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 H-40 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 H-40 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 H-40 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55

Minimum 980 1.290 1.420 1.520 1.670 1.720 1.890 1.380 1.840 2000 2.360 2.570 920 1.320 1.760 1.910 2.130 2.320 2.510 2.730 1.590 2.360 2.570 1.830 1.970 1.750 2.090 2.790 3.020 3.260 3.510 1.910 2.210 2.960 3.170 3.390 3.650 1.540 2.360 3.150 3.840 3.700 3.960

(lb/ft) Optimun 1.300 1.720 1.890 2.020 2.220 2.290 2.520 1.840 2.450 2.670 3.140 3.420 1.220 1.760 2.340 2.540 2.840 3.090 3.340 3.640 2.120 3.150 3.420 2.440 2.630 2.330 2.790 3.720 4.020 4.390 4.680 2.540 2.940 3.940 4.230 4.520 4.860 2.050 3.140 4.200 4.500 4.930 5.280

Maximun 1.630 2.150 2.360 2.530 2.780 2.860 3.150 2.300 3.060 3.340 3.930 4.230 1.530 2.200 2.930 3.180 3.550 3.860 4.180 4.550 2.650 3.940 4.280 3.050 3.290 2.910 3.490 4.650 5.030 5.430 5.850 3.180 3.680 4.930 5.290 5.650 6.080 2.560 3.930 5.250 5.630 6.160 6.600

85

Continuación, Tabla 3.9

Size OD In

Casing weight

(lb/ft)

51

10 3/4 55,5 60,7 65,7 42 47 54 11 3/4 60

48 54,5 61 13 3/8 68 72 65 16

75 84 94

20

TORQUE Steel grade

106,5 133

J-55 K-55 C-75 N-80 C-95 P-110 C-75 N-80 C-75 P-110 P-110 P-110 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 C-75 N-80 C-95 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55 C-75 N-80 C-95 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 H-40 J-55 K-55 J-55 K-55 J-55 K-55

Minimum 4.240 4.550 5.670 6.030 6.950 8.100 6.320 6.710 7.740 9.020 10.040 11.040 2.300 3.580 3.850 4.260 4.550 4.870 5.200 6.520 6.930 8000 2.420 3.860 4.100 4.460 4.750 5.060 5.390 7.340 7.800 9.030 3.290 5.330 5.640 6.130 6.490 4.360 5.880 6.180 6.850 7.200 8.940 9.400

(lb/ft) Optimun 5.650 6.060 7.560 8.040 9.270 10.800 8.430 8.950 10.320 12.030 13.380 14.720 3.070 4.770 5.090 5.680 6.060 6.490 6.930 8.690 9.240 10.660 3.220 5.140 5.470 5.950 6.330 6.750 7.180 9.780 10.400 12.040 4.390 7.100 7.520 8.170 8.650 5.810 7.840 8.240 9.130 9.600 11.920 12.530

Maximun 7.060 7.580 9.450 10.050 11.590 13.500 6.540 11.190 12.900 15.040 16.730 18.400 3.840 5.960 6.360 7.100 7.580 8.110 8.660 10.860 11.550 13.330 4.030 6.430 6.840 7.440 7.910 8.440 8.980 9.230 13.000 15.050 5.490 8.880 9.400 10.210 10.810 7.260 9.800 10.300 11.410 12.000 14.900 15.660

Fuente: Weatherford

86

El giro también puede ser controlado de una manera segura mediante la inspección del triangulo (gravado sobre el piñón del tubo revestidor común en roscas BTC).Las siguientes son las posiciones del triángulo en las cuales se puede lograr el apriete de la rosca para ofrecer una conexión adecuada.

Figura 3.24 Acoplamiento de tuberías de revestimiento

Realizado por: Autores

Ya acopladas las tuberías para seguir corriéndolas hacia la profundidad programada, estas se siguen llenando con lodo de perforación mediante el tam-packer. A una profundidad muy somera se prueba el equipo de flotación, para esto se levanta la columna de revestimiento y se observa si existe desplazamiento de lodo por las zarandas, de ser así significa que el equipo de flotación esta funcionando correctamente. Se continua bajando los revestimientos llenando con lodo cada 5 tubos con el tam-packer, y centralizadores pasando una conexión.

3.9.3.3 Peso de la sarta de tubería de revestimiento Para su mejor comprensión ilustramos con el siguiente ejemplo: En un agujero de 12

¼” se introdujo una TR de 9 5/8”, N-80, 47 lb/pie, equipada con zapata guía y cople diferencial sobre el segundo tramo a 2.500 m. densidad del lodo de 1,55 gr/cm³.

3.9.3.3.1 Peso TR en el aire

lb/pie a kg/m = 1,49 (factor) 1,49 x 47 = 70,03 kg/m. 70,03 x 2.500 = 175.075 kg peso TR en el aire

87

Figura 3.25 Ilustración de peso de TR en el pozo

Realizado por: Autores

3.9.3.3.2 Peso de TR flotada

ff = 1 −

1.55 = 0.802 7.85

175.075 x 0,802 = 140.410 kg = 140,4 ton. + peso del bloc = 8.000 kg = 8.0 ton. Lectura en el indicador = 148,4 ton

3.9.3.4 Alcance de la profundidad programada Para llegar a la profundidad programada y asegurar el éxito de las operaciones es importante calcular la longitud de la columna de revestimiento y tubo de maniobra como se ilustra en la figura 3.25. Al llegar a la profundidad programada se infla el tam packer y se circula por aproximadamente dos horas, con el fin de eliminar ripios, lodo gelado y tender a reducir la temperatura del fondo del pozo. También es una manera de asegurarse de que nada cayó dentro del revestidor que pueda tapar el equipo flotador. Previa operación de cementación se corta la circulación, se retira el tam packer y se instala la cabeza de cementación a la mesa rotaria.

88

Figura 3.26 Cálculos en la corrida del casing

Realizado por: Autores Donde: MR = Mesa rotaria

EMR = Nivel sobre la mesa rotaria

HM = Altura de la mesa rotaria

S.A = Sección A

TM = Tubo de Maniobra

P.J = Point Joint

CF = Collar flotador

Z = Zapato

NS = Nivel del suelo Teniendo:

ƒ

Tubo de maniobra: TM = EMR + HM + SA + PJ

ƒ

Longitud casing: L.Csg = Pto Casing - TM

89

3.10 CEMENTACIÓN DE REVESTIDORES Debido a la importancia de poseer el hoyo adecuado y con el fin de proporcionarle integridad para las subsiguientes etapas de perforación, completación y producción, una vez que se ha bajado (corrido) el revestidor dentro del hoyo se realiza su cementación que, básicamente es la colocación de una lechada de cemento (mezcla de cemento seco más aditivos con agua) en el espacio anular, entre la tubería de revestimiento y la pared del hoyo, a presiones suficientes para que la mezcla de cemento sea desplazada a través de la zapata y ascienda por el espacio anular hasta la altura calculada (predeterminada), donde se le deja que fragüe, con lo cual la tubería de revestimiento queda unida a la formación. Para los diferentes tipos de revestidores esta operación es la llamada cementación primaria; siendo la cementación secundaria la denominada cementación forzada (squeeze).

3.10.1 Objetivos de la Cementación Proteger y soportar la tubería de revestimiento. Resguardar la columna de revestimiento contra la corrosión. Preservar la columna durante los trabajos de cañoneo (completación). Reforzar la columna contra el aplastamiento (colapso) debido a fuerzas externas. Evitar el movimiento de fluidos a través del espacio anular (detrás del Revestidor).

3.10.2 Equipo de Cementación Esta operación requiere de equipos especiales con el propósito de lograr el resultado deseado. De ellos, hemos indicado algunos en la sección 3.9.2.4, debiendo además mencionar:

3.10.2.1 Tapones Inferior y Superior Sus funciones son la de limpiar la pared del revestidor durante el paso a través de éste y de servir como medio de separación entre el lodo y el cemento (tapón inferior) y entre el cemento y el fluido desplazante (tapón superior). El tapón inferior es de caucho y al asentarse en el cuello flotador permite el paso de la lechada de cemento. Por su parte, el tapón superior es de construcción sólida y al asentarse sobre el cuello flotador permite determinar que se ha desplazado completamente la lechada, al aumentar instantáneamente la presión de desplazamiento.

90

Figura 3.27 Equipo de Cementación

Fuente: BP EXPLORATION

3.10.3 Clasificación API del Cemento El principal ingrediente de casi todos los cementos de perforación es el cemento Pórtland, un cemento artificial hecho quemando una mezcla de arcilla y caliza. Una lechada de cemento Pórtland y agua es ideal para ser usada en pozos, debido a que puede ser bombeada fácilmente y se endurece rápidamente en un ambiente bajo agua. Los cementos tienen ciertas características físicas y químicas y en base al uso que se les pueda dar en cuanto al rango de profundidad, presiones y temperaturas a soportar etc; su clasificación por el API es: (ver tabla 3.10).

91

Tabla 3.10 Clasificación API del Cemento

Clase API A B C D E F G H

MEZCLA AGUA (GAL/SXS)

5,2 5,2 6,3 4,3 4,3 4,3 5,0 4,3

PESO LECHADA (Lb/Gal)

PROFUNDIDAD DEL POZO (pies)

15,6 0-6.000 15,6 0-6.000 14,8 0-6.000 16,4 6.000-10.000 16,4 10.000-14.000 16,4 10.000-16.000 15,8 0-8.000 16,4 0-8.000 Fuente: BP EXPLORATION

TEMPERATURA ESTATICA (F)

80-170 80-170 80-170 170-230 170-290 230-320 80-200 80-200

3.10.4 Diseño de la lechada de cemento El diseño de la mezcla para lograr una lechada de cemento que cumpla con las exigencias operacionales debe considerar: •

Evitar exceder la presión de fractura de la formación. Para ello, se debe determinar la densidad máxima de la mezcla, la cual está en el orden de 1 lb/galón más pesada que el lodo utilizado durante la perforación.

•

Determinar la temperatura de fondo a partir de información sobre pozos vecinos, perfiles y correlaciones.

•

Calcular las tasas de bombeo, utilizando la geometría del hoyo y los datos de tubería y del pozo.

•

Chequear la consistencia de la lechada en el laboratorio, utilizando la misma agua de mezcla que la del campo, densidad, rendimiento, etc.

•

Calcular el volumen total de cemento, agua, desplazamiento del tapón desde superficie hasta el cuello flotador.

3.10.5 Aditivos Utilizados en Cementaciones Frecuentemente puede ser necesario alterar o modificar los cementos utilizados en una tarea específica. Los aditivos pueden clasificarse según su aplicación principal así:

3.10.5.1 Aceleradores del cemento Reducen el tiempo de fraguado del cemento, en pozos de baja y alta temperatura ƒ

Cloruro de calcio

ƒ

Cloruro de sodio

92

ƒ

Sal a bajas concentraciones

ƒ

Yeso

3.10.5.2 Retardadores y dispersantes de cemento Incrementan el tiempo de espesamiento del cemento en pozos de alta temperatura ƒ

Sulfato de bario

ƒ

Ferrofósforo

ƒ

Sal a altas concentraciones

3.10.5.3 Controladores de pérdida de filtrado Son agregados a la lechada para evitar filtraciones o pérdidas de fluidos hacia una formación permeable. Existen dos mecanismos de control de filtrado: ƒ

Viscosificación del agua de la mezcla: el cual hace que le sea más difícil fluir a través de la formación

ƒ

Entrampamiento del agua de mezcla en un reticulado de macromoléculas lo que se consigue con látex.

3.10.5.4 Agentes densificantes Permiten aumentar la densidad de la lechada cuando se deben contener altas presiones de formación ƒ

Arena

ƒ

Barita

3.10.5.5 Aditivos reductores de densidad ƒ

Bentonita

ƒ

Puzolanas

ƒ

Perlitas

ƒ

Hidrocarburos

3.10.5.6 Aditivos para pérdida de circulación: ƒ

Materiales fibrosos desmenusados

ƒ

Escamas de celofán

93

ƒ

Escamas de mica

ƒ

Perlitas expandidas

ƒ

Cáscaras de nuez granulada

3.10.6 Proceso de Cementación Ya instalada la cabeza de cementación a la mesa rotaria se extienden las líneas de superficie y se prueban para asegurarse que todo este equipo esta en buenas condiciones, toda vez que no hayan demoras después que el cemento ha empezado a bajar por el interior del revestidor.

Para reducir las posibilidades de contaminación, unos pocos barriles de agua o lodo de perforación de baja viscosidad que no sea dañino para el cemento, pueden ir antes de la lechada. Siguiendo el fluido de baja viscosidad van el tapón de fondo y la lechada de cemento de la calidad deseada. Inmediatamente antes de que la última parte del cemento se haya desplazado de los camiones bomba, baja el tapón superior siguiéndolo con el fluido de desplazamiento. Aunque el cemento debe ser desplazado tan rápidamente como sea posible, se debe tener muy en cuenta que sólo se requiere cierta presión para romper la formación, de manera que la presión de desplazamiento debe mantenerse a un mínimo. Por lo que antes de empezar las operaciones hay que calcular el máximo de presión requerida en la bomba para desplazar la columna de cemento hacia arriba por el espacio anular. Esto se debe a la diferencia en presión hidrostática del lodo dentro y del lodo y el cemento fuera del revestidor. Al desplazar el cemento, en caso que se pierda circulación el gasto de las bombas debe reducirse al mínimo práctico para que el cemento se deshidrate y tapone las zonas por donde se estaba perdiendo circulación. De acuerdo con las condiciones del pozo, el cemento usado, etc., no es recomendable conectar niples, o proseguir con las operaciones hasta que el cemento se haya fraguado lo suficiente para apoyar el revestidor firmemente.

94

3.11 OPERACIONES DE TERMINACIÓN DEL POZO Una vez cementada y fraguada la tubería de revestimiento se procede a retirar el tubo de maniobra, para esto se lo desenrosca del último revestidor, siendo solo el tubo de maniobra el único que haga el giro del desenrosque, ya que si también gira el ultimo revestidor al cual esta conectado el tubo de maniobra significaría que el cemento no esta bien fraguado y su giro podría incluso complicar el ajuste de los revestimientos entre sí en profundidad, como medida de precaución antes de retirar el tubo de maniobra se pueden soldar las medias lunas alrededor del último revestidor con el fin de evitar su giro; otra consideración muy importante a tomar en cuenta es que no debe soltarse toda la tensión de la columna de revestimiento permitiendo que esta descanse en el cemento, ya que si bien el cemento tiene fuerza suficiente para apoyar el revestidor sin dañarlo, pero en columnas muy largas y donde hay zonas ensanchadas, las cargas de compresión pueden causar falla en la tubería debido al doblamiento frente a las cavidades. Ya retirado el tubo de maniobra y posteriormente colocada la Sección A del cabezal se continúa con la perforación de la siguiente sección, esta puede ser la intermedia si el pozo tuviera tres revestimientos, o la de producción si tuviera dos revestimientos, de igual manera al revestir la última sección se procede con las operaciones de cementación, ya sea un revestimiento de producción o un liner; esta última cementación generalmente no se aplica a pozos horizontales donde se coloca un liner ranurado a lo largo de la sección horizontal que luego se lo limpia con las herramientas conocidas como well vac & sand vac. Una vez que se ha logrado revestir todo el pozo se procede a colocar la sección B y la sección C del cabezal de producción (ver figura 3.28), para inmediatamente realizar el reacondicionamiento (workover) del mismo.

95

Figura 3.28 Cabezal de producción de 13.12 ft

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

96

CAPÍTULO IV

OPTIMIZACIÓN EN EL DISEÑO DE REVESTIDORES Para la industria hidrocarburífera, una de las principales fuentes de ingresos para el Estado, el adelanto tecnológico se refleja en mejorar los sistemas y procedimientos de explotación del crudo; en la perforación convencional de pozos de petróleo la entubación de los mismos es una parte fundamental para su rendimiento, es así que en este capítulo se presenta un diseño optimizado de la tubería de revestimiento para la entubación de pozos petroleros direccionales persiguiendo mejorar el impacto financiero de las operaciones. Para esto, a partir de los datos del campo de aplicación se ha fijado dos objetivos geológicos y se ha trazado una dirección para llegar a cada uno de ellos, con este cálculo se puede conocer las formaciones a ser atravesadas, determinar las profundidades de asentamiento de los revestidores y su diseño.

4.1 PLANIFICACIÓN DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL Un proyecto de perforación direccional controlada comprende un proceso sistemático y ordenado de factores que se convierten casi en una empresa única cada vez que uno de ellos es planificado y llevado a cabo. Las etapas que seguiremos durante este diseño de pozos, están bien identificadas y son las siguientes:

4.1.1 UBICACIÓN DE POZOS El proceso empieza determinando un objetivo en profundidad, en el mismo se cree existen buenas acumulaciones de crudo, las cuales pueden ser extraídas. Es así que mediante estudios geológicos y geofísicos se fija este objetivo.

4.1.1.1 Selección del área Ubicaremos dos pozos en profundidad, para ello es necesario estudiar los datos del campo que permitan establecer los elementos del sistema petrolífero y cartografiar el subsuelo para la ubicación de las trampas asociadas a una probable acumulación de petróleo. Es también muy importante procesar información sobre los últimos pozos

97

perforados así se puede evaluar si esa área es buena, o si es conveniente estudiar alguna otra área dentro del campo. En nuestro caso particular los últimos pozos perforados en la parte noreste del campo Sacha indican buenas acumulaciones de petróleo en la arenisca Hollín, todos estos pozos han sido perforados desde el wellpad 192, por lo que estudiaremos la perspectiva de esa zona.

4.1.1.2 Análisis de Pozos Vecinos Con el fin de procesar información de la estructura geológica, eventos ocurridos durante la perforación y el programa de tuberías de revestimiento empleados, es necesario estudiar los pozos que posiblemente serán cercanos a la ubicación de los nuestros. Estos pozos corresponden al Sac-192, Sac-210D, Sac-213D y Sac-214D.

4.1.1.2.1 Pozo Sacha 192 El pozo Sacha 192 es un pozo vertical de desarrollo, es el primer pozo perforado desde el well-pad 192 del campo, teniendo como objetivos principales probar la existencia de acumulaciones de petróleo y dejar en producción el reservorio Hollín. Su profundidad total fue de 10.070 pies, tuvo dos secciones de perforación. La primera sección de fue de 13 ¾ plg donde se instaló un revestidor de 10 ¾ plg, grado de acero K-55, 40,5 lb/ft de peso provista de conexiones STC (8HRR) y una longitud que alcanza los 3.223 pies. La segunda sección fue perforada con cinco brocas, el cambio de algunas de ellas se debió a una baja rata de penetración (ROP) dada al momento de atravesar algunas formaciones como Tiyuyacu, Tena y Napo, ésta sección fue de 9 7/8 plg y su revestimiento corresponde a un diámetro de 7 plg, grado de acero C-95, 26 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 10.070 pies. En el anexo 3 se presenta el diagrama mecánico del pozo. El tipo de completación de este pozo es a flujo natural con tubería de producción de 3½ plg, su producción inicial fue 1.296 BPPD de la arena Hollín Inferior con un BSW del 10%, su estado actual al mes de noviembre de 2.008 se describe en la tabla 4.1. Tabla 4.1 Producción del pozo SAC-192

Campo

Pozo

Arena

Mecanismo de producción

Producción BPPD

BSW (%)

Sacha

192

Hollín Sup.

Bombeo Hidráulico

163

27,9

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

98

Figura 4.1 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-192 0 Tricónica 14 3/4" @ 500' 1000

2000

3000

PDC 13 3/4 @ 3223'

TERCIARIO INDIFERENCIADO

Profundidad (ft)

4000

5000 ORTEGUAZA

6000

TIYUYACU

7000 PDC 9 7/8" @ 7398' 8000

Tricónica 9 7/8" @ 7861'

9000

PDC 9 7/8" @ 8902'

10000

PT

PDC 9 7/8" @ 9876' PDC 9 7/8" @ 10070'

TENA NAPO ARENISCA "U"inferior ARENISCA "T"inferior

HOLLÍN

11000

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

4.1.1.2.2 Pozo Sacha 210D El pozo Sacha 210D es un pozo direccional de desarrollo, es el segundo pozo perforado desde el well-pad 192 y el primer pozo direccional teniendo como objetivo principal probar la existencia de acumulaciones de petróleo, y dejar en producción el reservorio Hollín. Los estudios direccionales para este pozo indican que su dirección se encuentra en N1oE con un Azimuth de 1oAz, su trayectoria es tipo S, con un KOP a 889 pies, su tasa de construcción del ángulo es de 1,8o/100’, su ángulo máximo de inclinación es de 27,47 grados, su KOP2 se encuentra a 6.020 pies de profundidad MD y la tasa de decremento de ángulo es de 0,9o/100’. La profundidad alcanzada de este pozo es de 10.100 pies en TVD y 10510 pies en MD teniendo tres secciones de perforación. La primera sección de 16 plg fue perforada con dos brocas, la primera muy común hasta los 500 pies y la segunda operó sin

99

problemas hasta los 6.012 pies de profundidad MD, punto donde se instaló el revestidor de 13 3/8 plg, grado de acero C-95, 72 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 6.012 pies. La segunda sección de 12 1/4 plg fue perforada con dos brocas y su revestimiento corresponde a un diámetro de 9 5/8 pulgadas, grado de acero C-95, 47 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 9.070 pies de profundidad MD. Para la última sección de 8 ½ pulgadas se colocó un liner de 7 pulgadas grado de acero C-95, 26lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 1.630 pies y es la que llega a la profundidad total programada de 10.505 pies de profundidad MD y 10.100 en TVD. En el anexo 5 se presenta el diagrama mecánico del pozo.

Figura 4.2 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-210D 0

Tricónica 16" @ 500'

1000 2000 3000 TERCIARIO INDIFERENCIADO

Profundidad MD (ft)

4000 5000 PDC 16" @ 6014'

6000

ORTEGUAZA

TIYUYACU

7000 8000

PDC 12 1/4" @ 8080'

9000

PDC 12 1/4" @ 9072'

NAPO ARENISCA "U"inferior ARENISCA "T"inferior

10000 PDC 8 1/2" @ 10510' 11000

TENA

HOLLÍN

PT

12000

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

El tipo de completación de este pozo es a flujo natural con tubería de producción de 3½ plg, su producción inicial fue 1.509 BPPD de la arena Hollín inferior con un BSW del 0,2 %, su estado actual al mes de noviembre de 2.008 se describe en la tabla 4.2.

100

Tabla 4.2 Producción del pozo SAC-210D

Campo

Pozo

Arena

Mecanismo de producción

Producción BPPD

BSW (%)

Sacha

210D

Hollín Inf.

Flujo Natural

1.427

0,5

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

4.1.1.2.3 Pozo Sacha 213D El pozo Sacha 213D es un pozo direccional de desarrollo, es el tercer pozo perforado desde el well-pad 192 y el segundo pozo direccional teniendo como objetivo principal probar la existencia de acumulaciones de petróleo, y dejar en producción el reservorio Hollín. Los estudios direccionales para este pozo indican que su dirección se encuentra en N49oO con un Azimuth de 311oAz, su trayectoria es tipo S, con un KOP a 557 pies, su tasa de construcción del ángulo es de 1,8o/100’, su ángulo máximo de inclinación de 28,44 grados, su KOP2 se encuentra a 6003 pies de profundidad MD y la tasa de decremento de ángulo es de 0,9o/100’. La profundidad alcanzada de este pozo es de 10.101 pies en TVD y 10.450 pies en MD teniendo tres secciones de perforación. La primera sección de 16 plg fue perforada con dos brocas, la primera muy común hasta los 489 pies y la segunda operó sin problemas hasta los 5.985 pies en MD, punto donde se instaló el revestidor de 13 3/8 plg, grado de acero C-95, 72 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 5.981 pies. La segunda sección de 12 1/4 plg fue perforada con cuatro brocas, el cambio de algunas de ellas se debió a

una baja rata de

penetración (ROP) y daño en las mismas al momento de atravesar algunas formaciones como Tiyuyacu y Tena, el revestimiento de esta sección corresponde a un diámetro de 9 5/8 pulgadas, grado de acero N-80, 47 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 8997 pies. Para la última sección de 8 ½ pulgadas se colocó un liner de 7 plg, grado de acero C-95, 26 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 1.450 pies hasta la profundidad final. En el anexo 7 se presenta el diagrama mecánico del pozo.

101

Figura 4.3 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-213D 0 Tricónica 16" @ 498' 1000

2000

3000

TERCIARIO INDIFERENCIADO

Profundidad MD (ft)

4000

5000 ORTEGUAZA

PDC 16" @ 5985'

6000

TIYUYACU

7000 PDC 12 1/4" @ 7595' 8000

PDC 12 1/4" @ 8047' PDC 12 1/4" @ 8111'

9000

PDC 12 1/4" @ 9003'

TENA NAPO ARENISCA "U"inferior ARENISCA "T"inferior

10000

HOLLÍN

PDC 8 1/2" @ 10450' PT

11000

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

El tipo de completación de este pozo es a flujo natural con tubería de producción de 3½ plg, su producción inicial fue 1.500 BPPD de la arena Hollín inferior con un BSW del 0,2 %, su producción al mes de noviembre de 2.008 se describe en la tabla 4.3.

Tabla 4.3 Producción del pozo SAC-213D

Campo

Pozo

Arena

Mecanismo de producción

Producción BPPD

BSW (%)

Sacha

213D

Hollín Inf.

Flujo Natural

1.296

1

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

4.1.1.2.4 Pozo Sacha 214D El pozo Sacha 214D es un pozo direccional de desarrollo, es el cuarto pozo perforado desde el well-pad 192 y el tercer pozo direccional teniendo como objetivo principal probar la existencia de acumulaciones de petróleo, y dejar en producción el reservorio

102

Hollín, al igual que los pozos anteriores tiene como objetivos secundarios, probar acumulaciones de petróleo en la areniscas “U ,T” y Basal Tena, adquirir información que permita calibrar la interpretación de la sísmica 3D, y adquirir información que permita actualizar el modelo geológico del campo. Los estudios direccionales para este pozo indican que su dirección se encuentra en N44oE con un Azimuth de 344oAz, su trayectoria es tipo S, con un KOP a 487 pies, su tasa de construcción del ángulo es de 1,8o/100’, su ángulo máximo de inclinación es de 24,40 grados, y su tasa de decremento de ángulo es de 0,9o/100’.

Figura 4.4 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-214D 0 Tricónica 16" @ 460' 1000

2000

3000 TERCIARIO INDIFERENCIADO Profundidad MD (ft)

4000

5000 PDC 16" @ 5475' ORTEGUAZA

6000

TIYUYACU 7000 PDC 12 1/4" @ 7600' 8000

PDC 12 1/4" @ 8050' PDC 12 1/4" @ 8880'

9000

Conglomerado Inf TENA NAPO

Caliza M2

Caliza A

ARENISCA "U"inferior ARENISCA "T"inferior

10000 PDC 8 1/2" @ 10300'

HOLLÍN

PT

11000

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

La profundidad alcanzada de este pozo es de 10.070 pies en TVD y 10.300 pies en MD teniendo tres secciones de perforación. La primera sección de 16 plg fue perforada con dos brocas, la primera muy común hasta los 460 pies y la segunda operó sin problemas hasta los 5.475 pies en MD, punto donde se instaló el revestidor de 13 3/8 plg, grado de acero C-95, 72 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una

103

longitud que alcanza los 5.475 pies. La segunda sección de 12 1/4 plg fue perforada con tres brocas, hemos visto que al atravesar las formaciones Tiyuyacu, Tena y Napo las brocas salen deterioradas por lo que se prevee mínimo dos brocas para poder perforar esta parte del pozo, el revestimiento de esta sección corresponde a un diámetro de 9 5/8 pulgadas, grado de acero N-80, 47 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 8.880 pies. Para la última sección de 8 ½ plg se colocó un liner de 7 plg, grado de acero C-95, 26 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 1.430 pies hasta la profundidad final. En el anexo 9 se presenta el diagrama mecánico del pozo. Al momento de realizar esta investigación la completación de este pozo aun no se encontraba terminada, aunque podemos señalar que el tipo de completación será igual a las anteriores, es decir a flujo natural con tubería de producción de 3½ plg, se estima tener una producción inicial de 1.400 BPPD.

Figura 4.5 Vista de planta de los pozos ubicados en la zona noreste del campo sacha

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

104

Vista la producción de estos últimos cuatro pozos situados en la parte noreste del campo sacha podemos afirmar que es una zona con buena presencia de hidrocarburos los cuales pueden ser recuperables, por lo que ésta será la zona seleccionada en nuestra investigación para su análisis y posterior ubicación de dos objetivos geológicos.

4.1.1.3 Coordenadas del objetivo geológico Las coordenadas de un pozo en profundidad se establece en base a las condiciones geológicas de la arena objetivo, para esto se debe determinar la presencia de fallas, pliegues, o cualquier tipo de estructura geológica presente en el área, posibles cambios de facies laterales, presencia de capas de gas, y cercanía al contacto agua petróleo. La identificación de las estructuras por lo general se lleva a cabo con la ayuda de secciones sísmicas a lo largo del área de interés, y revisión de los mapas de arena neta petrolífera, así como también de los mapas estructurales. Todos estos análisis se muestran a continuación:

4.1.1.3.1 Mapas de la arena objetivo Como se mencionó en la sección 1.8 del Capítulo1, el Campo Sacha cuenta con reservas de petróleo distribuidas en las formaciones Basal Tena, Napo y Hollín siendo esta última la más importante. En nuestra área ya seleccionada dentro del campo, fijaremos como arena objetivo la formación hollín inferior, de ella elaboraremos, mapas de porosidad, presiones, permeabilidad, saturación de agua, iso-hidrocarburos, y espesor de hidrocarburos, con el fin de ir ubicando en cada uno de estos mapas, los pozos que en adelante se denominaran “Sac-X1” & “Sac-X2”. Luego la ubicación de estos pozos será confirmada por medio de estudios geofísicos, como lo veremos más adelante. Los mapas se los ha diseñado y realizado en el programa SURFER 7.0, para esto se ha procedido de la siguiente forma: 1.- La información del campo se almacena en una hoja electrónica (MICROSOFT OFFICE EXCEL), que servirá como base de datos.

105

2.- En la hoja electrónica se pondrá la siguiente información: coordenadas de los pozos (UTM) y las características fundamentales de cada uno de los mapas como son: porosidad, presión, permeabilidad, saturación de agua, iso-hidrocarburos, espesores de hidrocarburos; Estos últimos datos deben estar en la tercera columna. 3.- Para generar el mapa de contornos primero se debe diseñar la grilla de cada uno de los mapas, se diseña un estándar de acuerdo al programa, para generar esta grilla en la parte superior del programa SURFER 7.0 se ejecuta GRID\DATA\ se escoge el archivo deseado en formato de MS-Excel (*.xls), donde se genera la grilla. 4.- Para el diseño de la grilla y modificación de la misma aparecerá una pantalla donde se podrá editar los datos insertados en DATA, para la edición de la escala del presente mapa a graficar (porosidad, presión, permeabilidad, saturación de agua, iso-hidrocarburos, espesores de hidrocarburos) se realizará en GENERAL y para la edición de fallas y otras líneas en FAULTS AND BREAKLINES. 5.- El archivo GRID será almacenado para luego ser escogido para la creación del mapa de contornos en la parte superior ir a MAP\CONTOUR MAP\NEW CONTOUR MAP\ se escoge el archivo anteriormente creado con formado GRID (*.grid), el cual generará el mapa de contornos. 6.- Luego de generado el mapa de contornos (porosidad, presión, permeabilidad, saturación de agua, iso-hidrocarburos, espesores de hidrocarburos), el que este realizado se iniciará a ejecutar lo siguiente MAP\POST MAP\NEW POST MAP \ aquí se escogerá un archivo en formato EXCEL denominado archivo de ubicación de pozos el cual nos indica donde están los pozos y poder observar en los diferentes mapas. 7.- La interpretación de la ubicación de los pozos estarán sujetas a cambio de acuerdo a la interpretación de los mismos.

a) Mapa de Porosidades El mapa de porosidades muestra el volumen poroso de la roca donde se encuentran almacenados los hidrocarburos.

106

Figura 4.6 Mapa de porosidades de hollín inferior 32 167

9974000 65

138

9973000

95

58 Sacha_P

210D 213D SAC-X2

9972000 170 175

214D 192 SAC-X1

162

9971000

63

53

133

171H

51

9970000

31

162

148 161 163D

9969000

20

6 48WIW

3 136

9968000

10

35

39

126 16

135

292000

293000

294000

295000

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

b) Mapa de Presiones (Isobárico) El mapa de presiones indica las presiones de formación a la que se encuentran confinados los fluidos dentro de la formación de interés, estas pueden ser normales, anormales (altas) o subnormales (bajas). La presencia de esta presión ayuda a una buena recuperación de hidrocarburos.

107

Figura 4.7 Mapa de presiones (isobárico) de hollín inferior 32 167

9974000

65

9973000

138 95

58 Sacha_P

210D 213D

9972000

SAC-X2 170 175

214D 192 SAC-X1

162

9971000

63

53

133

171H

9970000

51 31

162

148 161 163D

9969000

20

6 48WIW

3 136

9968000

10

35

39

126 16

135

293000

294000

295000

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

c) Mapa de Permeabilidades Por medio de este mapa podemos estimar valores de permeabilidad para precisar si en ese lugar existirá o no, un eficiente desplazamiento del movimiento de los fluidos (gas, petróleo y agua).

108

Figura 4.8 Mapa de permeabilidades de hollín inferior 32 167

9974000

65

9973000

138 95

58 Sacha_P

210D 213D

9972000

SAC-X2 170 175

214D 192 SAC-X1

162

9971000

63

53

133

171H

9970000

51 31

162

148 161 163D

9969000

20

6 48WIW

3 136

9968000

10

35

39

126 16

135

292000

293000

294000

295000

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

d) Mapa de Saturación de Agua Este mapa nos indica la fracción o porcentaje que ocupa el agua dentro del volumen total poroso, identificando así las zonas con mayor y menor cantidad de agua, siendo las zonas menos inundadas las más favorables para la recuperación de hidrocarburos.

109

Figura 4.9 Mapa de saturación de agua de hollín inferior 32 167

9974600 65

138

9974400

95

58 Sacha_P

210D 213D

9974200

SAC-X2 170 175

214D 192 SAC-X1

162

9974000 63

53

9973800

133

171H

51 31 148

9973600

162 161

163D 20

6 48WIW

9973400

3 136 10

35

39

9973200

126 16

135

294200

294400

294600

294800

295000

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

e) Mapa de Iso Hidrocarburos Este mapa describe la fracción del espesor neto poroso de una roca que está ocupada por los hidrocarburos.

110

Figura 4.10 Mapa de Iso-Hidrocarburos de hollín inferior 32 167

9974000

65

138 95

9973000

58 Sacha_P

210D 213D SAC-X2

9972000

170 175

214D 192 SAC-X1

162

9971000

63

53

133

171H

51

9970000

31 148

162 161

163D

9969000

20

6 48WIW

3 136

9968000

10

35

39

126 16

292000

135

293000

294000

295000

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

f) Mapa de Espesores de Hidrocarburos El mismo indica la cantidad de hidrocarburos que se obtiene en una roca porosa y permeable aportando una idea clara de las zonas con mayor cantidad de hidrocarburos.

111

Figura 4.11 Mapa de iso hidrocarburos de hollín inferior 32 167

9974000 65

138

9973000

95

58 Sacha_P

210D 213D SAC-X2

9972000 170 175

214D 192 SAC-X1

162

9971000

63

53

133

171H

51

9970000

31

162

148 161 163D

9969000

20

6 48WIW

3 136

9968000

10

35

39

126 16

135

292000

293000

294000

295000

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

4.1.1.3.2 Coordenadas Obtenidas Al elaborar los mapas claramente distinguimos zonas positivas y negativas dentro del campo, en cada uno de los mapas hemos ubicado los puntos de interés de acuerdo a sus condiciones, es así que distinguimos puntos como el Sac-X1 & Sac-X2. Con la ayuda del programa SURFER 7.0 a estos puntos les hallamos sus correspondientes coordenadas, que se resumen en la tabla 4.4.

112

Tabla 4.4 Coordenadas en profundidad los pozos Sac-X1 & Sac-X2 CUADRO DE COORDENADAS UTM POZOS PROPUESTOS

No

POZO

NORTE

ESTE

1

SAC-X1

9971791,48

296953,68

2

SAC-X2

9972045,00

295695,00

Realizado por: Autores

4.1.1.4 Sección Sísmica de los Pozos Con el objeto de identificar rasgos estructurales asociados a pliegues y fallas, es necesario revisar la sección sísmica de las coordenadas obtenidas de cada pozo.

4.1.1.4.1 Sección Sísmica del pozo Sac-X1 De acuerdo a las coordenadas del pozo Sac-X1 su sección sísmica es la siguiente: Figura 4.12 Sección sísmica WE del pozo Sac-X1

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

En la sección sísmica WE del pozo Sac-X1 podemos identificar una línea verde que corresponde al pozo en cuestión, la misma termina en el objetivo geológico que hemos determinado. En general esta sección sísmica muestra que el objetivo geológico se

113

encuentra en la parte alta del anticlinal, arriba de él se identifica la sección Napo así mismo la presencia de calizas por su buena continuidad lateral. También podemos distinguir la presencia de fallas, la primera en el flanco Este y la segunda en el flanco Oeste, todas lejanas a nuestro objetivo geológico. Al encontrase el objetivo geológico del pozo Sac-X1 en la parte alta del anticlinal y lejos de las fallas podemos afirmar que este objetivo es totalmente viable.

4.1.1.4.2 Sección Sísmica del pozo Sac-X2 De acuerdo a las coordenadas del pozo Sac-X2 su sección sísmica es la siguiente: Figura 4.13 Sección sísmica WE del pozo Sac-X2

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

En la sección sísmica WE del pozo Sac-X2 podemos notar que objetivo geológico para este pozo se encuentra en el alto estructural del anticlinal, así mismo la presencia de fallas se encuentran en el flanco Este y en el flanco Oeste, por tanto lejanas al objetivo geológico.

114

Al encontrase el objetivo geológico del pozo Sac-X2 en la parte alta del anticlinal y lejos de las fallas podemos afirmar que este objetivo al igual que el anterior es totalmente viable. Las anteriores secciones sísmicas estudiadas han confirmado que la ubicación de los pozos realizada es correcta por lo que sus coordenadas se mantendrán y, corresponderán a los pozos Sac-X1 & Sac-X2.

4.1.1.5 Coordenadas de superficie / cellar Una vez que se determinan las coordenadas de objetivo, es necesario establecer las coordenadas en superficie que tendrán los pozos Sac-X1 & Sac-X2,

estas serán

dependientes de la plataforma de perforación, ya que dentro de la misma se construirá un cellar, u hoyo superficial, punto desde la cual se iniciará la perforación. En el campo de aplicación de este estudio por las razones antes mencionadas se ha seleccionado la plataforma de perforación: Well Pad # 192 la cual cuenta con los siguientes datos: Tabla 4.5 Cuadro de Coordenadas UTM (CELLARS)

WELL PAD # 192 CUADRO DE COORDENADAS UTM (CELLARS) CELLAR

POZO

NORTE

ESTE

1 2 3 4 5 6

SAC-192 SAC-210D SAC-213D SAC-214D Libre Libre

9971925,21 9971952,23 9971925,21 9971925,21 9971903,93 9971895,27

296408,66 296462,66 296438,66 296470,66 296476,56 296399,54

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

La tabla 4.5 refleja la disponibilidad de dos cellars dentro del Well Pad #192, los cuales se ajustan muy bien a nuestros requerimientos, a partir de estas coordenadas se iniciará la perforación de los pozos propuestos, siendo objetivo primario la extracción de las reservas del yacimiento “Hollín”.

115

Figura 4.14 Vista de planta, ubicación de pozos, coordenadas en superficie y profundidad

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

Como podemos ver el pozo Sac-X1 se encuentra cerca del Pozo 214D, la distancia que existe ellos es de 1.557,98 pies, por lo tanto un radio de drenaje de 779 pies el cual se encuentra dentro los límites que el Reglamento Ecuatoriano de la Dirección Nacional de Hidrocarburos establece para radios de drenaje de pozos petroleros. En el caso del pozo Sac-X2, este se encuentra cerca del pozo 213D, la distancia que existe ellos es de 1.813 pies, por lo tanto un radio de drenaje de 907 pies, cumpliendo con los requerimientos antes mencionados.

116

4.1.2 CÁLCULOS DE TRAYECTORIA La trayectoria que tendrán los pozos ya fijados, se determina a partir de su desplazamiento horizontal, el valor de este establece si su perfil será tipo tangencial “J” invertido, o tipo “S” (Capítulo II sección 2.3.1).

Figura 4.15 Ilustración del desplazamiento horizontal de un pozo direccional

Para calcular la medida del desplazamiento horizontal es necesario contar con la ubicación en superficie y profundidad del pozo, la distancia medida entre estos dos puntos vistos en un plano de planta, es la medida del desplazamiento horizontal.

Figura 4.16 Cálculo del desplazamiento horizontal

Realizado por: Autores

117

Por lo tanto al medir la distancia entre la ubicación del pozo en superficie (cellar) y el objetivo geológico determinado tendremos la medida del desplazamiento horizontal, que para el pozo “SAC-X1” es de 1.608 pies; mientras que para el pozo “SAC-X2” el desplazamiento horizontal es de 2.357 pies. Para el cálculo de este desplazamiento horizontal hemos usado el software “Autocad” mismo que ha determinado matemáticamente ésta medida. Los diferentes valores de desplazamiento identifican un tipo de perfil particular para cada pozo, y para establecerlos usaremos los conceptos técnicos que están siendo usados actualmente como criterio para la selección de los diferentes perfiles por las compañías operadoras alrededor del mundo: (ver tabla perfiles).

Tabla 4.6: Perfiles de Perforación Direccional Desplazamiento Horizontal (ft)

Perfil

Sartas de revestimiento

< 2000

S

2

2250 - 3500

J

2

4000 - 6500

J Fuente: Bibliografía

3

De esta podemos indicar cual es el tipo de perfil que seguirá cada pozo: El Pozo “Sac-X1” tiene un desplazamiento horizontal equivalente a 1.608 pies por lo tanto para alcanzar el objetivo predeterminado, este pozo tendrá un perfil tipo “S” El Pozo “Sac-X2” tiene un desplazamiento horizontal equivalente a 2.357 pies por lo tanto para alcanzar el objetivo predeterminado, este pozo tendrá un perfil tipo “J” Tabla 4.7: Perfiles de los pozos propuestos Sac-X1 & Sac-X2 POZO

Desplazamiento Horizontal (ft)

Perfil

Sac-X1

1608

S

Sac-X2

2357 Realizado por: Autores

J

Se ha ubicado dos pozos en el campo de aplicación los cuales por su desplazamiento horizontal tienen diferentes perfiles y parten de una misma plataforma de perforación (Well Pad #192). A continuación este estudio muestra los cálculos direccionales para los dos pozos.

118

4.1.2.1 Trayectoria del Pozo “SAC-X2” Por fines didácticos comenzaremos calculando la trayectoria del pozo Sac-X2. Iniciamos los cálculos direccionales determinando la dirección, para esto usamos las coordenadas de objetivo y superficie. Coordenadas cellar: 9971895,27 N: 296399,54 E Coordenadas objetivo: 9972045,00 N 295695,00 E

Direccion = tag −1

coordenadas (objetivo − cellar ) E + O − Ec 4.1

coordenadas (objetivo − cellar ) N + S −

De donde tenemos una dirección de N78oO, con un Azimuth de: 360 - 78 = 282oAz Calculo para el desplazamiento horizontal:

Ec 4.2

Desp Horizontal = (coordenadas (obj − cell ) N − S ) 2 + (coordenadas(obj − cell ) E − O) 2 Desp Horizontal = 2363 pies El punto de arranque de la desviación KOP, será a 1500 pies en TVD, el mismo que es de acuerdo al tipo de perfil del pozo y caso que represente; ahora lo siguiente es calcular el radio de curvatura (Rc1), para esto es necesario fijar la velocidad de incremento de ángulo (BUR) que para este caso será de 1,4 grados/100 pies.

Rc =

180 * L π *θ

Rc = 4.093 pies

Ec 4.3

Para calcular el ángulo de inclinación empleamos los siguientes casos: Ángulo Máximo de Desviación (aº) CASO I OBSERVANDO EL ΔLEF: ANGULO EN F = ANGULO DE DESVIO

SEA a o =

R D3 = D D

ao Ec 4.4

R = D3

119

CASO II

ao = Yo + Xo

Ec 4.5

D3 − R D R ⋅ cos X o sen Y o = D

tg X o =

Ec 4.6 Ec 4.7

R < D3 CASO III

ao = Yo - Xo

Ec 4.8

R − D3 D R ⋅ cos X o sen Y o = D

tg X o =

Ec 4.9 Ec 4.10

R > D3 Donde: D3 = Desplazamiento, R = Radio de curvatura, D = Prof. TVD desde KOP hasta PT Para hallar el valor de la tangente es necesario tener el dato de la profundidad TVD donde llega el pozo. La construcción de la tangente consiste en trazar una vertical por el punto donde termina el ángulo del pozo, luego nos ubicamos en esa línea, la misma representa cero grados y trazamos una línea en la dirección del ángulo ya calculado hasta llegar a la profundidad total del pozo. Es así que conseguimos llegar hasta el objetivo en profundidad del pozo que de acuerdo al desplazamiento sigue una trayectoria tipo “J”. Los datos, cálculos y trayectoria se resumen a continuación.

Tabla 4.8 Cálculos direccionales del pozo Sac-X2

DATOS Profundidad vertical verdadera Punto de arranque desviación KOP Velocidad incremento de ángulo

10000ft 1500ft 1,4°/100ft

CÁLCULOS Dirección Azimut Desplazamiento Horizontal Radio de curvatura Ángulo de desviación Total MD Realizado por: Autores

N78O 282 ° 2363ft 4093 ft 16,6 ° 10337 ft

120

Figura 4.17 Trayectoria del pozo Sac-X2

Realizado por: Autores

121

Figura 4.18 Representación de la trayectoria y litologías del pozo Sac-X2

Realizado por: Autores

122

4.1.2.2 Trayectoria del Pozo “SAC-X1” Iniciamos los cálculos direccionales determinando su dirección, para esto usamos las coordenadas de objetivo y superficie en la siguiente fórmula. Coordenadas cellar: 9971903,93 N; 296476,56 E Coordenadas objetivo: 9971791,48N; 296953,68 E

Direccion = tag −1

coordenadas (objetivo − cellar ) E + O − Ec 4.11

coordenadas (objetivo − cellar ) N + S −

De donde tenemos una dirección de S77oE, con un Azimuth de: 180 – 77 = 103 Az Calculo para el desplazamiento horizontal:

Ec 4.12

Desp Horizontal = (coordenadas (obj − cell ) N − S ) 2 + (coordenadas (obj − cell ) E − O) 2 Desp Horizontal = 1608 pies El punto de arranque de la desviación KOP, será a 500 pies en TVD ya que es común que este punto sea en una zona consolidada, lo siguiente es calcular el radio de curvatura (Rc1), para esto es necesario fijar la velocidad de incremento de ángulo (BUR) el cual, basándonos en pozos vecinos es de 1,8 grados/100 pies

Rc1 =

180 * L Rc1 = 3183 pies π *θ

Ec 4.13

Para calcular el ángulo máximo empleamos los siguientes fundamentos:

Ec 4.14

Ec 4.15

Donde: V4 = Profundidad donde el ángulo se hace cero, V1 = KOP, D4 = Desplazamiento

123

Para hallar el valor de la tangente es necesario tener el dato de la profundidad donde inicia la segunda desviación (KOP2) ya que es ahí donde termina la construcción de la sección tangente del pozo, para esto tomamos en cuenta el criterio de los pozos vecinos, y en nuestro caso lo fijamos en: KOP2 = 3.184 pies TVD. La construcción de la tangente consiste en trazar una vertical por el punto donde termina el ángulo del pozo, luego nos ubicamos en esa línea, la misma representa cero grados y trazamos una línea en la dirección del ángulo ya calculado hasta donde inicia la segunda desviación del pozo. En el punto donde inicia el KOP2 trazamos una línea horizontal, la que ahora representa cero grados y de igual manera trazamos una línea en la dirección del ángulo ya calculado, esta línea se denomina el radio de curvatura dos (Rc2) y se la calcula en base a la tasa de decremento de ángulo, que en nuestro caso es de 0,9 grados/100 pies, y calculamos.

Rc 2 =

180 * L π *θ

Rc 2 = 6.366 pies

Ec 4.14

Este segundo radio de curvatura se interseca con la profundidad donde tasa de decremento de ángulo se hace cero, es decir retorna a la verticalidad, ese dato también es conocido: 5980 pies. El punto, producto de las dos uniones es donde trazaremos una curva que una el final de la sección tangencial y el inicio de la sección vertical, luego de eso seguiremos la vertical hasta la profundidad total del pozo. Es así que conseguimos llegar hasta el objetivo en profundidad del pozo, que de acuerdo al desplazamiento sigue una trayectoria tipo “S”. Los datos, cálculos y trayectoria se resumen en la tabla 4.9 y figura 4.19 respectivamente.

Tabla 4.9 Cálculos direccionales del pozo Sac-X1

DATOS

CÁLCULOS

Profundidad vertical verdadera Punto de arranque desviación KOP1 Velocidad incremento de ángulo Arranque de la segunda desviación KOP2 Velocidad decremento de ángulo Profundidad donde se hace cero

Dirección Azimut Desplazamiento Horizontal Radio de curvatura 1 Radio de curvatura 2 Ángulo máximo Total MD Realizado por: Autores 10000ft 500ft 1,8 °/100ft 3184 0,9 °/100ft 5980 ft

S77°E 103 ° 1608ft 3183 ft 6366 ft 26 ° 10333 ft

124

Figura 4.19 Trayectoria del pozo Sac-X1

Realizado por: Autores

125

Figura 4.20 Representación de la trayectoria y litologías del pozo Sac-X1 0 ft

500 ft

1000 ft

1500 ft

2000 ft

2500 ft

0 ft

1000 ft

TERCIARIO INDIFERENCIADO 2000 ft

3000 ft

Profundidad (ft)

4000 ft

5000 ft

6000 ft

7000 ft

ORTEGUAZA TIYUYACU CONGLOMERADO INFERIOR

8000 ft

TENA 9000 ft

NAPO CALIZA

10000 ft

ARENISCA "U"inferior ARENISCA "T"inferior

HOLLÍN Seccion Horizontal (ft)

Realizado por: Autores

126

4.1.3 SELECCIÓN DE LAS PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

Para determinar las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento es necesario construir un perfil de presiones, en él se comparan las relaciones entre la presión de formación y gradiente de fractura, estos datos son obtenidos del campo de aplicación. El resultado inmediato, es el conocimiento del peso de lodo requerido para llevar a cabo las diversas secciones del agujero. Una vez construido el perfil de presiones, el siguiente paso es establecer el asentamiento de las tuberías de revestimiento, el mismo que debe adaptarse a las condiciones geológicas y la función que debe cumplir cada revestidor. A continuación se estudia la presión de formación y gradiente de fractura con la finalidad de elaborar el perfil de presiones, y así analizar las profundidades de asentamiento de los revestidores.

4.1.3.1 Presión de Formación La presión de formación es aquella a la que se le encuentran confinados los fluidos dentro de la formación (la presión que se mediría si se colocara un manómetro a esa profundidad). También se le conoce como presión de poro. Las presiones de formación o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser: Normales.- Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. Subnormales.- Cuando son menores a la normal, es decir son menores a la presión hidrostática de la columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. Anormales.- Cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos de formación. Las presiones anormales afectan el programa de perforación del pozo en muchos aspectos como la selección del tipo y densidad del lodo, profundidades de asentamiento de los revestimientos, planeación de cementaciones etc.

127

Los siguientes valores corresponden a la presión de formación esperada, de nuestro campo de aplicación:

Tabla 4.10 Presiones de formación del Campo Sacha – Well Pad 192

CAMPO SACHA PRESIÓN DE FORMACIÓN Profundidad Ft 120 210 310 727 916 916 1.009 1.498 1.990 3.223 3.500 4.500 4.800 5.126 5.480 5.990 6.263 6.560 6.930 7.200 7.300 7.398 7.414 7.600 7.780 7.861 8.040 8.460 8.867 8.902 9.336 9.500 9.630 9.840 9.876 9.912 10.070

psi 52 91 134 318 400 400 446 670 942 1.525 1.649 2.092 2.221 2.372 2.565 2.897 3.029 3.172 3.351 3.482 3.530 3.578 3.585 3.675 3.762 3.842 4.014 4.179 4.426 4.444 4.661 4.742 4.807 4.963 4.981 5.051 5.132

Presión Gradiente (ppg) 8,30 8,30 8,30 8,40 8,40 8,40 8,50 8,60 9,10 9,10 9,06 8,94 8,90 8,90 9,00 9,30 9,30 9,30 9,30 9,30 9,30 9,30 9,30 9,30 9,30 9,40 9,60 9,50 9,60 9,60 9,60 9,60 9,60 9,70 9,70 9,80 9,80

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

128

4.1.3.2 Presión de Fractura Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de las rocas. Es decir la presión que es capaz de romper la formación. La resistencia que opone una formación a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de comprensión 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, las fracturas creadas en las formaciones superficiales son horizontales y la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales.

Figura 4.21 Ilustración de la presión de fractura

Realizado por: Autores

Generalmente en los campos productores de petróleo se realizan toda clase de estudios incluyendo gradientes de fractura y pruebas de presión “Leak Off Test” para el mismo fin. En nuestro caso no existe un registro de gradientes de fractura ni tampoco se han realizado las pruebas Leak off test, por lo que emplearemos un método confiable para la predicción del gradiente de fractura. El método a emplear es el denominado Método de Eaton. La ecuación de Eaton para el calculo de la presión de fractura (PFR) esta en función de la presión de poro (PP) y la de sobrecarga (S), previamente calculadas, así como de la relación de Poisson (v).

⎛ v ⎞ Pfr = Pp + ⎜ ⎟ [ S − Pp ] ⎝1− v ⎠

Ec 4.15

129

De esta fórmula para nuestra aplicación particular contamos con los valores de la presión de poro en diferentes intervalos (tabla 4.10) mientras que para la presión de sobrecarga usaremos los siguientes códigos: Tabla 4.11 Guía para Código de Sobrecarga

Guía para Código de Sobrecarga 0–5 Oloceno - Plioceno 5–9 Mioceno - Oligoceno 9 – 10 Eoceno -Paleozoico 10 – 11 Cretáceo-Triásico 11 – 14 Permiano - Anteriores Fuente: MI-Swaco

Estos códigos debemos emplearlos en la fórmula dependiendo de la edad geológica en la que nos encontremos calculando. Figura 4.22 Cuenca del Oriente Ecuatoriano

Realizado por: Autores

130

Así tenemos para nuestra investigación el siguiente código de sobrecarga: Profundidad (pies)

Código de Sobrecarga

Esfuerzo de Matriz

0 – 7.000

5

1,0

7.000 – 8.500

7

1,0

8.500 – 10.000

9

0,7

Los valores del esfuerzo de matriz se encuentran en función del área local e inversamente proporcional al código de sobrecarga. La relación de Poisson que es una propiedad mecánica de la deformación que relaciona la deformación lateral de la roca con respecto a su deformación lateral cuando esta sometida a un esfuerzo. Para calcularla, tenemos dos opciones: a) A partir del registro sónico dipolar de pozos de correlación 2

⎛ ts ⎞ 0,5 ⎜ ⎟ ⎝ tc ⎠ v= 2 ⎛ ts ⎞ ⎜ ⎟ −1 ⎝ tc ⎠

Ec 4.16

Donde: ts.- tiempo de transito de corte (microseg/pie) tc.- tiempo de transito compresional (microseg/pie) b) A partir del nomograma de Eaton, El cual se expresa en la siguiente ecuación para cada profundidad de interés.

v = 0,0645 * ln( D) − 0,0673

Ec 4.17

Usaremos esta opción para el cálculo de la relación de Poisson en cada profundidad, y este valor lo sustituiremos en la ecuación 4.15. Es así que empleando este método hemos conseguido pronosticar los valores de gradiente de fractura para nuestro campo de aplicación. La tabla 4.12 muestra estos valores.

131

Tabla 4.12 Gradientes de fractura del Campo Sacha – Well Pad 192

CAMPO SACHA GRADIENTES DE FRACTURA Profundidad Gradiente de Fractura ft ppg 120 10,53 210 10,82 310 11,06 727 11,74 916 11,96 1.009 12,11 1.498 12,62 1.990 13,24 3.223 14,08 3.500 14,24 4.500 14,76 4.800 14,91 5.126 15,08 5.480 15,28 5.990 15,59 6.263 15,71 6.560 15,83 6.930 15,99 7.200 16,09 7.300 16,13 7.398 16,17 7.414 16,17 7.600 16,24 7.780 17,04 7.861 17,09 8.040 17,20 8.460 17,34 8.867 17,50 8.902 17,51 9.336 17,66 9.500 17,71 9.630 17,76 9.840 17,84 9.876 17,85 9.912 17,88 10.070 17,92 Realizado por: Autores

4.1.3.3 Perfil de Presiones Con los datos obtenidos, procedemos a relacionarlos en un gráfico profundidad (ft) vs densidad (ppg), el mismo es conocido como el perfil de presiones.

132

Figura 4.23 Perfil de presiones del campo de aplicación

PERFIL DE PRESIONES CAMPO SACHA- PAD 192 Equivalent Mud Weight (ppg) 7

7,5

8

8,5

9

9,5

10 10,5 11 11,5 12 12,5 13 13,5 14 14,5 15 15,5 16 16,5 17 17,5 18 18,5 19 19,5 20

0 500 1000 1500

Gradiente de fractura

2000 2500 3000 3500 Depth (ft)

4000

Gradiente de Presión de Poro

Gradiente de frac. menos margen de arremetida

GPP más sobrebalance

4500 5000 5500 6000 6500 7000

Densidad del lodo

7500 8000 8500 9000 9500 10000

Realizado por: Autores

133

Tabla 4.13 Peso de lodo requerido

CAMPO SACHA PESO DE LODO REQUERIDO Profundidad ft 0 500 750 1.000 1.500 1.600 1.700 1.792 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500 6.000 6.500 7.000 7.500 7.750 7.915 8.000 8.500 9.000 9.500 10.000

Peso de lodo ppg 8,8 8,95 9,0 9,1 9,2 9,3 9,5 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,7 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,4

Realizado por: Autores

134

Evidentemente el gradiente de fractura es superior a la presión de poro. La operación normal de perforación se desarrollará en el espacio entre ambos gradientes. Es decir, se utilizará un fluido de perforación que genere más presión que la presión de poro para “controlar” el pozo y sin embargo, ese fluido no deberá generar una presión tan grande que fracture la formación y se fugue hacia ésta. Por razones de seguridad, se trabaja entonces con una presión ligeramente superior o sobrebalance a la presión de poro, generalmente 0,5 lb/gal en pozos de desarrollo y 1,0 lb/gal para pozos exploratorios. Igual se hace con la presión de fractura a la que se le sustrae un valor similar (margen de arremetida) por seguridad.

4.1.3.4 Profundidades de Asentamiento de los Revestidores El proceso se realiza partiendo del fondo del pozo, trazando una línea recta vertical con la densidad del fluido a utilizar hasta interceptar el gradiente de fractura menos el margen de arremetida, y ésta será la profundidad mínima para asentar la TR, el proceso se repite hasta terminar todo el diseño del pozo (ver figura 4.24).

Figura 4.24 Ilustración de las Profundidades de Asentamiento de los Revestidores Plan del Pozo Gradiente de fractura

Profundidad

Superficial Gradiente de fractura menos margen de arremetida

Intermedio Gradiente de presión de poro

Camisa Densidad de lodo

Rev. de producción Peso equivalente de lodo

Realizado por: Autores

Con el propósito de establecer las profundidades de los revestimientos al aplicar este proceso en la figura 4.23, notamos que el mismo no es aplicable en nuestro caso ya que la presión de poro y gradiente fractura se encuentran muy separados, por lo que estableceremos los puntos de asentamiento partiendo del criterio “control” del peso de lodo.

135

El control del peso de lodo se lo efectúa en con el fin de mantener la integridad del agujero. A lo largo de la perforación este peso aumenta progresivamente, y en ciertos intervalos llega a valores muy altos siendo ineludible la colocación de un revestidor para controlar esa zona y así poder bajar el peso de lodo. Esta es una causa por la cual se asientan muchos revestidores, y es el caso de los pozos mencionados en la sección 4.1.1.2 En la figura 4.23 se indica como la presión de poro aumenta en algunos intervalos y disminuye en otros, mientras que el peso de lodo aumenta y se mantiene ya que una reducción de este provocaría puntos apretados y un posible descontrol del pozo. En el intervalo desde los 1.500 y hasta los 2.000 pies existe un aumento de presión, el cual es controlado con la densidad de lodo, a partir de los 2.000 pies y hasta los 3.500’ la presión se mantiene relativamente constante pero desde los 3.500’ y hasta los 5.000’ vemos una disminución en la presión de poro a lo que la densidad de lodo se mantienen constante, luego en el intervalo entre los 5.500 y 6.000 pies la presión se eleva por lo que se necesita una densidad de lodo de 9.4 ppg. Para continuar la perforación y mantener un buen control del pozo tendremos que seguir aumentando la densidad de lodo, lo cual resulta innecesario al no incrementarse la presión en zonas más profundas, por lo que en el intervalo de 6.000’ a 6.200’ deberá asentarse el primer revestidor. Para nuestro caso lo fijamos en 6.125 pies de profundidad TVD. De acuerdo a correlaciones de los pozos vecinos, este asentamiento se encontrará unos pies dentro de la formación Tiyuyacu, es decir luego de atravesar toda la formación Orteguaza. Al iniciar la perforación de la siguiente sección del pozo podemos emplear una densidad de lodo menor a la utilizada en la perforación de los últimos pies anteriores. Como podemos ver la presión en el intervalo entre 6.125 y 7.800 pies se mantiene constante, a partir de aquí la presión de poro aumenta, lo que en muchos casos ha provocado la colocación de un revestidor intermedio, pero al contar con un perfil de presiones podemos ver que esa zona de aumento de presión puede ser controlada con la densidad del lodo sin la necesidad de un revestidor intermedio ya que al pasar de esa zona la presión de poro no aumenta si no que se mantiene constante, presentando otro incremento de presión en los últimos 500 pies del pozo, todo controlado con la densidad de lodo que se muestra en la figura 4.23.

136

Ya determinados los puntos de asentamiento de los revestidores se tiene que verificar: Riesgo de pega por presión diferencial. Resistencia de la formación contra arremetidas.

4.1.3.4.1 Riesgo de pega por presión diferencial Cuando existe una gran diferencia de presión entre el sistema de lodo y la formación, la pega diferencial constituye un problema potencial. La tubería tiende a atascarse o pegarse en el punto donde se encuentran las presiones diferenciales máximas. A menudo esta profundidad se ubica en el punto de transición hacia presiones anormales. Los estudios de campo han demostrado que se puede tolerar una cantidad limitada de presión diferencial de hasta 2000 - 3000 psi sin que ocurra atascamiento. La potencialidad de que se produzca una pega diferencial quizá exija alterar la profundidad tentativa de asentamiento del revestidor.

La ecuación que se utiliza para determinar la posibilidad de pega diferencial es:

Δp = 0,052 * (MW − PP) * Z

Ec 4.18

Donde: Δp = presión diferencial (psi), MW = peso del lodo (ppg), PP = presión de poro (ppg), Z = profundidad (pies) Así en nuestro caso tenemos: MW = 9,9 ppg ; PP = 9,3 ppg ; z = 6125 pies

Δp = 0,052 * (9,9 − 9,3)ppg * 6125 pies Δp = 192 < 2.000 No habrá problemas Si en un caso la presión diferencial es mayor a 2.000 psi, significa que el lodo a utilizarse no es conveniente a esa profundidad ya que se pegaría la tubería. La decisión se centraría en utilizar un lodo más liviano de tal manera que la presión diferencial se encuentre alrededor de los 2.000 psi, y con este nuevo peso de lodo averiguar cual será la nueva profundidad de asentamiento.

137

4.1.3.4.2 Resistencia de la formación contra arremetidas La presión que ejerce la arremetida, como función de la profundidad, se calcula con la siguiente fórmula: P.arrem = (prof. total / prof. de interés) (ΔM) + P.lodo

Ec 4.19

Donde: ΔM = aumento incremental del peso del lodo en la arremetida (lb/gal). Comúnmente se usa un

valor de 0,5 lb/gal para el incremento del peso de lodo en la arremetida. Este “colchón” le permite al operador perforar en una formación cuya presión excede las 0,5 lb/gal de exceso de presión. Así en nuestro caso tenemos: Prof. total = 10.000 pies ; Prof. de interés = 6.125 pies ; ΔM = 0,5 ppg ; Plodo = 9,9 ppg P.arrem = (10.000 / 6.125)pies * (0,5 ppg) + 9,9 ppg P.arrem = 10,72 ppg La presión de fractura a 6.125 pies TVD, es de 14,8 ppg por lo que la arremetida no generaría una fractura de la formación. En el caso que presión de arremetida sea mayor al gradiente de fractura, hay que calcular una nueva profundidad de asentamiento, utilizando la misma ecuación anterior se calcula para diferentes profundidades. Luego se comparan los valores con el gradiente de fractura. Se debe tomar en cuenta que un asentamiento programado de TR puede ser alterado por algún problema durante la perforación, como puede ser una pérdida de circulación, un brote o un accidente de tipo mecánico, que puede obligar a un asentamiento fuera de programa. Por lo que, se debe considerar en el diseño la alternativa de una TR adicional, esto obviamente lo dicta el conocimiento que se tenga del campo de aplicación. Una vez que se determinan los puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento, se selecciona el diámetro de la TR de explotación y será la base para determinar el arreglo de tuberías de revestimiento a utilizar, así como el diámetro del agujero.

138

4.1.4 DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO El término "Diseño de la Tubería de Revestimiento" significa la selección correcta de esta tubería. Es decir, definir sus dimensiones específicas con la premisa de conseguir la mayor economía, ya que el costo de los revestidores representa generalmente un gran porcentaje de gastos totales de la perforación. En esta sección estableceremos el programa de tubería de revestimiento para nuestra aplicación particular (pozos Sac X1 & Sac X2), a fin de que la tubería de revestimiento seleccionada no falle en ningún momento de la vida útil del pozo, que su diámetro sea el adecuado para una producción eficiente y que el costo de esta sea el mínimo.

4.1.4.1 Criterio para el Diseño de las Tuberías de Revestimiento El criterio de diseño de tuberías básicamente es RESISTENCIA/CARGA > 1 como el factor de decisión para la selección de los tubulares, esto implica reconocer ampliamente el desempeño mecánico de las tuberías y la predicción más realista de las condiciones de carga a las cuales la tubería trabajará.

4.1.4.2 Factores de Seguridad en el Diseño (SF) Al diseñar tuberías de revestimiento (tramos o columnas) los valores publicados de sus propiedades mecánicas como de tensión, aplastamiento y estallido, contienen factores de seguridad adecuados basados en la resistencia mínima del acero a la deformación permanente que es inferior al promedio de resistencias. Se aplica un factor de seguridad operacional para cubrir eventualidades que puedan presentarse y asegurarse que la tubería, en el peor de los casos, se mantendrá íntegra. Generalmente, en la práctica, se emplean los siguientes factores de seguridad: Tensión: 2 Aplastamiento 1,125 Estallido: 1 Punto cedente 1,25 Sin embargo, los factores de seguridad deben ser ajustados a las condiciones de profundidad del hoyo, al tipo de cada sarta, o combinaciones de tramos de tubos de diferentes características (peso, resistencia, roscas).

139

4.1.4.3 EL Modelo Biaxial Se ha probado definitivamente con experimentos que las cargas biaxiales (cargas en la tubería de revestimiento debidas a presión externa y peso soportado) que se ejercen en un punto reducen la resistencia efectiva al aplastamiento de la tubería de revestimiento, siendo la magnitud de esta reducción muy considerable en la mayoría de los casos. Estos esfuerzos pueden ser de mucha importancia cuando se diseña la columna de tubería de revestimiento en diferentes diámetros según las necesidades a las diferentes profundidades del agujero. El sitio de partida para diseñar una columna de tubería de revestimiento de diferente diámetro es el fondo del agujero. De las tablas de propiedades de tubería de revestimiento, el grado de menor peso y menos costoso se selecciona para que resista sin aplastarse con el peso de lodo usado en el pozo aplicando un factor de seguridad. Este peso y grado de la tubería se lleva hacia arriba del agujero hasta un punto seguro donde la siguiente tubería de revestimiento de diferente diámetro, y menos costosa resista la presión de aplastamiento. Este punto puede ser determinado por una serie de cálculos o por medio de una elipse de esfuerzos de tensión biaxial (ver figura 4.25).

Figura 4.25 Elipse de esfuerzos biaxiales a la deformación permanente

Fuente: McCray & Cole

El resultado nos dará un punto seguro máximo de instalación que toma en cuenta la reducción de la resistencia al aplastamiento causada por el peso de las secciones inferiores de tubería de revestimiento suspendidas del punto que se este considerando

140

4.1.5 DISEÑO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X2

4.1.5.1 Propuesta: Dos columnas de revestimiento

4.1.5.2 Selección del Diámetro del Revestimiento de Explotación La geometría de un pozo se realiza a partir de la tubería de explotación, lo cual indica que el diseño de la tubería de revestimiento se efectúa de abajo hacia arriba. La tubería de revestimiento de explotación es diseñada para soportar la máxima presión del fondo de la formación productora, su diámetro está en función de los requerimientos, expectativas, y características del yacimiento primordialmente aunque puede verse afectada por efectos de la profundidad, formación, los fluidos de control y problemática esperada, verificando los esfuerzos a que estará sometida; es decir se diseña de acuerdo a los requerimientos de producción, estimulación y reparación del pozo. Existen varios diámetros para la tubería de explotación entre los más usados tenemos el de 5 pulgadas, 7 pulgadas y 9 5/8 pulgadas, este último muy usado para completaciones múltiples. Normalmente el diámetro de la TR de explotación es a solicitud de la compañía operadora del campo. Considerando que el reservorio hollín posee un empuje hidráulico activo, gran parte de las completaciones en este campo son a bombeo hidráulico siendo inicialmente a flujo natural, es así que todos los pozos direccionales vecinos al “Sac-X1” y “Sac-X2” producen en promedio 1.400 BPPD a flujo natural a través de una completación de 3 ½ pulgadas que es común para la tubería de explotación de 7 pulgadas. Por todas estas razones el diámetro de la tubería de explotación seleccionado para los pozos de estudio es de 7 pulgadas.

4.1.5.3 Diseño del Revestimiento de Explotación Para determinar las características que tendrá el revestimiento de explotación de 7 pulgadas usaremos las especificaciones API-5A de tubería de revestimiento las cuales se indican en la tabla 4.14 Para especificar las propiedades de esta tubería tomamos en cuenta la profundidad a la cual debe ser instalada, para nuestro caso, el revestimiento de explotación estará

141

instalado a 10.000 pies TVD y 10.337 pies MD, que es la profundidad total del pozo “Sac-X2”, de acuerdo a las condiciones del pozo no se prevé que la presión interna exceda los 6.000 PSI, misma que depende de la presión externa. Usaremos los siguientes factores de seguridad: 1.08 para el aplastamiento, 2 para la tensión y 1.1 para la rotura. Este método de diseño que seguiremos presupone: (1) que la tubería este vacía o, en otras palabras expuesta a la totalidad de la presión de la columna exterior de lodo, y (2) que sean insignificantes las fuerzas de sustentación de lodo sobre la tubería de revestimiento.

4.1.5.3.1 Aplastamiento Una columna de líquido de 10.000 pies de altura ejerce una presión de: 10.000 pies por 0,5408 lbs/pulg2/pie = 5.408 lbs/pulg2. La tubería de revestimiento debe ser capaz de soportar 1,08 x 5.408 = 5.841 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la columna de “Collapse Resistance” para una tubería de 7 pulgadas encontramos que el primer tipo de tubería de revestimiento capaz de soportar una presión de 5.841 PSI es la de 26,00 lbs/pie, clase C-95 la cual tiene una resistencia al aplastamiento de 5.870 PSI. La columna “Collapse Setting Depth” la hemos preparado en base a los datos de resistencia al aplastamiento, factor de seguridad y al peso de lodo usado en este pozo Con estos datos se facilita la elección de la tubería de revestimiento más adecuada para resistir este aplastamiento. En este caso, a una profundidad de instalación de 10.000’ TVD corresponde una tubería de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie, y clase C-95. Según la tabla esta tubería puede ser instalada hasta una profundidad de 10.050 pies. El peso suspendido debajo de esta columna es cero. Conclusión: Los requerimientos de resistencia al aplastamiento serán satisfechas con una tubería de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie y acero clase C-95.

4.1.5.3.2 Tensión La tubería elegida precedentemente va dotada de una junta BTC (Buttres Casing Thread, sección 3.4.4.1.3) que posee una resistencia final de unión de 72.2000 lbs (tabla 4.14) empleando un factor de seguridad de 2, el peso máximo que se puede

142

aplicar a esta tubería es de 72.2000 / 2 = 36.1000 lbs. Tomando en cuenta que la longitud de la columna de 7 pulgadas es de 10.337’ MD de una tubería de revestimiento de 26,00 lbs/pie pesan 268.762 lbs. Conclusión: Una tubería de 7 pulgadas, de 26,00 lbs/pie, clase C-95, BTC cumple los requerimientos de tensión.

4.1.5.3.3 Presión Interna (ROTURA) La tubería elegida tiene una resistencia mínima a la deformación de 8.600 lbs/plg2 (tabla 4.14) La aplicación de un factor de seguridad de 1,1 significa que la tubería puede ser usada en forma segura siempre que la presión interna no pase de: 8.600 / 1,1 = 7.818,2 lbs/plg2 esto significa que la tubería en cuestión es segura.

4.1.5.3.4 Especificaciones para la compra Especifíquese para la tubería de explotación del pozo “Sac-X2” las siguientes características: 10337 pies de una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie de peso, grado de acero C-95, provista de conexiones BTC.

4.1.5.4 Brocas para el Revestimiento de Explotación Ya seleccionado el tipo de revestimiento de explotación es necesario fijar cual es el tamaño de broca que permitirá la operación de esta tubería de 7 pulgadas. Para esto es necesario fijarnos en su diámetro exterior de la junta (tabla 4.14) que es de 7,656 pulgadas, esto significa que la broca necesaria deberá tener un tamaño mayor que 7.656” Para establecer el tamaño de la broca a usarse es necesario agregar al diámetro de exterior de la junta de este revestimiento un valor de tolerancia que exceda a este diámetro, a fin de tomar en cuenta la costra de lodo, los accesorios de la tubería de la tubería de revestimiento (tales como centralizadores y raspadores), la presencia de condiciones no previstas como el hundimiento de las formaciones, y la desviación del pozo.

143

Tabla 4.15 Tolerancias para el diámetro exterior de la junta del revestidor

O.D Coupling Clearance (inches to be (inches) added to coupling) 5 1,0 6 1,25 7 1,75 8 2,0 9 2,5 10 3,0 11 3,25 12 3,25 13 and up 3,50 Fuente: Hill Clearance Guide for casing strings

Aplicando la tabla 4.15 para nuestro caso podemos emplear una tolerancia de 1,91 para una junta de 7.656 pulgadas, esto significa que el tamaño mínimo de la broca requerida deberá ser de por lo menos.

Bit Size = O.D Coupling + Clearance

Ec 4.20

Bit Size = 7,656 + 1,91 Bit Size = 9,57 pulgadas Para averiguar el tamaño real de la broca nos fijamos en la siguiente tabla que contiene los tamaños corrientes de brocas: Tabla 4.16 Tamaños corrientes de brocas

Common Bit Sizes (inches) 3 3/4 7 3/8 10 5/8 3 7/8 7 5/8 11 4 1/4 7 3/4 12 4 5/8 7 7/8 12 1/4

8 1/2 4 3/4 13 3/4 5 5/8 8 5/8 15 6 8 3/4 17 1/2 6 1/8 9 22 6 1/4 9 5/8 23 6 3/4 9 7/8 Fuente: Hill Clearance Guide for casing strings De acuerdo a la tabla 4.16, determinamos que la broca de 9 7/8 pulgadas permitirá la operación de una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, aunque a nivel mundial se ha venido practicando el uso de una broca de 8 ½ pulgadas con excelentes resultados para la corrida de este diámetro de revestimiento.

144

4.1.5.5 Diseño del Revestimiento Superficial A continuación se determina el tamaño que debe tener la tubería de revestimiento superficial para que pueda pasar la broca de 8 ½ pulgadas escogida para la tubería de revestimiento de explotación. Para esto nos fijamos en la columna “Drif diameter” de la tabla 4.14, que indica el tamaño máximo que debe tener una herramienta para atravesar una tubería de revestimiento, allí buscamos un valor mayor o igual al del diámetro de la broca, para nuestro caso particular 8,5 pulgadas, siendo la tubería de 9 5/8 pulgadas la que cuenta con estos valores. Esta tubería será instalada a 6.125 pies TVD de acuerdo a las condiciones ya mencionadas de este pozo no se prevé que la presión interna exceda los 3.500 PSI. Usaremos los mismos factores de seguridad anteriores: 1.08 para el aplastamiento, 2 para la tensión y 1.1 para la rotura.

4.1.5.5.1 Aplastamiento Una columna de liquido de 6.125 pies de altura ejerce una presión de: 6.125 pies por 0,5148 lbs/pulg2/pie = 3.153 lbs/pulg2. La tubería de revestimiento debe ser capaz de soportar: 1.08 x 3.153 = 3.405 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la columna de “Collapse Resistance” para una tubería de 9 5/8 pulgadas y de acuerdo a la disponibilidad de esta por parte de la operadora PETROPRODUCCION, la tubería de revestimiento clase N-80 47,00 lbs/pie si es capaz de soportar una presión de 3.401 PSI ya que tiene una resistencia al aplastamiento de 4.750 PSI. La columna “Collapse Setting Depth” facilita la elección de la tubería de revestimiento más adecuada para resistir este aplastamiento. En este caso, a una profundidad de instalación de 6.125 pies corresponde una tubería de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lbs/pie, y clase N-80. Según la tabla esta tubería puede ser instalada hasta una profundidad de 8.543 pies en ausencia de esfuerzo tensional. Conclusión: Los requerimientos de resistencia al aplastamiento si son serán satisfechas con una tubería de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lbs/pie y acero clase N-80.

145

4.1.5.5.2 Tensión La tubería elegida precedentemente va dotada de una junta BTC que posee una resistencia final de unión de 1.161.000 lbs (tabla 4.14) empleando un factor de seguridad de 2, el peso máximo que se puede aplicar a esta tubería es de 1.161.000 / 2 = 580.500 lbs. Tomando en cuenta que 6.292 pies de una tubería de revestimiento de 47,00 lbs/pie pesan 295.724 lbs, por lo tanto esta junta resulta satisfactoria. Conclusión: Una tubería de 9 5/8 pulgadas, de 47,00 lbs/pie, clase N-80, provista de conexiones BTC cumple satisfactoriamente los requerimientos de tensión.

4.1.5.5.3 Presión Interna (ROTURA) La tubería elegida tiene una resistencia mínima a la deformación de 6870 lbs/plg2 (tabla 4.14) La aplicación de un factor de seguridad de 1,1 significa que la tubería puede ser usada en forma segura siempre que la presión interna no pase de: 6870 / 1,1 = 6245 lbs/plg2 , esto significa que la tubería en cuestión es más segura de lo requerido.

4.1.5.5.4 Especificaciones para la compra Especifíquese para la tubería de revestimiento superficial del pozo “Sac-X2”

las

siguientes características: 6.292 pies de una tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lbs/pie de peso, grado de acero N-80, provista de conexiones BTC.

4.1.5.6 Brocas para el Revestimiento Superficial Ya seleccionado el tipo de revestimiento superficial, precisamos el tamaño de broca que permitirá la operación de esta tubería de 9 5/8 pulgadas. Para esto es necesario fijarnos en su diámetro exterior de la junta (tabla 4.14) que es de 10,625 pulgadas, esto significa que la broca necesaria deberá tener un tamaño mayor que 10.625” Así tenemos: O.D Coupling Casing = 10.625 pulgadas Clearance = 3.15 pulgadas (tabla 4.15)

146

Bit Size = O.D Coupling + Clearance Bit Size = 10,625 + 3,15 Bit Size = 13,7 pulgadas De acuerdo a la tabla 4.16, determinamos que la broca de 13 ¾ pulgadas permitirá la operación de una tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas, aunque a nivel mundial se ha venido practicando el uso de una broca de 12 1/4 pulgadas con excelentes resultados para la corrida de este diámetro de revestimiento.

4.1.5.7 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac - X2” Perforar un hoyo de 12 ¼ pulgadas hasta la profundidad de 6.125 pies en TVD, 6292 pies en MD, dentro de la cual se introducirá una tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lb/ft de peso, clase N-80 provista de juntas BTC de diámetro exterior 10.625 pulgadas y un diámetro reajustado nominal de 8,525 pulgadas. Perforar un hoyo de 8 ½ pulgadas hasta la profundidad total programada de 10.000 pies en TVD, 10.337 pies en MD, dentro de la cual se introducirá una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, 26,00 lb/ft de peso, clase C-95 dotada de juntas BTC de diámetro exterior 7,656 pulgadas y un diámetro reajustado nominal de 6,151 pulgadas.

147

Figura 4.26 Diagrama mecánico del pozo “Sac – X2”

Realizado por: Autores

148

Tabla 4.14 Características Geométricas y Mecánicas de las Tuberías de Revestimiento Size

OD

In

Weight per foot w/Coupling

Wall thickness

Inside diameter

Lb/ft

17,00 20,00

Collapse resistance

Dimensions Drift diameter

Coupling or Joint OD Roundf or Buttress

6,538 6,456

6,413 6,331

Plain End of Extreme line

Psi 7,656 7,656

23,00

0,317

6,366

6,241

7,656

26,00

0,362

6,276

6,151 º

7,656

29,00

0,408

6,184

6,059

7,656

7

Round Thread

Steel grade

In

0,231 0,272

Internal pressures

H-40 H-40 J-55 K-55 N-80 J-55 K-55 N-80 L-80 C-95 J-55 K-55 N-80 L-80 C-95 P-110 V-150 N-80 L-80 C-95 P-110 Q-125 V-150

1450 1980 2270 2270 3830 3270 3270 3830 3830 4150 4320 4320 5410 5410 5870 6210 6890 7020 7020 7820 8510 9100 9800

Short

Long

Buttress Thread

Body Yield Strength *(1000 lb)

2310 2720 3740 3740 4360 4360

4980 4980

3740 3740 6340 4360 4360 6340 6340 7530 4980 4980 7240 7240 8600 9960

3740 3740 6340 4360 4360 6340 6340 7530 4980 4980 7240 7240 8600 9960

8160 8160 9690 11220 12750 15300

8160 8160 9690 11220 12750 15300

Round Thread Short

Psi 2310 2720 3740 3740 6340 4360 4360 6340 6340 7530 4980 4980 7240 7240 8600 9960 13580 8160 8160 9690 11220 12750 15300

Joint Strength * (1000 lbs) Thread & coupled Joint

196 230 316 316 532 366 366 532 532 632 415 415 604 604 717 830 1132 676 676 803 929 1056 1267

122 176 234 254 284 309

334 364

Long

Buttress Thread

257 281 442 313 341 442 435 505 367 401 519 511 593 693

373 451 508 432 522 588 565 636 490 592 667 641 722 853

597 587 683 797 885 1049

746 718 808 955 1045 1243

149

Continuación, Tabla 4.14 Size

OD

In

Weight per foot w/Coupling

Wall thickness

Inside diameter

Lb/ft

32,00

35,00

Collapse resistance

Dimensions Drift diameter

Coupling or Joint OD Roundf or Buttress

0,498

6,094

6,004

5,969

5,879

Psi 7,856

7,656

7

38,00

41,00

0,540

0,590

5,920

5,820

5,795

5,695

Plain End of Extreme line

Steel grade

In

0,453

Internal pressures

7,656

Round Thread Short

Long

Buttress Thread

Body Yield Strength *(1000 lb)

Joint Strength * (1000 lbs) Thread & coupled Joint Round Thread Short

Psi

Long

Buttress Thread

N-80

8600

9060

9060

8460

745

672

823

L-80

8600

9060

9060

8460

745

661

791

C-95

9730

10760

10760

10050

885

768

891

P-110

10760

12460

12460

11640

1025

897

1053

Q-125

11720

14160

14160

13220

1165

996

1152

V-150

13020

16980

16980

15870

1397

1180

1370

N-80

10180

9960

9240

8460

814

746

876

L-80

10180

996

9240

8450

814

734

833

C-95

11640

11830

10970

10050

966

853

921

P-110

13010

13700

12700

11640

1119

996

1096

Q-125

14310

15560

14430

13220

1272

1126

V-150

16230

18680

17320

15870

1526

1311

1183 No Veo

N-80

11390

10800

9240

8460

877

814

876

L-80

11390

10800

9240

8460

877

801

832

C-95

13420

12820

10790

10050

1041

931

920

P-110

15110

14850

12700

11640

1205

1087

1096

Q-125

16750

16880

14430

13220

1370

1207

1183

V-150

19240

20240

17320

15870

1644

1430

1402

P-110

16990

16220

12700

11640

1037

1111

1096

Q-125

19300

18440

14430

13220

1485

1244

1183

V-150

22820

22130

17320

15870

1782

1488

1402

150

Continuación, Tabla 4.14

Size

Weight per foot

Dimensions

OD

w/Coupling

Wall Inside Drift thickness diameter diameter

In

Lb/ft

44,00

Collapse resistance Coupling or Joint OD Roundf or Buttress

5,772

7 49,50 32,3 36

0,730 0,312 0,352

5,540 9,001 8,921

5,415 8,845 8,765

Plain End of Extreme line

Psi

5,595

10,265 10,625

40

0,395

8,835

8,679

10,625

43,5

0,435

8,755

8,599

10,625

9 5/8

Joint Strength * (1000 lbs) Thread & coupled Joint

Round Thread Steel grade

In

0,640

Internal pressures

Short

Long

Buttress Thread

Body Yield Strength *(1000 lb)

Psi

C-95

15780

15200

1215

P-110

18820

17600

1407

V-150

24920

24000

1918

P-110

20550

20080

1582

V-150 H-40 H-40 J-55 K-55 C-75 N-80 P-110 J-55 K-55 N-80 L-80 C-95 P-110 N-80 L-80 C-95 P-110

28020 1400 1740 2020 2020 2320 2370 2470 2570 2570 3090 3090 3330 3480 3810 3810 4130 4430

27380 2270 2560 3520 3520 4800 5120 7040 3950 3950 5750 5750 6820 7900 6330 6330 7510 8700

2157 365 410 564 564 769 820 1128 630 630 916 916 1088 1260 1005 1005 1193 1381

2270 2560 3520 3520

2270

2270

3520 3520

3520 3520

3950 3950

3950 3950 5750 5750 6820

3950 3950 5750 5750 6820

6330 6330 7510 8700

6330 6330 7510 8700

Round Thread Short

Long

Buttress Thread

254 294 394 423

453 489

639 755

520 561 737 727 847

714 843 979 947 1074

825 813 948 1106

1074 1038 1178 1388

452 486

151

Continuación, Tabla 4.14 Size

OD

In

Weight per foot w/Coupling

Collapse resistance

Dimensions Wall thickness

Inside diameter

Lb/ft

Drift diameter

Coupling or Joint OD Roundf or Buttress

Psi

0,435 0,435 0,472

8,755 8,755 8,681

8,599 8,599 8,525

10,625 10,625 10,625

53,5

0,545

8,535

8,379

10,625

58,4

0,595

8,435

8,279

10,625

9 5/8

0,625

8,375

8,219

10,625

Joint Strength * (1000 lbs) Thread & coupled Joint

Round Thread Plain End of Extreme line

Steel grade

In

43,5 43,5 47

61,1

Internal pressures

Q-125 V-150 N-80 L-80 C-95 P-110 Q-125 V-150 N-80 L-80 C-95 P-110 Q-125 V-150 N-80 L-80 C-95 P-110 Q-125 V-150 C-95 S-95

4620 4750 4750 4750 5080 5310 5640 6020 6620 6620 7330 7930 8440 11570 7890 7890 8880 9750 10530 11570 9800 10500

Short

Long

Buttress Thread

Body Yield Strength *(1000 lb)

Short

Psi 9890 11860 6870 6870 8150 9440 10730 12870 7930 7930 9410 10900 12390 14860 8650 8650 10280 11900 13520 16230 10800 10800

Round Thread

9890

9890

6870 6870 8150 9440 10730

6870 6870 8150 9440 10730

7930 7930 9410 10900 12390 14860 8650

7930 7930 9410 10900 12390 14860 8650

10280 11900 13520 16230

10280 11900 13520 16230

10800

10490

1570 1818 1086 1086 1289 1493 1697 2036 1244 1244 1477 1710 1943 2332 1350 1350 1604 1857 2110 2530 1680 1679

Long

Buttress Thread

1240

1527

905 893 1040 1213 1361

1161 1122 1273 1500 1650

1062 1047 1220 1442 1595 1909 1167 1151 1341 1564 1754 2098

1329 1286 1458 1718 1890 2251 1443 1396 1583 1855 2052 2519

1430

152

Continuación, Tabla 4.14

Size

Weight per foot

OD

w/Coupling

In

Wall thickness

Inside diameter

Lb/ft

61,1

Collapse resistance

Dimensions Drift diameter

Coupling or Joint OD Roundf or Buttress

8,375

8,219

Psi 10,625

9 5/8 71,8 32,75 40,50

10 3/4

0,75 0,279 0,350

8,125 10,192 10,050

7,969 10,036 9,894

10,625 11,75 11,750

45,50

0,400

9,950

9,794

11,750

51,00

0,450

9,850

9,694

11,750

55,50

0,495

9,760

9,604

11,750

Joint Strength * (1000 lbs) Thread & coupled Joint

Round Thread Plain End of Extreme line

Steel grade

In

0,625

Internal pressures

Short

Long

Buttress Thread

Body Yield Strength *(1000 lb)

Short

Psi

C-95 P-110 V-150

9800 1840 13130

10800 12500 17050

P-110 V-150 H-40 H-40 J-55 K-55 N-80 J-55 K-55 N-80 P-110 J-55 K-55 N-80 L-80 C-95 P-110 Q-125

15810 19640 880 1390 1580 1580 1720 2090 2090 2480 2610 2700 2700 3220 3220 3490 3670 3740

1500 20450 1820 2280 3130 3130 4560 3580 3580 5210 7160 4030 4030 5860 5860 6960 8050 9160

N-80 L-80

4020 4020

6450 6450

Round Thread

17050

17050

18060

16560

1680 1944 2650

1820 2280 3130 3130 4560 3580 3580 5210

3130 3130 4560 3580 3580 5210

4030 4030 5860 5860 6960 8050 9160

4030 4030 5860 5860 6960 8050 9160

2300 3137 367 457 629 629 915 715 715 1041 1430 801 801 1165 1165 1383 1602 1820

6450 6450

6450 6450

1276 1276

Long

Buttress Thread

2211

2638

2672

2692

205 314 420 450 597 493 528 701

700 819 954 796 931 1097

565 606 804 794 927 1080 1213

891 1043 1228 1190 1354 1594 1758

895 884

1345 1303

153

Continuación, Tabla 4.14

Size

OD

In

10 3/4

Weight per foot w/Coupling

Collapse resistance

Dimensions Wall thickness

Inside diameter

Lb/ft

Drift diameter

Coupling or Joint OD Roundf or Buttress

Internal pressures Round Thread Plain End of Extreme line

Steel grade

Psi

In

55,50

0,495

9,760

9,604

11,750

60,70

0,545

9,660

9,504

11,750

65,70

0,595

9,560

9,404

11,750

71,10

0,650

9,450

9,294

11,750

Joint Strength * (1000 lbs) Thread & coupled Joint

C-95 P-110 Q-125 V-150 N-80 L-80 C-95 P-110 Q-125 V-150 N-80 L-80 C-95 P-110 Q-125 V-150 S-95 P-110 Q-125 V-150 C-95 P-110

4300 4630 4850 5040 5160 5160 5570 5860 6070 6560 6300 6300 6950 7490 7920 8330 9600 9280 9990 10890 9850 10900

Short

Long

Buttress Thread

Body Yield Strength *(1000 lb)

Short

Psi 7660 8860 10070 12090 7100 7100 8430 9760 11090 13310 7750 7750 9200 10650 12110 14530 10050 11640 13230 15870 10830 12530

Round Thread

7660 8860 10070

7660 8860 10070

7100 7100 8430 9760 11090

7100 7100 8430 9760 11090

7750 7750 9200 10650 12110 14530 9710 11240 12780 15330

7750 7750 9200 10650 12110 14530 9480 10980 12480 14970

1515 1754 1993 2392 1398 1398 1660 1922 2184 2620 1519 1519 1803 2088 2373 2847 1959 2269 2578 3094 2100 2431

Long

Buttress Thread

1032 1203 1351

1483 1745 1925

996 983 1148 1338 1503

1473 1428 1625 1912 2109

1096 1082 1263 1472 1653 1978 1403 1618 1817 2174

1600 1551 1764 2077 2291 2730 1971 2257 2489 2966

154

Continuación, Tabla 4.14

Size

OD

Weight per foot w/Coupling

Collapse resistance

Dimensions Wall thickness

Inside diameter

Drift diameter

Coupling or Joint OD Roundf or Buttress

Internal pressures Round Thread Plain End of Extreme line

Steel grade

Psi

In

Lb/ft

10 3/4

76,00 81,00

0,700 0,750

9,350 9,250

9,194 9,094

12,750

48,0 54,5

0,33 0,38

12,715 12,615

12,559 12,459

14,375 14,375

61

0,43

12,515

12,359

14,375

68

0,48

12,415

12,259

14,375

In

72

0,514

12,347

12,191

14,375

13 3/8

Joint Strength * (1000 lbs) Thread & coupled Joint

V-150 P-110 V-150 H-40 J-55 K-55 N-80 J-55 K-55 N-80 J-55 K-55 N-80 L-80 C-95 P-110 N-80 L-80 C-95 P-110 Q-125 V-150

13200 12530 15550 770 1130 1130 1130 1540 1540 1670 1950 1950 2270 2270 2330 2340 2670 2670 2820 2880 2820 2880

Short

Long

Buttress Thread

Body Yield Strength *(1000 lb)

Short

Psi 17090 13430 18310 1730 2730 2730 3980 3090 3090 4500 3450 3450 5020 5020 5970 6910 5380 5380 6390 7400 8410 10090

Round Thread

1730 2730 2730

1730 2730 2730

3090 3090

3090 3090

3450 3450 5020 5020 5970 6910 5380 5380 6390 7400 8410 10090

3450 3450 5020 5020 5970 6910 5380 5380 6390 7400 8410 10090

3315 2592 3534 541 853 854 1241 962 963 1400 1069 1069 1556 1556 1847 2139 1661 1662 1973 2284 2596 3115

Long

Buttress Thread

322 514 547

607 909 1038

595 633

1025 1169

675 718 963 952 1014 1297 1040 1029 1204 1402 1577 1887

1140 1300 1585 1545 1772 2079 1693 1650 1893 2221 2463 2939

155

Continuación, Tabla 4.14

Size

OD

In

Weight per foot

Dimensions

w/Coupling

Wall Inside Drift thickness diameter diameter

Lb/ft

80,7

85

13 3/8

86

Collapse resistance Coupling or Joint OD Roundf or Buttress

0,608 0,625

12,215 12,059

12,159 12,003 12,125 11,969

Plain End of Extreme line

Psi 14,375

14,375 14,375

92

0,672

12,031 11,875

14,375

98

0,719

11,937 11,781

14,375

Joint Strength * (1000 lbs) Thread & coupled Joint

Round Thread Steel grade

In

0,58

Internal pressures

Short

Long

Buttress Thread

Body Yield Strength *(1000 lb)

Round Thread Short

Psi

Long

Buttress Thread

S-95

4990

7210

7210

2215

2173

P-110

4000

8350

8350

2565

2493

Q-125

4140

9490

9490

2914

2765

6360

1951

N-80

3870

6360

P-110

4490

8750

S-95

6240

7700

P-110

4780

Q-125

6360

1252

2364

1507

2333

2682 7700

7750

2378

9000

8980

2754

2677

5030

10220

10200

3129

2969

N-80

5050

7030

P-110

5700

9670

9190

8980

2950

1878

2868

N-80

5910

7530

6680

6530

2287

1498

2400

P-110

6930

10350

2145

3145

Fuente: Bibliografía Realizado por: Autores

156

4.1.6 DISEÑO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X1

4.1.6.1 Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento Al igual que en el diseño de los revestidores del pozo “Sac-X2”, se aplica el mismo procedimiento para este pozo, cuya trayectoria es tipo “S”.

4.1.6.2 Diseño del Revestimiento de Explotación Para especificar las propiedades de esta tubería tomamos en cuenta la profundidad a la cual debe ser instalada, para nuestro caso, el revestimiento de explotación estará instalado a 10.000 pies TVD y 10.333 pies MD, que es la profundidad total del pozo “Sac-X2”, de acuerdo a las condiciones del pozo no se prevé que la presión interna exceda los 6.000 PSI, misma que depende de la presión externa. Usaremos los siguientes factores de seguridad: 1,08 para el aplastamiento, 2 para la tensión y 1,1 para la rotura. Este método de diseño que seguiremos presupone: (1) que la tubería este vacía o, en otras palabras expuesta a la totalidad de la presión de la columna exterior de lodo, y (2) que sean insignificantes las fuerzas de sustentación de lodo sobre la tubería de revestimiento.

4.1.6.2.1 Aplastamiento Una columna de liquido de 10.000 pies de altura ejerce una presión de: 10.000 pies por 0,5408 lbs/pulg2/pie = 5.408 lbs/pulg2. La tubería de revestimiento debe ser capaz de soportar 1,08 x 5.408 = 5.841 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la columna de “Collapse Resistance” para una tubería de 7 pulgadas encontramos que el primer tipo de tubería de revestimiento capaz de soportar una presión de 5.867 PSI es la de 26,00 lbs/pie, clase C-95 la cual tiene una resistencia al aplastamiento de 5.870 PSI. La columna “Collapse Setting Depth” la hemos preparado en base a los datos de resistencia al aplastamiento correspondientes al factor de seguridad y al peso de lodo usado en este pozo. Usando estos datos se facilita la elección de la tubería de revestimiento más adecuada para resistir este aplastamiento. En este caso, a una profundidad de instalación de 10.000 pies corresponde una tubería de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie, y clase C-95. Según la tabla esta tubería puede ser instalada hasta una profundidad de 10.050 pies. El peso suspendido debajo de esta columna es cero.

157

Conclusión: Los requerimientos de resistencia al aplastamiento serán satisfechas con una tubería de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie y acero clase C-95.

4.1.6.2.2 Tensión La tubería elegida precedentemente va dotada de una junta BTC (Buttres Casing Thread,)

que posee una resistencia final de unión de 722.000 lbs (tabla 4.14)

empleando un factor de seguridad de 2, el peso máximo que se puede aplicar a esta tubería es de 722.000 / 2 = 361.000 lbs. Tomando en cuenta que la longitud de la columna de 7 pulgadas es de 10.333 pies de una tubería de revestimiento de 26,00 lbs/pie pesan 26.8658 lbs. Conclusión: Una tubería de 7 pulgadas, de 26,00 lbs/pie, clase C-95, BTC cumple satisfactoriamente los requerimientos de tensión.

4.1.6.2.3 Presión Interna (ROTURA) La tubería elegida tiene una resistencia mínima a la deformación de 8600 lbs/plg2 (tabla 4.14) La aplicación de un factor de seguridad de 1,1 significa que la tubería puede ser usada en forma segura siempre que la presión interna no pase de: 8.600 / 1,1 = 7.818,2 lbs/plg2.

4.1.6.2.4 Especificaciones para la compra Especifíquese para la tubería de explotación del pozo “Sac-X1” las siguientes características: 10.333 pies de una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie de peso, grado de acero C-95, provista de conexiones BTC.

4.1.6.3 Brocas para el Revestimiento de Explotación Ya seleccionado el tipo de revestimiento de explotación es necesario fijar cual es el tamaño de broca que permitirá la operación de esta tubería de 7 pulgadas. Para esto es necesario fijarnos en su diámetro exterior de la junta (tabla 4.14) que es de 7,656

158

pulgadas, esto significa que la broca necesaria deberá tener un tamaño mayor que 7.656”. Para establecer el tamaño de la broca a usarse es necesario agregar al diámetro de exterior de la junta de este revestimiento un valor de tolerancia que exceda a este diámetro, a fin de tomar en cuenta la costra de lodo, los accesorios de la tubería de la tubería de revestimiento (tales como centralizadores y raspadores), la presencia de condiciones no previstas como el hundimiento de las formaciones, y la desviación del pozo. Aplicando la tabla 4.15 para nuestro caso podemos emplear una tolerancia de 1,91 para una junta de 7.656 pulgadas, esto significa que el tamaño mínimo de la broca requerida deberá ser:

Bit Size = O.D Coupling + Clearance Bit Size = 7,656 + 1,91 Bit Size = 9,57 pulgadas De acuerdo a la tabla 4.16, determinamos que la broca de 9 7/8 pulgadas permitirá la operación de una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, aunque a nivel mundial se ha venido practicando el uso de una broca de 8 ½ pulgadas con excelentes resultados para la corrida de este diámetro de revestimiento.

4.1.6.4 Diseño del Revestimiento Superficial A continuación se determina el tamaño que debe tener la tubería de revestimiento superficial para que pueda pasar la broca de 8 ½ pulgadas escogida para la tubería de revestimiento de explotación. La columna “Drif diameter” de la tabla 4.14, que indica el tamaño máximo que debe tener una herramienta para atravesar una tubería de revestimiento, allí buscamos un valor mayor o igual al del diámetro de la broca, para nuestro caso particular 8,5 pulgadas, siendo la tubería de 9 5/8 pulgadas la que cuenta con estos valores. Esta tubería será instalada a 6436 pies MD

de acuerdo a las condiciones ya

mencionadas de este pozo no se prevé que la presión interna exceda los 3500 PSI.

159

Usaremos los mismos factores de seguridad anteriores: 1,05 para el aplastamiento, 2 para la tensión y 1,1 para la rotura.

4.1.6.4.1 Aplastamiento Una columna de liquido de 6.125 pies de altura ejerce una presión de: 6.125 pies por 0,5148 lbs/pulg2/pie = 3.153 lbs/pulg2. La tubería de revestimiento debe ser capaz de soportar: 1,08 x 3.153 = 3.405 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la columna de “Collapse Resistance” para una tubería de 9 5/8 pulgadas y de acuerdo a la disponibilidad de esta por parte de la operadora PETROPRODUCCION, la tubería de revestimiento clase N-80 47,00 lbs/pie si es capaz de soportar una presión de 3.401 PSI ya que tiene una resistencia al aplastamiento de 4.750 PSI. La columna “Collapse Setting Depth” facilita la elección de la tubería de revestimiento más adecuada para resistir este aplastamiento. En este caso, a una profundidad de instalación de 6.436 pies corresponde una tubería de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lbs/pie, y clase N-80. Según la tabla esta tubería puede ser instalada hasta una profundidad de 8543 pies, en ausencia de esfuerzo tensional. Conclusión: Los requerimientos de resistencia al aplastamiento si son serán satisfechas con una tubería de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lbs/pie y acero clase N-80.

4.1.6.4.2 Tensión La tubería elegida precedentemente va dotada de una junta BTC que posee una resistencia final de unión de 1.161.000 lbs (tabla 4.14) empleando un factor de seguridad de 2, el peso máximo que se puede aplicar a esta tubería es de 1.161.000 / 2 = 580.500 lbs. Tomando en cuenta que 6436 pies de una tubería de revestimiento de 47,00 lbs/pie pesan 302.492 lbs, por lo tanto esta junta resulta satisfactoria. Conclusión: Una tubería de 9 5/8 pulgadas, de 47,00 lbs/pie, clase N-80, provista de conexiones BTC cumple satisfactoriamente los requerimientos de tensión.

160

4.1.6.4.3 Presión Interna (ROTURA) La tubería elegida tiene una resistencia mínima a la deformación de 6.870 lbs/plg2 (tabla 4.14) La aplicación de un factor de seguridad de 1,1 significa que la tubería puede ser usada en forma segura siempre que la presión interna no pase de: 6.870 / 1,1 = 6.245 lbs/plg2, esto significa que la tubería en cuestión es más segura de lo requerido.

4.1.6.4.4 Especificaciones para la compra Especifíquese para la tubería de revestimiento superficial del pozo “Sac-X1”

las

siguientes características: 6.436 pies de una tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lbs/pie de peso, grado de acero N-80, provista de conexiones BTC.

4.1.6.5 Brocas para el Revestimiento Superficial Ya seleccionado el tipo de revestimiento superficial, precisamos el tamaño de broca que permitirá la operación de esta tubería de 9 5/8 pulgadas. Para esto es necesario fijarnos en su diámetro exterior de la junta (tabla 4.14) que es de 10,625 pulgadas, esto significa que la broca necesaria deberá tener un tamaño mayor que 10.625” Así tenemos: O.D Coupling Casing = 10.625 pulgadas Clearance = 3.15 pulgadas (tabla 4.15)

Bit Size = O.D Coupling + Clearance Bit Size = 10,625 + 3,15 Bit Size = 13,7 pulgadas De acuerdo a la tabla 4.16, determinamos que la broca de 13 ¾ pulgadas permitirá la operación de una tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas, aunque a nivel mundial se ha venido practicando el uso de una broca de 12 1/4 pulgadas, con excelentes resultados para la corrida de este diámetro de revestimiento.

161

4.1.6.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac- X1” Perforar un hoyo de 12 ¼ pulgadas hasta la profundidad de 6.125 pies en TVD, 6.436 pies en MD, dentro de la cual se introducirá una tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lb/ft de peso, clase N-80 provista de juntas BTC de diámetro exterior 10,625 pulgadas y un diámetro reajustado nominal de 8,525 pulgadas. Perforar un hoyo de 8 ½ pulgadas hasta la profundidad total programada de 10.000 pies en TVD, 10.333 pies en MD, dentro de la cual se introducirá una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, 26,00 lb/ft de peso, clase C-95 dotada de juntas BTC de diámetro exterior 7,656 pulgadas y un diámetro reajustado nominal de 6,151 pulgadas.

162

Figura 4.27 Diagrama mecánico del pozo Sac – X1 Primera propuesta

Realizado por: Autores

163

4.1.7 DISEÑO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X1 4.1.7.1 Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y un liner Consideraremos colgar un liner en el revestimiento superficial, con el mismo protegeremos el pozo hasta la profundidad total programada.

4.1.7.2 Diseño del Revestimiento de Explotación Para especificar las propiedades de esta tubería tomamos en cuenta la profundidad a la cual debe ser instalada, para este caso, el liner estará instalado a 10.000 pies TVD, que es la profundidad total del pozo “Sac-X1”, de acuerdo a las condiciones del pozo no se prevé que la presión interna exceda los 6.000 PSI, misma que depende de la presión externa. Usaremos los siguientes factores de seguridad: 1,08 para el aplastamiento, 2 para la tensión y 1,1 para la rotura. Este método de diseño que seguiremos presupone: (1) que la tubería este vacía o, en otras palabras expuesta a la totalidad de la presión de la columna exterior de lodo, y (2) que sean insignificantes las fuerzas de sustentación de lodo sobre la tubería de revestimiento.

4.1.7.2.1 Aplastamiento Una columna de liquido de 10.000 pies de altura ejerce una presión de: 10.000 pies por 0,5408 lbs/pulg2/pie = 5.408 lbs/pulg2. El liner debe ser capaz de soportar 1,08 x 5.408 = 5.841 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la columna de “Collapse Resistance” para una tubería de 7 pulgadas encontramos que el primer tipo de tubería de revestimiento capaz de soportar una presión de 5.841 PSI es la de 26,00 lbs/pie, clase C-95 la cual tiene una resistencia al aplastamiento de 5.870 PSI. La columna “Collapse Setting Depth” la hemos preparado en base a los datos de resistencia al aplastamiento, factor de seguridad y al peso de lodo usado en este pozo. Con estos datos se facilita la elección de la tubería de revestimiento más adecuada para resistir al aplastamiento. En este caso, a una profundidad de instalación de 10.000 pies TVD corresponde una tubería de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie, y clase C-95. Según la tabla esta tubería puede ser instalada hasta una profundidad de 10.050 pies. El peso suspendido debajo de esta columna es cero.

164

Conclusión: Los requerimientos de resistencia al aplastamiento serán satisfechas con una tubería de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie y acero clase C-95.

4.1.7.2.2 Tensión La tubería elegida precedentemente va dotada de una junta BTC (Buttres Casing Thread,)

que posee una resistencia final de unión de 722.000 lbs (tabla 4.14)

empleando un factor de seguridad de 2, el peso máximo que se puede aplicar a esta tubería es de 722.000 / 2 = 361.000 lbs. Tomando en cuenta que la longitud de la columna de 7 pulgadas es de 3.987 pies de una tubería de revestimiento de 26,00 lbs/pie pesan 101.322 lbs. Conclusión: Una tubería de 7 pulgadas, de 26,00 lbs/pie, clase C-95, BTC cumple satisfactoriamente los requerimientos de tensión.

4.1.7.2.3 Presión Interna (ROTURA) La tubería elegida tiene una resistencia mínima a la deformación de 8.600 lbs/plg2 (tabla 4.14) La aplicación de un factor de seguridad de 1,1 significa que la tubería puede ser usada en forma segura siempre que la presión interna no pase de: 8.600 / 1,1 = 7.818,2 lbs/plg2.

4.1.7.2.4 Especificaciones para la compra Especifíquese para la tubería de explotación del pozo las siguientes características: 3.987 pies de una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie de peso, grado de acero C-95, provista de conexiones BTC.

4.1.7.3 Brocas para el Revestimiento de Explotación Es necesario fijar cual es el tamaño de broca que permitirá la operación de esta tubería de 7 pulgadas. Para esto es necesario fijarnos en su diámetro exterior de la junta (tabla

165

4.14) que es de 7,656 pulgadas, esto significa que la broca necesaria deberá tener un tamaño mayor que 7,656”. Para establecer el tamaño de la broca a usarse es necesario agregar al diámetro de exterior de la junta de este revestimiento un valor de tolerancia que exceda a este diámetro, a fin de tomar en cuenta la costra de lodo, los accesorios de la tubería de la tubería de revestimiento (tales como centralizadores y raspadores), la presencia de condiciones no previstas como el hundimiento de las formaciones, y la desviación del pozo. Aplicando la tabla 4.15 para nuestro caso podemos emplear una tolerancia de 1,91 para una junta de 7,656 pulgadas, esto significa que el tamaño mínimo de la broca requerida deberá ser:

Bit Size = O.D Coupling + Clearance Bit Size = 7,656 + 1,91 Bit Size = 9,57 pulgadas De acuerdo a la tabla 4.16, determinamos que la broca de 9 7/8 pulgadas permitirá la operación de una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, aunque a nivel mundial se ha venido practicando el uso de una broca de 8 ½ pulgadas con excelentes resultados para la corrida de este diámetro de revestimiento.

4.1.7.4 Diseño del Revestimiento Superficial A continuación se determina el tamaño que debe tener la tubería de revestimiento superficial para que pueda pasar la broca de 8 ½ pulgadas escogida para la tubería de revestimiento de explotación. La columna “Drif diameter” de la tabla 4.14, que indica el tamaño máximo que debe tener una herramienta para atravesar una tubería de revestimiento, allí buscamos un valor mayor o igual al del diámetro de la broca, para nuestro caso particular 8,5 pulgadas, siendo la tubería de 9 5/8 pulgadas la que cuenta con estos valores, y que actualmente tiene PETROPRODUCCIÓN.

166

Esta tubería será instalada a 6.125 pies TVD, de acuerdo a las condiciones ya mencionadas de este pozo no se prevé que la presión interna exceda los 3500 PSI. Usaremos los mismos factores de seguridad anteriores: 1,08 para el aplastamiento, 2 para la tensión y 1,1 para la rotura.

4.1.7.4.1 Aplastamiento, aplicación del modelo biaxial Una columna de liquido de 6.125 pies de altura ejerce una presión de: 6.125 pies por 0,5148 lbs/pulg2/pie = 3.153 lbs/pulg2. La tubería de revestimiento debe ser capaz de soportar: 1.08 x 3.153 = 3.405 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la columna de “Collapse Resistance” para una tubería de 9 5/8 pulgadas clase N-80 de 47 lb/ft tiene una resistencia al aplastamiento de 4.750 PSI, los cálculos reflejarán si es la más adecuada. La columna “Collapse Setting Depth” facilita la elección de la tubería de revestimiento más adecuada para resistir este aplastamiento. En este caso, a una profundidad de instalación de 6.125 pies corresponde una tubería de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lbs/pie, y clase N-80. Según la tabla esta tubería puede ser instalada hasta una profundidad de 8.543 pies si no hubiera esfuerzo tensional. (Modelo Biaxial - sección 4.1.4.3). Debido a que el peso del liner de 26,00 lbs/pie aplica una carga tensional sobre la tubería de 9 5/8 pulgadas, la resistencia al aplastamiento de esta última, resulta disminuida. Esto significa que su profundidad segura de instalación segura se halla más arriba de los 8.543 pies. La figura 4.28 muestra de qué modo este tipo de carga reduce la resistencia al aplastamiento, en nuestro caso dos columnas de distinto diámetro. Para ilustrar este efecto continuamos con el este cálculo. Profundidad de instalación = 8.543 pies La carga tensional será = ( 10.000 – 8.543 ) pies * 26,00 lbs/pie = 37.882 lbs Una carga tensional de 37.882 lbs aplicada a una tubería de 47,00 lbs/pie, clase N-80 da como resultado (según la figura 4.28) una resistencia efectiva al aplastamiento de 4.743 psi, o una profundidad segura de instalación de: (4.743 Psi / 1,08) / 0,5148 Psi/ft = 8530 pies para condiciones estándar de diseño. . Esta profundidad calculada no varía más de 50 pies del valor de la profundidad propuesta anterior por lo que se considera a este valor calculado como la profundidad máxima para una instalación segura.

167

Figura 4.28 Efecto de la tensión sobre el colapso de la tubería de revestimiento motivada por el peso de secciones inferiores

Fuente: Hill Clearance Guide for casing strings

Conclusión: Los requerimientos de resistencia al aplastamiento si son serán satisfechas con una tubería de 9 5/8 pulgadas, 47,50 lbs/pie y acero clase N-80 ya que su profundidad segura de instalación si se encuentra dentro de nuestro valor de punto de asentamiento.

168

4.1.7.4.2 Tensión La tubería elegida precedentemente va dotada de una junta BTC que posee una resistencia final de unión de 1.161.000 lbs (tabla 4.14) empleando un factor de seguridad de 2, el peso máximo que se puede aplicar a esta tubería es de 1.161.000 / 2 = 580.500 lbs. Tomando en cuenta que 6.436 MD pies de una tubería de revestimiento de 47,00 lbs/pie pesan 302.492 lbs más los 103.662 lbs de revestimiento de explotación tenemos 406.154 lbs por lo tanto esta junta resulta satisfactoria. Conclusión: Una tubería de 9-5/8 pulgadas, de 47,50 lbs/pie, clase N-80, BTC cumple satisfactoriamente los requerimientos de tensión.

4.1.7.4.3 Presión Interna (ROTURA) La tubería elegida tiene una resistencia mínima a la deformación de 6.870 lbs/plg2 (tabla 4.14) La aplicación de un factor de seguridad de 1,1 significa que la tubería puede ser usada en forma segura siempre que la presión interna no pase de 6.870 / 1,1 = 6.245 lbs/plg2 esto significa que la tubería en cuestión es más segura de lo requerido.

4.1.7.4.4 Especificaciones para la compra Especifíquese para la tubería de revestimiento superficial del pozo “Sac-X1”

las

siguientes características: 6.436 pies de una tubería de revestimiento de 10 ¾ pulgadas, 55,50 lbs/pie de peso, grado de acero C-95, provista de conexiones BTC.

4.1.7.5 Brocas para el Revestimiento Superficial Ya seleccionado el tipo de revestimiento superficial, precisamos el tamaño de broca que permitirá la operación de esta tubería de 9 5/8 pulgadas. Para esto es necesario fijarnos en su diámetro exterior de la junta (tabla 4.14) que es de 10,625 pulgadas, esto significa que la broca necesaria deberá tener un tamaño mayor que 10.625” Así tenemos: O.D Coupling Casing = 10.625 pulgadas Clearance = 3.15 pulgadas (tabla 4.15)

169

Bit Size = O.D Coupling + Clearance Bit Size = 10,625 + 3,15 Bit Size = 13,7 pulgadas De acuerdo a la tabla 4.16, determinamos que la broca de 13 ¾ pulgadas permitirá la operación de una tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas, aunque a nivel mundial se ha venido practicando el uso de una broca de 12 1/4 pulgadas con excelentes resultados para la corrida de este diámetro de revestimiento.

4.1.7.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac-X1” Perforar un hoyo de 12 1/4 pulgadas hasta la profundidad de profundidad de 6.125 pies en TVD, 6.436 pies en MD, dentro de la cual se introducirá una tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas y 47,00 lb/ft de peso clase N-80 que tenga juntas BTC de un diámetro exterior 10.625 pulgadas y un diámetro reajustado nominal de 8,525 pulgadas. Perforar un hoyo de 8 ½ pulgadas hasta la profundidad total programada de 10.333 pies MD dentro de la cual se introducirá un liner de 7 pulgadas y 26,00 lb/ft de peso clase C95 dotado de una junta 7,656 de diámetro exterior y un diámetro reajustado de 6,151 pulgadas.

170

Figura 4.29 Diagrama mecánico del pozo Sac – X1 Segunda propuesta

Realizado por: Autores

171

El material expuesto en este capítulo incluye los tecnicismos más actuales en el proceso de diseño de tuberías de revestimiento. La idea es mejorar y consolidar la práctica de la ingeniería de perforación.

172

CAPÍTULO V

ECONOMÍA DEL PROYECTO La industria de la perforación, como cualquier otra industria que compite, está, continuamente, buscando medios para reducir sus costos. Mejorar el rendimiento, disminuir el riesgo deben estar siempre de la mano con la economía de todo proyecto. Como parte de los insumos que demanda un pozo, las tuberías de revestimiento representan un porcentaje en el costo del mismo. Se tienen estimaciones generales que varían del 15 al 30% de la inversión total, por tanto, el tema merece atención especial. Analizaremos desde el punto de vista comparativo, es decir se hará una relación entre los costos de los programas de revestimiento existentes en el campo de aplicación y nuestras propuestas, esto reflejará si el presente proyecto es rentable. En el capítulo anterior para el pozo “Sac-X2” se presentó una propuesta de dos columnas de revestimiento, mientras que para el pozo “Sac-X1” se presentaron dos propuestas, la primera: dos columnas de revestimiento, y la segunda: una columna de revestimiento y un liner. Se empezará con los costos que actualmente representan los revestimientos convencionales, para luego, estimar el costo de las propuestas.

5.1 COSTOS DE LOS REVESTIMIENTOS APLICADOS Como vimos en la sección 4.1.1.2, los pozos direccionales vecinos cuentan con dos columnas de revestimiento y un liner, solo diferenciándose entre ellos, por la profundidad de asentamiento de cada uno de los revestidores. Los costos de estos pozos han sido similares, en estos debemos incluir, brocas, tuberías de revestimiento, cementaciones y tiempo en las operaciones, no se incluyen costos del trabajo direccional y fluidos de perforación ya que no son asociados con la tubería de revestimiento. Se tomará el pozo Sac-210D como muestra representativa.

173

5.1.1 Costos de brocas El diámetro de las brocas, está en función al diámetro de la junta de la tubería de revestimiento, al aplicar tres revestimientos existen tres diferentes secciones que deben ser perforadas con tres diámetros de broca diferente. En este caso, el costo de brocas aproximado es de 140.000 USD, no se puede establecer el costo de cada broca con exactitud, ya que, entre la empresa proveedora de brocas y la operadora del campo PETROPRODUCCIÓN, existe un contrato llamado LUMP SUM (suma global), el cual considera el costo de cada sección y no de cada broca, siendo la siguiente distribución de precios para cada sección: Sección de 16": 20% Sección de 12.25": 60% Sección de 8.5": 20% Los costos con el contrato LUMP SUM son mucho menores con respecto al costo individual de cada broca.

5.1.2 Costos de la tubería de revestimiento El costo de la tubería de revestimiento para un pozo petrolero estará en función al programa de revestimientos, a continuación se verán estos costos.

Tabla 5.1 Costos de la Tubería de Revestimiento Petroproducción

Diámetro pulgadas 5 5 1/2 7 9 5/8 10 3/4 13 3/8 20

Peso lb/pie 18,0 17,0 26,0 47,0 47,0 40,5 72,0 94,0

Grado

Conexión

Rango

P-110 N-80 C-95 N-80 C-95 K-55 C-95 H-40

Hy-Drill BTC BTC BTC BTC STC BTC BTC

R-3 R-3 R-3 R-3 R-3 R-3 R-3 R-3

Costo USD/pie 24,12 28,57 21,2 31,86 37,79 26,94 57,91 76,67

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

174

Estos precios son los dados por el fabricante a la compañía operadora, a los mismos se les suma el 25% correspondiente al transporte y otros aranceles de nacionalización ya que la tubería es importada. Es importante anotar que el costo por pie de los revestidores se incrementa constantemente, ya que su principal componente, el acero posee cada vez mayor demanda mundial. El costo de los revestidores del pozo Sac-210D es el siguiente: Tabla 5.2 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-210D

Revestimiento Conductor Superficial Intermedio Producción

Diámetro pulgadas 20 13 3/8 9 5/8 7

Grado

Conexión

Rango

H-40 C-95 C-95 C-95

BTC BTC BTC BTC

R-3 R-3 R-3 R-3

Costo USD/pie 76,67 57,91 37,79 21,2

Costo + 25% USD/pie 95,8 72,4 47,2 26,5

Longitud pies 40 6012 9070 1435 Total

Costo Final USD 3.833,5 43.5193,7 428.444,1 38.027,5 905.498,8

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

Como se puede ver el programa de tuberías de revestimiento para este pozo tuvo un costo de 905.498 USD, a este valor se deberá sumar el costo de las empacaduras del colgador de 9 5/8” x 7”, que aproximadamente es de 100.000 USD1, así tenemos un costo de 1.005.498 USD en el programa de revestimientos.

5.1.3 Costos de Cementación El costo de las cementaciones puede ser considerado como parte de los gastos de la tubería de revestimiento. A continuación se presentan los costos de la cementación de este pozo. Tabla 5.3 Costos del programa de cementación del pozo Sac-210D

Volumen Sacos Superficial Clase A 1770 Intermedio Clase A 970 Producción Clase G 330 TOTAL Fuente: PETROPRODUCCIÓN

Revestimiento

Cemento

Costo Final USD 69.761,88 50.382,88 120.007,11 240.151,87

Realizado por: Autores 1

Información proporcionada por el proveedor.

175

5.1.4 Tiempo de Operación Al tener que correr tres tipos de revestimiento, el tiempo en las operaciones de perforación aumenta, lo que también incrementa el costo final del pozo, por el tiempo del equipo y más accesorios, así tenemos: Tarifa Diaria de la Torre de Perforación = 37.625,26 USD/día * Monta carga y Vacuum = su valor no es constante: +/- 500 USD/día * Tiempo de operación de la Torre en el pozo Sac 210D = 27 días, Costo = 1.015.882 USD, Monta Carga + Vacuum = 13.500 USD. Teniendo por concepto del equipo un costo total de 1.029.382 USD.

5.1.5 Resumen de Costos A continuación se resume el costo de cada factor involucrado en el programa de tuberías de revestimiento de este pozo. Costo de las Brocas utilizadas

=

140.000

USD

Costo de la Tubería de Revestimiento

= 1.005.498

USD

Costo de la Cementación

=

240.152

USD

Costo por tiempo de operación del equipo

= 1.029.382

USD

TOTAL

= 2.415.032

USD

* Costo para PETROPRODUCCIÓN por parte del taladro de perforación contratado.

176

5.2 COSTOS DE LOS REVESTIMIENTOS PROPUESTOS A continuación se analizaran las dos propuestas presentadas en el anterior capítulo.

5.2.1 Costos de la Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento pozo “Sac-X2” Parte de este análisis se fundamentará en el Pozo Auca-59D donde ya se ha corrido dos columnas de revestimiento.

5.2.1.1 Costos de brocas Al tener que perforar dos secciones, la primera de 12 ¼ pulgadas y la segunda de 8 ½ pulgadas se reduce el costo de una sección de perforación. De acuerdo al contrato llamado LUMP SUM (suma global) para el sumistro de brocas se tendría un costo aproximado de 120.000 USD con la siguiente distribución de precios para cada sección: Sección de 12.25": 40% Sección de 8.5": 60%

5.2.1.2 Costos de la tubería de revestimiento Para establecer el costo de los revestidores del pozo “Sac-X2” se revisó el diseño de revestimientos fijado, y la tabla 5.1 de donde se tiene:

Tabla 5.4 Costos del programa de revestimiento del pozo “Sac-X2”

Revestimiento Conductor Superficial Producción

Diámetro pulgadas 20 9 5/8 7

Peso lb/pie 94,0 47,0 26,0

Grado

Conexión

Rango

H-40 N-80 C-95

BTC BTC BTC

R-3 R-3 R-3

Costo USD/pie 76,67 31,86 21,20

Costo + 25% USD/pie 95,8 39,8 26,5

Longitud pies 40 6292 10337 Total

Costo Final USD 3.833,5 250.578,9 273.930,5 528.342,9

Realizado por Autores

El costo del programa de revestimiento para el pozo “Sac-X2” es de 528.342,9 USD, debido a que son dos columnas de revestimiento hasta la profundidad total, no hay ningún costo asociado por concepto de colgadores.

177

5.2.1.3 Costos de Cementación Al contar con dos secciones, el costo de la cementación para el pozo “Sac-X2” es el siguiente:

Tabla 5.5 Costos del programa de cementación del pozo “Sac-X2”

Revestimiento

Cemento

Superficial Producción

Clase A Clase G

Volumen sacos 1800 330 TOTAL

Costo Final USD 70.000 120.007,11 190.007,11

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por Autores

5.2.1.4 Tiempo de Operación Al tener que correr dos tipos de revestimiento, el tiempo en las operaciones de perforación según la experiencia del pozo Auca – 59D disminuye, lo que representa los siguientes costos. Tarifa Diaria de la Torre de Perforación = 37.625,26 USD/día Monta carga y Vacuum = su valor no es constante: +/- 500 USD/día Tiempo de operación de la Torre en el pozo “Sac X2” = 21 días, costo = 790.130,46 USD, Monta Carga + Vacuum = 10.500 USD. Teniendo por concepto del equipo un costo total de 800.630,46 USD 5.2.1.5 Resumen de Costos A continuación se resume el costo de cada factor involucrado en el programa de tuberías de revestimiento de este pozo. Costo de las Brocas utilizadas

=

120.000

USD

Costo de la Tubería de Revestimiento

=

528.342,9

USD

Costo de la Cementación

=

190.007,1

USD

Costo por tiempo de operación del equipo =

800.630,4

USD

TOTAL = 1.638.980,4

USD

178

5.2.2 Costos de la Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento pozo “Sac-X1” Al igual que la propuesta del pozo anterior, parte de este análisis se basa en el pozo Auca-59D, donde ya se ha corrido dos columnas de revestimiento. 5.2.2.1 Costos de brocas Al tener que perforar dos secciones, la primera de 12 ¼ pulgadas y la segunda de 8 ½ pulgadas reducimos el costo de una sección de perforación. De acuerdo al contrato llamado LUMP SUM (suma global) para el sumistro de brocas tendríamos un costo aproximado de 120.000 USD con la siguiente distribución de precios para cada sección: Sección de 12.25": 40% Sección de 8.5": 60% 5.2.2.2 Costos de la tubería de revestimiento Para establecer el costo de los revestidores del pozo “Sac-X1” revisamos el diseño de revestimientos fijado, y la tabla 5.1 de donde se tiene: Tabla 5.6 Costos del programa de revestimiento del pozo “Sac-X1” primera propuesta

Revestimiento Conductor Superficial Producción

Diámetro pulgadas 20 9 5/8 7

Peso lb/pie 94,0 47,0 26,0

Grado

Conexión

Rango

H-40 N-80 C-95

BTC BTC BTC

R-3 R-3 R-3

Costo USD/pie 76,67 31,86 21,2

Costo + 25% USD/pie 95,8 39,8 26,5

Longitud pies 40 6436 10333 Total

Realizado por Autores

El costo del programa de revestimiento para el pozo “Sac-X1” es de 533.971,7 USD, debido a que son dos columnas de revestimiento hasta la profundidad total, no hay ningún costo asociado por concepto de colgadores. 5.2.2.3 Costos de Cementación Al contar con dos secciones, el costo de la cementación para el pozo “Sac-X1” es el siguiente:

179

Costo Final USD 3.833,5 256.313,7 273.824,5 533.971,7

Tabla 5.7 Costos del programa de cementación del pozo “Sac-X1”

Revestimiento

Cemento

Superficial Producción

Clase A Clase G

Volumen sacos 1800 330 TOTAL

Costo Final USD 70.000 120.007,11 190.007,11

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por Autores

5.2.2.4 Tiempo de Operación Al tener que correr dos tipos de revestimiento, el tiempo en las operaciones de perforación según la experiencia del pozo Auca – 59D disminuye, lo que representa los siguientes costos: Tarifa Diaria de la Torre de Perforación = 37.625,26 USD/día Monta carga y Vacuum = su valor no es constante: +/- 500 USD/día Tiempo de operación de la Torre en el pozo “Sac X2” = 21 días, costo = 790.130,46 USD, Monta Carga + Vacuum = 10.500 USD. Teniendo por concepto del equipo un costo total de 800.630,46 USD.

5.2.2.5 Resumen de Costos A continuación resumimos el costo de cada factor involucrado en el programa de tuberías de revestimiento de este pozo. Costo de las Brocas utilizadas

=

120.000

USD

Costo de la Tubería de Revestimiento

=

533.971,7

USD

Costo de la Cementación

=

190.007,1 USD

Costo por tiempo de operación del equipo =

800.630,4

USD

TOTAL = 1.644.609,2

USD

180

5.2.3 Costos de la Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y un liner, pozo “Sac-X1” Al igual que la propuesta anterior, parte de este análisis se basa en el pozo Auca-59D, donde ya se ha corrido dos columnas de revestimiento.

5.2.3.1 Costos de brocas Al tener que perforar dos secciones, la primera de 13 ¼ pulgadas y la segunda de 8 ½ pulgadas se reduce el costo de una sección de perforación. De acuerdo al contrato llamado LUMP SUM (suma global) para el sumistro de brocas tendríamos un costo aproximado de 120.000 USD con la siguiente distribución de precios para cada sección: Sección de 13.25": 40% Sección de 8.5": 60%

5.2.3.2 Costos de la tubería de revestimiento Para establecer el costo de los revestidores del pozo “Sac-X2” se revisó el diseño de revestimientos fijado, y la tabla 5.1 de donde se tiene:

Tabla 5.8 Costos del programa de revestimiento del pozo “Sac-X1” segunda propuesta

Revestimiento Conductor Superficial Producción

Diámetro pulgadas 20 9 5/8 7

Peso lb/pie 94,0 47,0 26,0

Grado

Conexión

Rango

H-40 N-80 C-95

BTC BTC BTC

R-3 R-3 R-3

Costo USD/pie 76,67 31,86 21,2

Costo + 25% USD/pie 95,8 39,8 26,5

Longitud pies 40 6436 3997 Total

Costo Final USD 3.833,5 256.313,7 105.920,5 366.067,7

Realizado por: Autores

El costo del programa de revestimiento para el pozo “Sac-X1” es de 366.067,7 USD, a este valor se deberá sumar el costo de las empacaduras del colgador 9 5/8 ” x 7”, que aproximadamente es de 100.000 USD, así tenemos un costo de 466.067,7 USD en el programa de revestimientos para éste pozo.

181

5.2.3.3 Costos de Cementación Para esta propuesta, al igual que las anteriores tenemos los siguientes costos en la cementación de los revestidores.

Tabla 5.9 Costos del programa de cementación del pozo “Sac-X1”

Volumen Costo Final sacos USD Superficial Clase A 1800 70.000 Producción Clase G 330 120.007,11 TOTAL 190.007,11 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por Autores

Revestimiento

Cemento

5.2.3.4 Tiempo de Operación Al tener que correr dos tipos de revestimiento, el tiempo en las operaciones de perforación según la experiencia del pozo Auca – 59D disminuye, lo que representa los siguientes costos: Tarifa Diaria de la Torre de Perforación = 37.625,26 USD/día Monta carga y Vacuum = su valor no es constante: +/- 500 USD/día Tiempo de operación de la Torre en el pozo “Sac X2” = 21 días, Costo = 790.130,46 USD, Monta Carga + Vacuum = 10.500 USD. Teniendo por concepto del equipo un costo total de 800.630,46 USD.

5.2.2.5 Resumen de Costos A continuación se resume el costo de cada factor involucrado en el programa de tuberías de revestimiento de éste pozo. Costo de las Brocas utilizadas

=

120.000 USD

Costo de la Tubería de Revestimiento (incluido colgador)

= 466.067,7 USD

Costo de la Cementación

= 190.007,1 USD

Costo por tiempo de operación del equipo

=

800.630,4 USD

TOTAL = 1.576.705,2 USD

182

5.3 CUADROS COMPARATIVOS

Figura 5.1 Cuadro comparativo del costo de las tuberías de revestimiento RELACIÓN DE COSTOS DE LAS TR

1200000

1000000

Pozo Direccional Sac-210D

1005498,8

Pozo Direccional Sac-X2

Pozo Direccional Sac-X1

Costo (USD)

800000

Propuesta 2

Propuesta 1

Propuesta 1

600000 533971,7

528342,9

466067,7 400000

200000

0 1

2

3

4

Realizado por: Autores

Figura 5.2 Cuadro comparativo de los costos relacionados con las tuberías de revestimiento COSTOS RELACIONADOS CON LA TR Pozo Sac-210D 2.415.032 USD 2500000 Pozo Sac-X1

Costo (USD)

2000000

1029382,00

Pozo Sac-X2

Propuesta 2

Propuesta 1

1.576.705 USD

1.644.609 USD

Propuesta 1 1.638.980 USD

1500000 240151,87

800630,46

800630,46

190007,11

190007,11

466067,7

533971,7

528342,9

140000

120000

120000

120000

1

2

3

4

800630,46

Tiempo de OP Cementacion TR Brocas

1000000

1005498,80

500000

190007,11

0

Realizado por: Autores

183

Las cifras demuestran una diferencia de costos entre el diseño de revestidotes usados actualmente con los diseños propuestos en esta investigación. El costo de las tuberías de revestimiento de un pozo direccional que actualmente se los ésta realizando con tres revestidotes es de 1.005.498,80 USD mientras, el pozo “Sac-X1” de similares características por su trayectoria, en sus dos propuestas reflejan que el costo de los revestidores no superan los 550.000 USD, considerando un ahorro por concepto de tuberías de revestimiento de 450.000 USD en promedio. Más detalladamente se tiene: Pozo Sac -210D

Costo de las TR

Diferencia

1.005.498,80 USD

Sac – X1 Primera Propuesta

533.971,70 USD

471.527,10 USD

Sac – X1 Segunda Propuesta

466.067,70 USD

539.431,10 USD

No podemos comparar el pozo Sac-210D con el pozo Sac-X2, pues si bien los dos son pozos direccionales, pero con diferentes trayectorias, aun así el costo de las tuberías de revestimiento que el pozo Sac-X2 refleja es muy optimista, al ser incluso menor que el costos de los revestimientos del pozo Sac-X2. Pozo Sac –X2 Primera Propuesta

Costo de las TR 528.342,9 USD

Además del costo de las tubería de revestimiento, también se ha realizado el estudio de los gastos relacionados con esta tubería, así consideramos el costo de brocas, cementaciones y tiempo de operación en general del equipo de perforación. Teniendo: Pozo

Costos relacionados con TR (Brocas + TR + Cementaciones + Tiemp. Op.)

Sac -210D

2.415.032,9 USD

Sac – X1 Primera Propuesta

1.644.609,2 USD

Sac – X1 Segunda Propuesta

1.576.705,2 USD

Sac – X2 Primera Propuesta

1.638.980,4 USD

Al presentar los dos pozos estudiados en la presente investigación una disminución considerable de costos, sin poner en riesgo alguno la protección del pozo, podemos afirmar que el proyecto es totalmente rentable, con el carácter de aplicable y urgente.

184

CAPÍTULO VI

PERFORACIÓN DE POZOS CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO La tecnología que se despliega para la perforación de pozos petroleros siempre está en la búsqueda de nuevos métodos y procedimientos que le permitan ser más competitiva en los mercados nacionales e internacionales, considerando que toda incorporación de tecnología deberá ser encaminada a una reducción en los costos y los riesgos para las compañías operadoras de los campos petroleros. En este entorno se presenta la técnica de Perforación con Tubería de Revestimiento. Este capítulo da a conocer la técnica de perforación con tubería de revestimiento de tal forma que se pueda transmitir y delinear un criterio de aplicación en los campos petroleros del Ecuador.

6.1 PRINCIPIOS DE ESTA TÉCNICA Desde los inicios de la perforación con cable, hasta las prácticas actuales mediante el empleo de un motor de fondo y herramientas rotativas accionadas desde superficie, la tecnología de perforación con casing viene a cubrir hasta la actualidad, la última etapa en éste proceso. Si bien durante la última década es donde más se ha desarrollado esta técnica en la perforación de pozos de petróleo y gas, no es una práctica reciente, a inicios del siglo pasado se la usaba de una manera rudimentaria para perforar formaciones blandas en California, en ese entonces era llamada circulación por revestidores. En la década de 1960, Brown Oil Tools, actualmente Baker Oil Tools, patentó un sistema relativamente avanzado para perforar pozos con tubería de revestimiento, que incluía brocas piloto recuperables, ensanchadores para agrandar el pozo y motores de fondo, siendo por medio de este principio que en el año 2001, BP y Tesco obtuvieron una operación exitosa en la que se utilizó tubería de revestimiento para perforar los intervalos correspondientes secciones de superficie y de producción en 15 pozos de gas, del área de Wansutter en Wyoming, EUA.

185

Todas estas aplicaciones contribuyeron al desarrollo de la técnica de entubación durante la perforación convirtiéndola en un proceso mucho más eficiente y controlado, siendo ahora muy común en lugares como el sur de Texas, el Golfo de México, Puerto la Cruz Venezuela y más sitios alrededor del mundo.

6.2 TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON CASING Perforación con casing es la tecnología en donde el “casing” o revestimiento, es usado como sarta de perforación en lugar de la tubería común de perforación, de modo que el revestimiento desciende conforme se profundiza el pozo. Es así que el sistema de perforación con tubería de revestimiento integra los procesos de perforación y entubación para conformar una técnica de construcción del pozo más eficiente. El uso de esta técnica elimina los viajes de entrada y salida del pozo, lo que reduce el riesgo de atascamiento de tuberías y colapso de la formación al estar expuesta al lodo de perforación. Al ser menor el espacio anular aumenta la velocidad en el levantamiento de recortes lo que mejora la limpieza del pozo y minimiza problemas de pérdida de circulación proporcionando un mejor control del pozo. Además reduce el tiempo de equipo de perforación no productivo, disminuyendo al mismo tiempo el riesgo de que se produzcan desviaciones no programadas. Todo esto asociado a una mayor seguridad.

6.3 MÉTODOS DE PERFORACIÓN CON CASING Básicamente existen dos métodos para la perforación con la tubería de revestimiento, el primero consiste de un sistema para llevar a cabo operaciones direccionales con un conjunto de fondo (BHA) recuperable ajustado dentro del “casing”; el segundo consiste de un sistema de rotación del casing desde superficie, al cual se adapta una zapata perforadora y perforable, que permite la cementación inmediata.

6.3.1 EL SISTEMA RECUPERABLE “CASING DRILLING” Con el fin de lograr mayor flexibilidad y para aquellas aplicaciones que requieren control direccional la empresa Tesco Corporation ha desarrollado la tecnología Casing DrillingTM que consiste en un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en ingles) el cual va ajustado dentro del “casing”, este BHA puede perforar direccionalmente con el “casing” hasta la profundidad programada, para luego ser recuperado por medio de

186

un cable. En el caso de producirse una falla antes de alcanzar la profundidad, este BHA puede ser recuperado lo que facilita el reemplazo de los equipos que fallan.

Figura 6.1 El Sistema Casing Drilling y PDM

Fuente: Tesco Corporation

6.3.1.1 El equipo de perforación El equipo de perforación requerido es convencional, eso si el taladro de perforación debe cumplir con el torque-arrastre que exige la aplicación de esta técnica; desde el punto de vista de las herramientas de fondo a utilizar, tales como brocas, motores de fondo, MWD, etc. no hay mayores cambios o requerimientos especiales respecto a los mismos ya que por ejemplo se pueden utilizar las mismas brocas que normalmente se utilizan en la perforación convencional de una zona determinada con la salvedad que deben pasar por el interior del casing con el que se está perforando. En cuanto a motores de fondo y MWD, éstos también deben pasar por el interior del casing que se está utilizando para perforar siendo éste el único requisito.

187

Con respecto al casing, en general tampoco existen cambios relevantes más que la adición de un niple de asiento (CDL) para la herramienta de perforación Drlling Lock Assembly (DLA). De todos modos se debe verificar el estado de tensiones al que está sometido el casing durante la perforación y además asegurar que el mismo conserve sus propiedades al momento de cumplir con el propósito original para el cual fue diseñado.

6.3.1.2 Casing Drilling y motores de fondo direccionales (PDM) Para las operaciones de Casing DrillingTM y motores de fondo direccionales, el motor y la cubierta acodada se encuentran ubicados antes del ensanchador, esto produce la rotación del ensanchador y de la broca, lo que permite la perforación por deslizamiento sin hacer rotar la sarta entera para efectuar las correcciones direccionales.

Figura 6.2 Arreglo de motor direccional para tubería de revestimiento

Fuente: Tesco Corporation

En consecuencia la geometría y la rigidez del BHA obligan a la broca a realizar cortes a lo largo de un trayecto circular. En la perforación direccional con tubería de revestimiento, tres puntos determinan la tasa de incremento de ángulo para un motor direccional, el punto inferior sigue siendo la broca, pero el segundo punto no se encuentra ubicado en la cubierta del motor (se debe utilizar un motor más pequeño que el pozo para pasar a través de la tubería de revestimiento en un arreglo recuperable) ya que a menudo no se pone en contacto con la pared del pozo. En cambio, un estabilizador rotativo no cortante situado por debajo de los patines de las aletas del ensanchador funciona como segundo punto de control.

Figura 6.3 Ilustración de la Tecnología Casing Drilling para incremento de ángulo

Fuente: Tesco Corporation

188

El empleo de un motor PDM direccional demostró que es posible perforar pozos direccionales con tubería de revestimiento, pero la eficiencia de la perforación durante estas pruebas no resultó competitiva ya que al ser de menor tamaño existe una relativa falta de potencia en comparación con las versiones mas grandes lo que provoca una reducción en las ratas de penetración ROP’s.

6.3.1.3 Casing Drilling y sistemas rotativos direccionales (RSS) Las limitaciones del uso del motor de fondo y los beneficios potenciales del empleo de la tecnología rotativa direccional (RSS) se pusieron de manifiesto al perforar con tubería de revestimiento, esta práctica inicialmente se la empleó en el sur de Texas, donde en muchos casos, la perforación rotativa con sistemas rotativos direccionales resultó más eficaz que la utilización de un motor de fondo, incluso en aplicaciones relacionadas con pozos verticales.

Figura 6.4 El Sistema Casing Drilling y RSS

Fuente: Tesco Corporation

189

Las operaciones de perforación con tubería de revestimiento requirieron un arreglo RSS con estabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento para amortiguar las vibraciones asociadas con la perforación y reducir el desgaste y deterioro del DLA. Un lastra barrena, o un adaptador espaciador, permitieron colocar el ensanchador en la parte externa de la tubería de revestimiento. El funcionamiento del sistema rotativo direccional empleado en este arreglo se explica detalladamente en la sección 2.6.2

6.3.1.4 El Sistema “Casing Drive System” El sistema Casing Drive System de conexión rápida de Tesco, es operado por un sistema de control hidráulico del sistema de impulsión superior, este acelera el manipuleo de la tubería y previene el daño de las roscas de la tubería de revestimiento, eliminando un ciclo de conexiones y desconexiones en las uniones de los tubulares. Un arreglo de cuñas sujeta el exterior o bien el interior de la tubería de revestimiento, dependiendo del tamaño de la tubería, y la fija al sistema de impulsión superior sin conexiones roscadas. Un arreglo interno de tipo cangrejo provee un sello de fluido en el interior de la tubería. Figura 6.5 Casing Drive System

Fuente: Tesco Corporation

190

6.3.1.5 Adquisición de registros en hueco abierto Cuando se utiliza la tecnología Casing DrillingTM una técnica utilizada para correr registros con cable en agujero abierto para la evaluación de formaciones, consiste en perforar hasta la profundidad total con tubería de revestimiento para luego desenganchar la broca. El paso siguiente implica rectificar hasta la zapata de la tubería de revestimiento intermedia, de manera de poder obtener registros en agujero descubierto a través de la tubería, como si se tratara de una perforación convencional. Luego bajó la tubería de revestimiento de producción hasta la profundidad total. Figura 6.6 Procedimiento para la adquisición de registros

Fuente: Tesco Corporation

6.3.1.6 La Cementación La cementación se realiza también en forma no muy distinta a la convencional empleando

un

dispositivo

que permite

el

alojamiento

de

los

tapones

de

desplazamiento al igual que en una cementación corriente (sección 3.10).

191

6.3.1.7 Ingeniería de diseño En cuanto a la ingeniería, diseñar un pozo para aplicar la tecnología Casing DrillingTM es de alguna manera muy similar a diseñar un pozo convencional. Las consideraciones sobre estabilidad del pozo, control de surgencias, profundidades de asentamiento de los zapatos, el plan direccional y la selección del trépano son tomados de la misma manera que en la perforación convencional. La diferencia más significativa es que en la perforación con casing, éste puede estar sometido a esfuerzos y tensiones bastante más diferentes que en los usos convencionales. El proceso de diseño de un pozo perforado con casing comienza de la misma manera que para un pozo convencional. Los puntos de asentamiento de los distintos casing se seleccionan basados en la estabilidad y el control del pozo además de los requerimientos de producción. Se diseña el programa direccional del pozo para perforar los objetivos seleccionados y se desarrolla el programa de lodos. Una vez que el proceso de diseño convencional se llevó a cabo, el diseño final deberá adaptarse la proceso Casing DrillingTM para lograr los objetivos exitosamente y asegurar que el tubo mantenga sus propiedades y especificaciones.

6.3.2 EL SISTEMA DRILL SHOE “DRILLING with CASING” El sistema Drill Shoe ha sido desarrollado por la empresa Weatherford en lo que ellos denominan Drilling with CasingTM, este es un simple y efectivo sistema de rotación del casing desde superficie, al cual se adapta una zapata perforadora y perforable, que permite la cementación inmediata. Esta zapata puede luego ser perforada con un BHA convencional lo que permite perforar las siguientes secciones por métodos convencionales, hay que anotar que esta técnica solo es recomendable para secciones verticales y hasta secciones que necesiten el mantenimiento de ángulo, pudiendo aplicarse a todos los tamaños de casing. Drilling with CasingTM al igual que Casing DrillingTM mitiga los problemas de perdida de fluidos debido al efecto “Smear” o efecto de Rozamiento el cual se produce cuando el casing al rotar contra la formación origina una especie de filtro artificial con la plasticidad de los cortes lo que ocasiona finos recortes impidiendo en gran medida que los fluidos penetren en la formación.

192

Figura 6.7 Ilustración del efecto smear en la perforación con casing

Fuente: Weatherford

6.3.2.1 El equipo de perforación El equipo de perforación requerido al igual que en el anterior método es el convencional; desde el punto de vista de las herramientas a utilizar, el uso de la zapata perforadora y perforable es propia de este método.

6.3.2.2 La Zapata perforadora y perforable Es una zapata la cual esta adaptada para perforar como si se tratase de una broca, esta zapata perforadora o Drill Shoe (DS) tiene su aparición con un prototipo en el año de 1999, siendo en enero del 2000 cuando se presenta la DS1, pocos meses después en mayo se presenta la DS2, y tres años después en agosto del 2003 se presenta la DS3, cada una con su aplicación particular dependiendo de las formaciones a ser atravesadas. La configuración de las Drill Shoe (DS1 & DS2) esta dada por una nariz maquinada en Aluminio “Grado de Aviación”. Partículas redondas de 6mm de TSP (Thermally Stable Polycrystalline Diamond) que son presionadas dentro de agujeros previos en la cara frontal de las aletas. Las aletas son entonces bañadas con Carburo de Tungsteno mediante HVOF (High-Velocity-Oxy-Fuel), este proceso envuelve finas y diminutas partículas de Carburo de Tungsteno las cuales se disparan hacia la herramienta a una velocidad supersónica. Con el impacto, las partículas se adhieren por si mismas sobre la superficie de la herramienta. El resultado es un sólido y duro escudo, no-poroso el cual ofrece una alta fuerza de enlace con el material subyacente.

193

Otro elemento de su configuración es un cuerpo maquinado en una pieza de acero calidad 4145 ASI que contiene la conexión y la zona de protección al calibre con carburo de tungsteno, siendo una excelente herramienta de rimado.

Figura 6.8 Componentes del Drill Shoe Nariz hecha en Aluminio grado de aviación (completamente perforable con PDC)

Cubierta de Carburo de Tungsteno sobre el Aluminio

Conexión de rosca entre la nariz de Aluminio, el hombro y el cuerpo de acero

TSP circulares de 6mm presionados dentro de la cubierta de Aluminio

Cortadores PDC tipo Premium

Boquillas de cobre – Perforables con PDC Cuerpo de Acero 4145ASI

Fuente: Weatherford

La segunda generación de las Drill Shoe contiene además: • Cortadores de Diamante Termicamente Estables TSP • Protección de Carburo de Tungsteno en el “Gauge” • Completamente perforable con PDC o Tricónicas • Boquillas Perforables para alto HSI • Cortadores PDC en el Hombro La aparición de la tercera generación de la Drill Shoe se da por la necesidad de perforar con tubería de revestimiento formaciones que presentan mayor presión de sobrecarga en rangos de 7000 a 15000 Psi, a diferencia de las anteriores que son totalmente perforables, la nariz de esta se torna perforable después de un ciclo de simples presiones.

194

Figura 6.9 Drill Shoe 3

Fuente: Weatherford

6.3.2.3 Sistemas de Conducción de Superficie Para transmitir el giro del Kelly al casing existe un elemento llamado el water bushing, mientras que para transmitir el giro del top drive al casing existen tres elementos entre ellos el spear modificado, el sistema de conducción interna (ICDT) y el tork drive.

6.3.2.3.1 El Water Bushing Es un cross-over (unión de tubería de diferente diámetro) que une la tubería de perforación a la tubería de revestimiento. Es una herramienta económica pero lenta en la conexión, ideal para utilizar con Kelly. Figura 6.10 Water Bushing

Fuente: Weatherford

195

6.3.2.3.2 El Spear Modificado Esta herramienta se la coloca en el interior del casing y es un sistema de cuñas, que se activan mediante rotación y peso, estas sujetan por la parte interna al casing y le proporcionan la rotación, además cumple también con la función de llenado (sección 3.9.2.3) por lo que se recomienda en todas las operaciones. Figura 6.11 Spear Modificado

Fuente: Weatherford

6.3.2.3.3 Internal Casing Drive (ICDT) Especialmente diseñada para “Drilling with Casing”, es una herramienta de conducción interna que proporciona medios de circulación, y rotación simultáneamente, su operación es idéntica al Spear modificado diferenciándose por tener dos cuñas mas, lo que le proporciona más sello y le permite soportar un mayor torque. Figura 6.12 Internal Casing Drive

Fuente: Weatherford

196

6.3.2.3.4 El Sistema de “Over Drive”- “Tork Drive” Transmite el giro del top drive al casing, esta tecnología es la nueva generación de herramientas para correr casing y perforar la cual se conecta directamente al top drive y combina equipos convencionales como llaves de presión, elevador principal, elevador de juntas individuales, encuellador / SatbMaster, autollenado / herramienta de circulación y compensador de peso.

Figura 6.13 Configuración del Over Drive – Tork Drive

Top Drive

Swivel Hidráulico

Soportes

Cabezal del Torque

Elevador Principal

Elevador de juntas

Válvula de control del lodo

Fuente: Weatherford

6.3.2.4 Análisis de Perforabilidad y Selección del DrillShoe Para aplicar la tecnología Drilling with CasingTM se debe hacer un análisis de perforabilidad para seleccionar que tipo de Drill Shoe será la más apropiada, este procedimiento no se lo hace con la tecnología Casing DrillingTM ya que esta al adaptarse a una broca tricónica o PDC perfora normalmente y con la ventaja de tener control direccional del pozo. El análisis de perforabilidad para DwCTM se puede estimar con la ayuda de: 1. Análisis de Registros Eléctricos de Compresibilidad

197

2. D-Exponent 3. Registros de lodos 4. Record de Brocas, Mechas, o Trepanos Así tenemos para los valores de compresibilidad de la formación la siguiente tabla:

Tabla 6.1 Consideraciones para la presión de sobrecarga de la formación Muy Baja resistencia

< 4.000 psi

gumbo, shales, soft shales, claystones, unconsolidated (very soft) sands

Baja Resistencia

4.000 - 8.000 psi

chalk, shales & clay sandstones, claystones, shales, (soft) evaporites, soft siltstones

Resistencia Media

8.000 - 16.000 psi

conglomerates, sandy & chalky limestones, marls, medium-medium hard sandstones, hard shales

Alta Resistencia

16.000 - 32.000 psi

hard stringers, hard dolomites, crystalline limestones, brittle (hard) shales, hard sandstones

Muy Alta Resistencia

> 32.000 psi

very fine, tight sandstones, chert, quartzite, igneous and metamorphic rocks, hard siltstones

Fuente: Weatherford

El conocer los valores de la compresibilidad de la formación a ser perforada mediante el sistema DwCTM ayuda a la selección de la Drill Shoe, así tenemos:

Tabla 6.2 Selección de la Drill Shoe Rocas de baja resistencia

< 3000 Psi

gumbo, shales, soft shales, claystones, unconsolidated (very soft) sands

Perforable con la Drill Shoe 1

Rocas de baja/mediana resistencia

3000 - 8000 Psi

chalk, shales & clay sandstones, claystones, shales, (soft) evaporites, soft siltstones

Perforable con la Drill Shoe 2

Rocas de mediana resistencia

7000 - 15000 Psi

Conglomerados arenosos de baja resistencia, & chalky limestones, marls, areniscas medias-medianamente duras, hard shales

Perforable con la Drill Shoe 3

Rocas de alta resistencia

> 15000 - 3200 Psi

hard stringers, hard dolomites, crystalline limestones, brittle (hard) shales, hard sandstones

No perforable con la Drill Shoe

Rocas de muy alta resistencia

>32000 Psi

very fine, tight sandstones, chert, quartzite, igneous and metamorphic rocks, hard siltstones

No perforable con la Drill Shoe

Fuente: Weatherford

Para poder perforar con tubería de revestimiento usando la Drill Shoe es necesario tomar en cuenta la tabla 6.2, además es importante también realizar un estudio de todas las brocas usadas en la perforación de pozos vecinos confirmando así la dureza de la zona y puntualizando la conveniencia del uso de la Drill Shoe.

198

6.4 HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON CASING El papel de la hidráulica en la perforación se relaciona con el transporte de cortes, la estabilidad del pozo y prevención de colapsos de formación, todo esto asociado con una reducción del riesgo de un influjo, la hidráulica en gran parte depende de las boquillas de la broca ya que la capacidad de remoción de los recortes se da en función de la presión a la salida de las boquillas o toberas, además que el fluido de perforación limpia los cortes de la broca-trepano, previniendo el embolamiento refresca y lubrica los cortadores, facilita la labor de los motores y de las turbinas, y también proporciona un medio de comunicación para el MWD y telemetría de lodos, constituyéndose la hidráulica un mecanismo indispensable en la perforación de pozos de petróleo y gas. Al perforar con revestimiento la geometría de la trayectoria del fluido es diferente a la que se tiene en la perforación convencional, por dentro del revestimiento no se tienen restricciones y las perdidas de presión son muy pocas. Por el contrario, el anular ofrece mayor restricción al flujo y las pérdidas de presión son más altas que las que se dan en anulares convencionales. En este trabajo se presentan los principios de este tipo de perforación partiendo de conceptos básicos de la perforación convencional y teniendo en cuenta dos parámetros importantes en la perforación de pozos estrechos: la rotación de la sarta y la excentricidad de la tubería en el hueco.

6.4.1 Modelos para calcular las pérdidas de presión Existen varios modelos para calcular las perdidas de presión cuando se perfora con revestimiento. Algunos se basan en el análisis hidráulico convencional mientras otros tienen en cuenta efectos adicionales como la excentricidad y la rotación de la tubería.

6.4.1.1 El Modelo de Luo y Peden Utiliza ecuaciones dimensionales para calcular parámetros como viscosidad aparente, velocidad angular y axial, tasa de flujo y gradiente de presión. Además introduce tres parámetros adimensionales: velocidad de rotación de la tubería, índice de comportamiento de flujo y la relación de diámetros anulares. Estos se usan para

199

calcular el efecto de la rotación sobre las perdidas de presión en anulares concéntricos. El modelo parte del supuesto de que el revestimiento rota a una velocidad angular ω1 mientras que el tubo exterior (pozo) se mantiene estacionario. El fluido se comporta según el modelo ley de potencia y fluye a través del anular por la acción de un gradiente de presión constante Pg en dirección axial. Para determinar este gradiente se requiere de los parámetros dimensionales y adimensionales mencionados, y definidos en las ecuaciones que se muestran en el anexo 24.

6.4.1.2 El Modelo de Díaz El autor aproxima el anular como una ranura y crea un modelo que tiene en cuenta el efecto de la rotación de la tubería sobre las perdidas de presión en el anular, para fluidos que se comportan según la Ley de potencia modificada. Para el desarrollo matemático se asume fluido incompresible, proceso isotérmico y estado estable. El problema se resuelve al suponer dos placas paralelas separadas por una distancia igual al espacio radial. Se asume un esfuerzo de corte promedio para el área mojada externa e interna del anular y un balance de fuerzas del fluido que pasa a través de la ranura permite determinar dicho esfuerzo

τω1,prom,

así como lo

muestra la ecuación en el anexo 24. El flujo laminar helicoidal se presenta cuando el fluido pasa a través de dos placas paralelas y una de ellas se mueve a una velocidad U. La velocidad media para flujo laminar y turbulento se aproxima a U/2, y la componente de la velocidad tangencial se da por ωr1/ 2. La velocidad media absoluta del fluido V’ es el vector resultante ωr1/ 2 y V, donde V se define como la velocidad axial. Para considerar el efecto de la rotación de la sarta sobre las pérdidas de presión anulares se necesita rotar el sistema de coordenadas, tal como lo ilustra la Figura 6.14 Uno de los ejes se alinea con la dirección de la velocidad media absoluta del fluido, V’.

Figura 6.14 Rotación del sistema de coordenadas.

Fuente: Bibliografía

200

6.5 COMPATIBILIDAD DE LA NUEVA TECNOLOGÍA CON EL CAMPO DE APLICACIÓN La perforación de pozos petroleros dentro del campo Sacha indica que hasta la profundidad de 6000 pies, no hay problemas significativos, más que unos pocos puntos apretados debidos al control y exposición de la formación al peso de lodo, en cuanto al desgaste y cambio de brocas, la experiencia citada en los pozos vecinos del Well-Pad#192 (sección 4.1.1.2) indica que con una broca PDC se puede atravesar sin problemas hasta la profundidad anteriormente citada, correspondiente a todo el Terciario indiferenciado y en ocasiones hasta la formación Orteguaza dependiendo del punto de asentamiento del revestidor superficial. En ésta sección en pozos direcciones, se ha construido el ángulo del pozo, se lo mantenido tangente y tumbado el ángulo hasta conseguir la vertical en cero grados, dependiendo del desplazamiento del objetivo geológico, teniendo así una sección vertical en pozos tipo “S” hasta la profundidad final. La perforación de la sección vertical en pozos direccionales y verticales a partir de los 6000 pies se torna una tarea difícil, ya que se debe hacer varios cambios de broca, en algunos casos la utilización de cinco brocas, (cuatro PDC y una Tricónica), y en otros tres brocas PDC. Todo esto ratifica la dureza de las formaciones a ser atravesadas en las formaciones Tiyuyacu y Tena. En la perforación de esta sección no se han encontrado problemas asociados a colapso de las formaciones. Las tareas de perforación se tornan complicadas al momento de perforar pozos horizontales en este campo, como se menciona en la sección 7.1.4 al navegar en la sección horizontal, el colapso de formaciones superiores es amenazador, lo que ha limitado en algunas ocasiones conseguir el objetivo geológico del pozo. 6.5.1 Introducción de la tecnología Casing DrillingTM La capacidad de geodirigir el pozo a través de las formaciones utilizando un BHA convencional (el cual puede usar cualquier tipo de broca Tricónica o PDC), mismo que luego puede ser recuperado hace a esta tecnología muy atractiva para todas las aplicaciones de perforación direccional.

201

Luego de revisar los antecedentes de perforación registrados en el campo Sacha se puede recomendar probar el uso de esta tecnología en la construcción de pozos direccionales, por intervalos hasta los 6000 pies de profundidad para así evaluar tiempos y costos, siendo el siguiente reto construir un pozo horizontal con la tecnología Casing DrillingTM. No se recomienda usar esta tecnología en este campo en el intervalo de 6000 a 9000 pies de profundidad ya que los costos asociados por cambios de broca y con esto del BHA, causarían una seria afectación a la economía del proyecto, pudiendo también usarse esta técnica en los últimos 1000 pies antes de la profundidad total. 6.5.2 Introducción de la tecnología Drilling with CasingTM La aplicación de esta técnica, deberá implementarse únicamente en los pozos y campos que cumplan con los siguientes requisitos: ƒ

Pozos verticales someros a medianos, con una profundidad promedio entre 4.900 y 11.000 pies.

ƒ

Pozos que requieran solo 2 ó 3 secciones para su perforación.

ƒ

Que las necesidades de producción se manejen a través de diámetros reducidos.

ƒ

Que las conexiones a utilizar para este tipo de tuberías tengan valores de torsión y arrastre, igual o mayor que la correspondiente tubería de perforación utilizada normalmente para hacer pozos similares.

ƒ

Los diámetros recomendables para utilizar esta técnica son 4 ½”, 5”, 5 ½”, 6”, 6 5/8” y 7”.

ƒ

Los campos deben de ser, de desarrollo, por lo tanto las formaciones a perforar estarán perfectamente identificadas y serán factibles de perforar con esta técnica.

Los requisitos mencionados en los ítems se ajustan al modelo de pozo direccional planteado en esta investigación. Para evaluar la aplicación de este sistema, es necesario realizar un análisis de perforabilidad como se mostró en la sección 6.3.2.4 El análisis de perforabilidad se estimara con la ayuda de los valores de presión de sobrecarga, (tabla 6.2).

202

Por medio de la ecuación 6.1 calculamos la presión de sobrecarga para nuestro campo de aplicación.

Ps = D * CS – 0,85 * Pp

Ec 6.1

Donde: Ps = Presión de Sobrecarga (psi) D = Profundidad, (ft) CS = Código de sobrecarga (tabla 4.11) Pp = Presión de poro, (psi)

Tabla 6.3 Presiones de Sobrecarga del Campo Sacha – Well Pad 192

CAMPO SACHA PRESIÓN DE SOBRECARGA Profundidad ft 120 210 310 727 916 916 1009 1498 1990 3223 3500 4500 4800 5126 5480 5990 6263 6560 6930 7200 7300 7398 7414 7600 7780 7861 8040 8460 8867 8902 9336 9500

Presión de poro psi 52 91 134 318 400 400 446 670 942 1525 1649 2092 2221 2372 2565 2897 3029 3172 3351 3482 3530 3578 3585 3675 3762 3842 4014 4179 4426 4444 4661 4742

Presión de Sobrecarga psi 556 973 1436 3365 4240 4240 4666 6921 9149 14819 16098 20722 22112 23614 25220 27488 28740 30104 31802 33040 33500 33949 34023 34876 35702 36039 36788 38748 40573 40733 42718 43469

203

Continuación Tabla 6.3

Profundidad ft 9500 9630 9840 9876 9912 10070

Presión de poro Presión de Sobrecarga psi psi 4742 43469 4807 44064 4963 44981 4981 45146 5051 45267 5132 45988 Realizado por: Autores

De acuerdo a los resultados mostrados en la tabla 6.3 y las teorías del uso de esta técnica para la selección de la Drill Shoe indicadas en la tabla 6.2, la Drill Shoe 3 puede operar máximo hasta los 3200 pies de profundidad en un pozo vertical de desarrollo, comúnmente en este campo para pozos verticales es a esa profundidad donde se instala el revestimiento superficial, por lo que esta tecnología puede ser útil en esta sección del pozo. Se puede recomendar probar el uso de esta tecnología en la perforación de la sección antes mencionada para así evaluar tiempos y costos. El estudio de perforabilidad realizado en esta investigación revela que más allá de los 3200 pies de profundidad ninguna Drill Shoe podrá perforar.

6.6 IMPORTACIÓN DE LA TECNOLOGÍA “PERFORACIÓN DE POZOS CON TUBERIA DE REVESTIMIENTO” PARA ECUADOR Las dos empresas proveedoras de este servicio Tesco Corporation “Casing DrillingTM” & Weatherford “Drilling with CasingTM” informan que tienen la capacidad suficiente para dotar de estos servicios en cualquier lugar del mundo, ya que tienen una basta experiencia hasta en los ambientes más hostiles, siempre alcanzando el objetivo programado con el máximo rendimiento.

204

CAPÍTULO VII

ANÁLISIS COMPARATIVO DE POZOS PERFORADOS CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y DRILL PIPE Luego de haber expuesto la tecnología de la perforación con tubería de revestimiento la cual integra los procesos de perforación y entubación, es necesario comparar con los métodos convencionales de perforación los cuales utilizan los drill pipe o tubería de perforación. En los campos petroleros del Ecuador aun no se ha practicado la perforación con tubería de revestimiento, por lo que la comparación se hará entre pozos de similares características perforados alrededor del mundo.

7.1 LA TECNOLOGÍA “CASING DRILLING” vs CONVENCIONAL

7.1.1 Pozos en Wyoming (USA) Uno de los casos de interés para citar es la campaña de perforación de cinco pozos llevada a cabo por BP en Greater Green River Basin en el sur de Wyoming. Luego del éxito conseguido en ésta pequeña campaña, la compañía operadora decidió agregar pozos adicionales en el programa de perforación del mismo campo. Estos pozos han sido perforados en un área donde las formaciones productivas están compuestas por areniscas cerradas con presiones originales equivalentes de 11 ppg que pueden encontrarse en un rango de profundidades que va desde los 2.400 metros hasta los 3.000 metros. Se deben atravesar formaciones del Cretáceo y del Terciario, las cuales son mayormente areniscas y arcillitas con intercalaciones de carbón e intrusiones de bentonita. Los pozos en ésta área se perforan de manera convencional comenzando por un conductor de 16” para luego perforar un pozo de 11” donde se entuba un casing de 8 5/8” a 350 metros y luego se perfora con 7 7/8” hasta la profundidad final entubándose tubing de 3 ½” como casing de producción. La parte superior del tramo de producción se perfora con agua como fluído de perforación, con tasas de penetración por encima de los 60 metros/hora. Los problemas más comunes que se encuentran por encima de la zona de interés

205

productivo son entradas de agua, pérdidas de circulación y embolamiento de las brocas. El fluído de perforación (agua) que se utiliza en la parte superior se convierte a un lodo con algunas propiedades de gel unos metros antes de llegar a la zona de interés dependiendo de las condiciones de perforación. Generalmente también se densifica hasta 10 ppg dado que si bien la zona productiva es bastante cerrada, aporta bastante gas si se la perfora con un mínimo desbalance. Luego de intensivas campañas de perforación y debido a un gran esfuerzo por optimizar la perforación en éste campo, se lograron reducir los costos de perforación empleando motor de fondo y perforando con broca PDC hasta el tope de la zona de interés (una carrera) procediendo a perforar la zona productiva con una broca de insertos. Para el proyecto de perforación con casing, se utilizó un equipo de Tesco diseñado a los efectos. Se trata de un equipo semiautomático controlado por un sistema PLC. El mismo es completamente hidráulico, desde el cuadro de maniobras hasta las bombas de lodo. La sección superficial de cada pozo se perforó con casing de 7” hasta aproximadamente 370 metros utilizando los ensanchadores de Tesco. En los primeros dos pozos se utilizaron brocas tricónicas cambiando luego por brocas PDC en los pozos siguientes. En cada uno de los casos el BHA se armó en la superficie asentándolo sobre el niple DLA para ser retirado luego mediante el uso de cable una vez alcanzada la profundidad del zapato para el tramo. El montaje de la compañía de cementación se llevaba a cabo mientras se recuperaba la herramienta con cable. En la figura 7.1 se puede apreciar el tiempo consumido desde el momento del arranque del pozo hasta la finalización de la cementación en los seis primeros pozos. Un pozo típico para esta zona, basado en el promedio de los últimos 19 pozos perforados entre junio y octubre del año 2.000, toma entre 8 y 12 horas para perforar la sección superficial y 18.9 horas para cementar. Los dos primeros pozos perforados con la tecnología Casing Drilling requirieron más tiempo que el promedio, pero el resto de los pozos fueron perforados más rápidamente Si bien en el primer pozo el tiempo transcurrido desde que se alcanzó la profundidad final y el final del trabajo de cementación se redujo sustancialmente, el tiempo total fue mayor que para los pozos convencionales.

206

Figura 7.1 Relación de tiempo empleado entre la perforación convencional y la perforación con tubería de revestimiento en Wyoming (USA)

Fuente: Tesco Corporation

A medida que se fueron perforando nuevos pozos, la tasa de penetración se fue mejorando debido a: • Cambio de brocas tricónicas por PDC. • Cambios en el fluido de perforación de agua a lodo. • Incrementos en el caudal de bombeo. • Perforación con parámetros más agresivos. • Ganancia en experiencia con el medio ambiente local. Muchas de éstas prácticas fueron utilizadas rutinariamente en la perforación convencional mientras que al comienzo de las operaciones de perforación con casing no lo fueron debido a que el objetivo era comenzar a probar el sistema en forma conservativa. Hoy podemos decir que en estos pozos la aplicación de la técnica Casing DrillingTM ha logrado reducir el tiempo de perforación de la sección superficial en un 30% a 35%. El BHA ha sido recuperado con cable en los seis pozos en forma satisfactoria. El tiempo de recuperación del BHA normalmente es de 45 minutos contando desde el momento en que la herramienta de pesca está lista para bajar hasta que se recupera el BHA en superficie, incluyendo el tiempo para registrar verticalidad.

207

El ensanchador trabajó de manera excelente en los seis pozos superficiales de 8 ½”. El mismo ensanchador con sus cortadores fue utilizado en los seis pozos sufriendo desgaste mínimo dado por algo de erosión alrededor de algunos de los cortadores.

La perforación de la sección de producción con la tecnología Casing Drilling

TM

inicialmente no fue tan efectiva como en la sección superficial del pozo. De hecho, en los primeros dos pozos se llegó a la profundidad final en forma convencional luego que las uniones del casing fallaran. Si bien ya el tercer pozo se logró perforar con casing en ambas secciones, a esa altura no se tenía certeza si ésta nueva tecnología era viable para éste tipo de pozos. Recién en el quinto pozo la perforación con casing se hizo competitiva con respecto a la perforación convencional. Las primeras dificultades que se encontraron fueron una tasa de penetración inaceptable comparada con las de los pozos vecinos y vibraciones laterales de la sarta de perforación que condujeron a la falla por fatiga de las conexiones del casing en los dos primeros pozos. A medida que la perforación de los pozos fue avanzando, los problemas se fueron resolviendo y los procesos se fueron adecuando a las necesidades. Se hicieron cambios en los últimos tubos de la sarta de casing para reducir las vibraciones laterales y además se cambiaron las uniones por otras más resistentes a la fatiga. El caudal de bombeo se aumentó y la mayor parte del pozo se perforó con agua para mejorar las tasas de penetración. Los trabajos realizados desde el pozo número cuatro hasta el número seis demostraron la viabilidad técnica de perforar con el sistema Casing DrillingTM. Todas las secciones de los pozos fueron perforadas con casing y además fueron los pozos más profundos en ser perforados con éste sistema sin llevar a cabo maniobras de sacada de la sarta de casing. Se llevaron a cabo carreras de 242.5 horas y 1230 metros de perforación para luego sacar la herramienta sin problemas. La perforación de la zona de interés en desbalance (gas) también ha sido exitosa perforando con Casing DrillingTM Se utilizó el mismo fluido de perforación liviano que usualmente se utiliza en éste tipo de operaciones en la zona para perforar y producir gas a través de de un “choke manifold” y proceder a su posterior venteo y quema. Se observaron llamas de hasta 7 metros de altura. Tampoco ha habido dificultades en retirar el BHA y cementar una vez alcanzada la profundidad final. La falta de necesidad

208

de acondicionar el pozo, hacer la maniobra de desarmado del sondeo y entubar el mismo implicó el ahorro de un día una vez alcanzada la profundidad final.

7.1.2 Pozos en Canadá La tecnología Casing DrillingTM ha sido empleada en campos ubicados al Norte de British Columbia en Canadá para perforar secciones superficiales de 12 ¼” entubadas con casing de 9 5/8”. Estos pozos alcanzaron profundidades entre 250 metros y 600 metros dependiendo del objetivo direccional. Luego de perforar las mencionadas secciones superficiales utilizando Casing DrillingTM, se continuaba perforando un pozo horizontal de 8 ½” con el empleo de motor de fondo. Estos pozos han sido perforados en un área donde los problemas más frecuentes se dan en las secciones superficiales, éstos son los derrumbes y las pérdidas de circulación, especialmente cuando el tramo es profundo. De los últimos siete pozos perforados en forma convencional en ésta zona, se han debido desentubar dos de ellos una vez que el casing había llegado al fondo y proceder a acondicionar el pozo debido a la mala calidad del mismo. Los primeros dos pozos se perforaron rotando el casing hasta la profundidad planeada de 251 metros con una broca tricónica de 8 ½” y un ensanchador de Tesco. La figura 7.2 muestra los tiempos requeridos para ésta perforación comparados con una perforación convencional de la sección de superficie. Figura 7.2 Relación de tiempo empleado entre la perforación convencional y la perforación con tubería de revestimiento en Canadá

Fuente: Tesco Corporation

209

El tercer pozo se perforó a una profundidad de 600 metros. Los primeros 180 metros se perforaron rotando el casing y el resto de la sección utilizando un motor de fondo para mejorar la tasa de penetración. El resultado fue positivo ya que la ROP se mejoró sustancialmente incluso superando ampliamente a aquellas de los pozos vecinos más profundos perforados en forma convencional. La figura 7.3 muestra una comparación entre los tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicación de Casing DrillingTM a una profundidad similar. En éste caso ambos pozos consumieron el mismo tiempo desde el arranque hasta el final del trabajo de cementación, pero incluyendo 43.5 horas adicionales en el pozo perforado con casing adjudicadas a problemas de equipo debidos a la falta de experiencia con el sistema. Estos problemas deberían eliminarse fácilmente, y una vez eliminados, la perforación con casing sería 43.5 horas más veloz que la convencional. En todos los casos no se manifestaron problemas con la recuperación de los conjuntos de fondo, la desviación fue mínima y los tiempos de operación del equipo fueron competitivos con los pozos vecinos más recientes perforados en forma convencional.

Figura 7.3 Tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicación de Casing DrillingTM

Fuente: Tesco Corporation

Todos los pozos han sido considerados ser mejores o iguales en cuanto a rendimiento con respecto a los pozos convencionales vecinos. Por lo tanto hay potencial para poder optimizar las operaciones en los próximos pozos y adicionalmente reducir el riesgo causado por los eventos no programados (especialmente los relacionados con la dificultad para entubar el pozo).

210

7.1.3 Pozos en el Sur de Texas (Laredo U.S.A.) En este caso se trata de un campo en el que se estuvo perforando desde mediados del año 1990 con un programa de perforación sostenido empleando varios equipos y técnicas de perforación convencionales. La eficiencia alcanzada había llegado a un punto en el que se había tornado imposible obtener nuevas mejoras en cuanto a reducción de tiempos y costos de perforación en éste campo ya maduro. El Casing DrillingTM fue introducido con el objeto de alcanzar éstas mejoras. Las primeras dos fases de la implementación de ésta tecnología fueron llevadas a cabo utilizando un equipo de perforación de doble propósito (perforación convencional TM

y Casing Drilling ). Luego de perforar 22 pozos, se ha reemplazado éste equipo por tres nuevos equipos de moderna tecnología diseñados para perforar con la tecnologia Casing DrillingTM. En el año 2001 se utilizaron en éste campo cerca de 10 equipos de perforación convencionales para perforar alrededor de 160 pozos. El pozo tipo, de ésta zona se puede describir como de alrededor de 3200 de profundidad vertical medida (TVD) y cuyo tiempo de perforación promedia los 19.2 días. Los problemas de aprisionamiento y pérdidas de circulación fueron identificados como los mayores contribuyentes en cuanto a tiempos perdidos por problemas de pozo. Estos dos ítems sumaban cerca del 75% del tiempo debido a problemas, mientras que los problemas de control de pozo y la imposibilidad de entubar los mismos hasta la profundidad final también eran de magnitud considerable. Es donde, la perforación con casing fue identificada como la tecnología que potencialmente podría resolver los problemas mencionados en éste campo. La compañía operadora decidió entonces adoptar la tecnología Casing DrillingTM de Tesco para evaluar el impacto que tendría la aplicación de la misma en sus resultados económicos. En primera instancia se comenzó a trabajar en un proyecto piloto de cinco pozos (fase1) para introducir el sistema y evaluar su aplicabilidad. En general, la perforación de estos pozos igualó aquella de los pozos perforados convencionalmente para el tiempo en que el quinto pozo fue terminado. Si bien se esperaban mejores resultados, aún había mucho margen para mejorar la operación del Casing DrillingTM en si misma.

211

El contrato se extendió entonces para todo el año 2.001 y el 2.002 para entrar en la segunda fase de evaluación. El objetivo en éste caso fue continuar progresando en la curva de aprendizaje para poder llegar a aplicar el Casing DrillingTM en todas las áreas del campo, aún en las de geología más compleja. Esto conduciría a perforar pozos que de otra forma no se podrían haber perforado. Los pozos fueron perforados con algunos problemas pero los mismos fueron asociados a limitaciones en el equipo. Estos problemas de equipamiento pueden ser resueltos (y lo fueron) no así los problemas relacionados con las Formaciones que se atraviesan durante la perforación convencional. Esta segunda fase de evaluación, fue expandida al punto de utilizar el Casing DrillingTM en una zona problemática de un pozo exploratorio que estaba siendo perforado convencionalmente dentro del área. Esto eliminó la necesidad de bajar un liner reportando un ahorro de alrededor de USD 240.000 y demostrando que el sistema puede también ocasionar ahorros en tramos de pozos con problemas perforados con equipos convencionales.

7.1.4 Caso histórico ECUADOR Una de las muestras de cuan seria es la afectación del hinchamiento de arcillas e inestabilidad de las lutitas dentro de nuestro campo de aplicación, es la perforación de los últimos pozos horizontales, en donde no se pudo llegar a la profundidad total programada por dificultades al navegar en la sección horizontal debido al colapso de las formaciones, dando como resultado la perdida del pozo, y con eso una fuerte inversión. En este caso para perforar horizontalmente se debería tomar muy en cuenta estos problemas y analizar muy seriamente la aplicación de la tecnología Casing Drilling para la perforación horizontal en este campo.

7.2 LA TECNOLOGÍA “DRILLING with CASING” vs. CONVENCIONAL La aplicación de esta tecnología desarrollada por Weatherford, también se ha tenido ventajas sobre la perforación convencional, a continuación se mencionan algunas relacionadas con tiempo y costos involucrados.

212

El Pozo Viosca Knoll 340 #1 ubicado en el Golfo de México fue perforado con tubería de revestimiento mediante la tecnología DwCTM desde una plataforma de perforación offshore, el intervalo fue de 575 pies correspondientes a un casing de 13 3/8” con una ROP de 113 pies/hora, y los siguientes parámetros de perforación WOB = 0 - 10 klbs, RPM = 40 - 60, Torque = 0 – 4 klbs, Cauldal = 670 gpm, TFA = 0.78 pulg2, PD = 560 psi, HSI = 1.0 hp/pulg2. La figura 7.4 muestra una comparativa entre los tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicación de DwCTM a una profundidad similar.

Figura 7.4 Tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicación de Drilling with CasingTM

Fuente: Weatherford

Figura 7.5 Tiempos empleados para las conexiones en un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicación de Drilling with CasingTM CONNECTION TIME DwC

Conv. Drillpipe

Length / Std, m

12,2

30,5

Conn. Time / Std, min

5,0

4,0

Tripping Rate, m/hr

146

457,2

DP In, m

0

0

DP Out/TD, m

0

1.200

Tiempo de conexión de la

Round Trip DP Connections

0

78,0

tubería de perforación

DP Connection Time, hr

0

5,2

convencional

Csg In, m

300

300

Csg TD, m

1.200

1.200

Tiempo de conexión del

No.of Csg Connections

73,0

73,0

casing

Csg Connection Time, hr

6,08

6,08

Total Csg Running Time, hr

6,08

6,08

Csg Running+DP Conn. Time, hr

6,08

11,28

Tiempo de conexión total

213

Figura 7.6 Cálculos de ahorro de costos entre la perforación convencional y la aplicación de Drilling with CasingTM

DwC VERSUS CONVENTIONAL DRILLING DwC

Drill & Run Csg

On Bottom ROP, m/hr

30,0

30,0

Total Drilled, m

900

900,0

Hours On Bottom

30

30

Csg Running+DP Conn. Time, hr

6

11

Tiempo de conexión, de la tabla anterior

M/U and L/D BHA

0

4,0

Prepare to Run Casing

1

1,0

Reaming

1

3,0

Circulate, Displ. Hi-Vis

1

1,0

0,5

-

Other NPT 2

-

-

Other NPT 3

-

-

39,6

50,3

1,65

2,10

DS3 Conversion

Total Hrs Total Days ROP (incl. Connection), ft/hr

24,9

Cálculo de tiempo en fondo o TD

Registro de tiempo no productivo

Tiempo total de operación

25,6

Rig Rate, USD/day

$

120.000

$

120.000

Rig Rate, USD/hr

$

5.000

$

5.000

Drlg Cost excl. DwC/Bit, USD

$

197.917

$

251.417

Total DwC Cost, USD

$

48.292

$

-

Bit Cost, USD

-

25000,0

Extra Savings, USD

0

0,0

Análisi de costos de acuerdo a la tarifa del Taladro

Drlg incl. DwC/Bit,USD

$

246.209

$

276.417

Cost / m

$

274

$

307

Saving

$

30.208

AHORRO FINAL

Fuente: Weatherford

La comparación entre la perforación convencional y los métodos de perforación con tuberías de revestimiento mostrados en este capítulo demuestran que esta nueva tecnología tiene un gran futuro en la industria de la perforación de pozos petroleros.

214

CAPÍTULO VIII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Luego que hemos concluido el desarrollo de nuestra tesis, que es un estudio completo de tuberías de revestimiento, desde la presentación de diseños optimizados, hasta el estudio de la perforación con tuberías de revestimiento hemos llegado a las siguientes conclusiones y recomendaciones:

8.1 CONCLUSIONES ƒ

El petróleo in situ (POES) del campo Sacha es de 3.451 millones de Barriles. Las reservas iniciales probadas del campo son 1.198 millones de barriles, con una producción acumulada de 730 millones de barriles al 31 de diciembre del 2008, repartida así: 2% para Basal Tena, 61 % para Hollín, 12% para Napo "T", y 25% para Napo "U", y 468 millones de barriles de reservas remanentes al 31 de diciembre del 2008. El factor de recobro actual (FR) del Campo es de 34.13%. El grado API promedio se encuentra entre 27 y 29 º, que significa que se trata de un crudo mediano, con un BSW promedio de 50%.

ƒ

La ubicación de los dos objetivos geológicos en profundidad se encuentran en el parte alta del anticlinal, lejos de la presencia de fallas por lo que sus coordenadas son altamente confiables, siendo el pozo “sac-x1” considerado por la empresa operadora del campo PETROPRODUCCIÓN para su ejecución.

ƒ

La metodología adoptada en esta investigación para la selección de las profundidades de asentamiento de las de tuberías de revestimiento es aplicable a todos los campos petroleros de desarrollo.

ƒ

El procedimiento de diseño de las tuberías de revestimiento presentado en la sección 4.1.4, tanto el modelo convencional como el modelo biaxial es aplicable para todos los diámetros y necesidades que exija un pozo con cualquier perfil.

215

ƒ

Con el programa de revestimientos presentados en sus tres propuestas para pozos direccionales se optimiza el diseño de las tuberías de revestimiento.

ƒ

El diseño optimizado de las tuberías de revestimiento para pozos direccionales de ninguna forma pone en riesgo la integridad del pozo, ni tampoco presenta alguna desventaja con respecto a los diseños actualmente usados.

ƒ

La presente investigación demuestra que el proyecto es totalmente rentable, con el carácter de aplicable y urgente.

o En cuanto a la perforación de pozos con tubería de revestimiento, esta técnica

ha demostrando en los distintos escenarios el posible potencial de reducción de tiempos y costos mediante su aplicación. o La perforación con tubería de revestimiento mitiga los problemas de perdida de fluidos debido al efecto smear o de “rozamiento” el cual se produce cuando el casing al rotar contra la formación origina una especie de filtro artificial con la plasticidad de los cortes, impidiendo en gran medida que los fluidos penetren en la formación. o La tecnología Casing Drilling hasta la actualidad es la única tecnología capaz de perforar un pozo direccional y entubarlo al mismo tiempo ya que su BHA recuperable le permite geodirigir el pozo en la trayectoria predeterminada. o En cuanto a la ingeniería, diseñar un pozo para aplicar la tecnología de Casing DrillingTM es de alguna manera muy similar a diseñar un pozo convencional. Las

consideraciones

sobre

estabilidad

del

pozo,

profundidades

de

asentamiento de los zapatos, el plan direccional y la selección de la broca son tomadas de la misma manera que en la perforación convencional. o La tecnología Drilling with CasingTM es un sistema el cual incorpora una zapata perforadora o Drill Shoe siendo efectivo para pozos verticales o donde se deba mantener una tangente siempre que la presión de sobrecarga de las formaciones a ser atravesadas no sea mayor a 15000 psi.

216

o Para considerar la perforación con tubería de revestimiento utilizando el sistema DwCTM necesariamente se debe realizar un análisis de perforabilidad a fin de seleccionar la Drill Shoe mas apropiada. o La perforación con tubería de revestimiento es sin duda la próxima etapa en la evolución tecnológica de la perforación de pozos de petróleo y gas. Del compromiso de investigación e innovación de las compañías operadoras y perforadoras dependerá la rapidez de su desarrollo y aceptación para su aplicación masiva.

217

8.2 RECOMENDACIONES •

Realizar un estudio para determinar los gradientes de fractura, presiones de poro y sobrecarga existentes en todo el campo, con el fin de convertir las prácticas habituales en procesos técnicos-científicos.

•

Adoptar el procedimiento de esta investigación para seleccionar los puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento en cualquier lugar del campo, o cualquier otro campo petrolero.

•

Aplicar los diseños propuestos para el programa de tuberías de revestimiento en futuros pozos direccionales que se perforen en este campo.

•

Acoger el plan de diseño de la tubería de revestimiento mostrado en la sección 4.1.1 para cualquier diámetro de revestidor que vaya a ser instalado en el pozo.

o Luego de revisar los antecedentes de peroración registrados en el campo sacha se puede recomendar probar el uso de la tecnología Casing DrillingTM para la perforación con tubería de revestimiento en pozos direccionales, hasta los 6.000 pies de profundidad para así evaluar tiempos y costos, siendo el siguiente reto construir un pozo horizontal con la tecnología Casing DrillingTM.

o

Para todas las aplicaciones de Drilling with CasingTM se debe realizar un análisis de perforabilidad, a fin de determinar los intervalos en los cuales se puede usar esta técnica en un pozo vertical.

o

De acuerdo a los resultados mostrados en la sección 6.5.2 la Drill Shoe 3 puede operar máximo hasta los 3200 pies de profundidad en un pozo vertical de desarrollo, comúnmente en este campo para pozos verticales es a esa profundidad donde se instala el revestimiento superficial, por lo que esta tecnología puede ser muy útil en esta sección del pozo.

o

Considerar un proyecto piloto de cinco pozos para introducir el sistema Drilling with casing y evaluar su aplicabilidad.

218

BIBLIOGRAFÍA ƒ

CARVAJAL & ORDÓÑEZ. (2007). Análisis de las perforaciones horizontales en los campos Sacha y Shushufindi de Petroproducción. Tesis de grado, Capítulos II & IV

ƒ

CRESPO, Hugo. (2008). Análisis del sistema Geo-Pilot para perforación dirigida en pozos petroleros. Tesis de grado, Capítulo I, Fundamentos Teóricos.

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FONTENOT Kyle, LESSO Hill, STRICKLER Bob, WARREN Tommy. Perforación de pozos direccionales con tubería de revestimiento, Oilfield Review.

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McCRAY & COLE. Tecnología de la perforación de pozos petroleros, Oklahoma: Editorial Continental.

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MENDOZA Luis E. Manual perforación direccional, Venezuela: Curso Internacional Perforación Direccional.

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PIASCO, Luis. Experiencias en la aplicación de Casing DrillingTM en la perforación de pozos de petróleo y gas. Tesco Corporation.

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RENGIFO C, ARROYAVE J, SIERRA C. (2006) Análisis de la hidráulica de la perforación con revestimiento Universidad Nacional de Colombia-Sede Medellín.

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SMITH, Dwight. (1976) Cementing, Dallas, Texas / American Institute of Mining metallurgical.

ƒ

WEATHERFORD. (2003) Completion Engineering Data Handbook for Completions, Remedial Stimulation, Workovers, & Fishing, Houston TX, USA.

ƒ

WEATHERFORD. (2008) Presentación: Introducción a las Aplicaciones de DwC, III Oil and Gas Update, Latin América Internacional Expo & Congress.

ƒ

ZABA & DOMERTY Practical Petroleum Engineers’ Handbook, Fourth edition

219

ANEXOS

220

Anexo1 Proceso de Fabricación de la Tubería de Revestimiento

221

Anexo 2 Pozos Cerrados – Abandonados Por Falla En La Tubería De Revestimiento En El Campo Sacha

POZO

ZONA

SAC-02A SAC-4A

SAC-52A

SAC-54

SAC-60

SAC-66A

CERRADO CAUSA

U

23-Dic-02

CASING ROTO A 7000'

5 1/2" Casing 264 tubos J-55, 17 lb/ft a 7900' 75 tubos N-80, 17 lb/ft a 10224'

H+T

16-Ene-86

CASING MALO A 4344'

5 1/2" Casing EUE 312 juntas N-80, 17 lb/ft LTC

CASING MALO A 9190'

7" Casing 12 juntas C-55, 23 lb/ft LTC a 341' 69 juntas J-55, 26 lb/ft STC a 5318' 60 juntas J-55, 26 lb/ft LTC a 7315'

CON PLACA DE ABANDONO (MAYO-1997)

CASING MALO A 8896'

7" Casing 8 juntas C-95, 23 lb/ft LTC a 256' 108 juntas J-55, 23 lb/ft LTC a 4736' 40 juntas J-55, 26 lb/ft LTC a 6500' 88 juntas C-95, 23 lb/ft, LTC a 9908'

21 DIC-06 SUSPENDE WO#07 , REALIZAR VENTANA+COMPLETACION Y PRUEBAS (ESTUVO ABANDONADO DESDE 29NOV-85)

CASING ROTO A 998'

7" Casing 85 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 3323' 40 tubos K-55, 26 lb/ft STC a 5102' 115 tubos K-55 , 23 lb/ft LTC a 9592' 10 tubos C-95, 23 lb/ft, LTC a 9887' 1 tubo C-95, 23 lb/ft STC a 9927'

PENDIENTE PARA SER ABANDONADO

HS+I

U+T

H

H,U

26-Ene-96

29-Nov-85

08-Feb-93

12-Mar-87

DETALLES

OBSERVACIONES

FECHA

7" Casing 5 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 160' 117 tubos K-55, 23 lb/ft LTC a 5041' CSG COLAPSADO @ 4990' 40 tubos K-55 , 26 lb/ft STC a 6605' 83 tubos C-95, 23 lb/ft, LTC a 9867' 1 tubo C-95, 23 lb/ft LTC a 9898' 2 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 9980'

14-ABR-03 CON PLACA DE ABANDONO ABANDONADO. CEMEN. 4000'

ABANDONADO (1996)

222

Continuación Anexo 2

POZO

SAC-71

ZONA

U

CERRADO FECHA

CAUSA

DETALLES

27-Jun-98

7" Casing 1 tubo C-95, 23 lb/ft LTC a 19' 10 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 426' CASING MALO A 350', 1050', 2100' 123 tubos K-55 , 23 lb/ft LTC a 5535' 39 tubos K-55, 55 lb/ft, STC a 5055' 74 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 10059' 7" Casing 9 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 363' 111 tubos K-55, 23 lb/ft LTC a 5001' 40 tubos K-55 , 23 lb/ft STC a 6694' 76 tubos C-95, 23 lb/ft, LTC a 9864'

SAC-73

U

11-Ago-94

CASING MALO + PESCADO

SAC-PROF

HI

14-Abr-02

CASING ROTO A 2632'

9 5/8" Casing P-110, 53,3 lb/ft

OBSERVACIONES

9-AGO-05, SALE DE W.O # 14, QUEDA SIN TBG DE PRODUCCION PESCADO FH PKR (9029'), TOPE DE PESCADO @ 1943' ( 73 TBG 3 1/2+6 DRIL COLLAR 4 3/4"+ 5' DE CANASTA) , CSG ROTO @ 8873', ABANDONADO CERRADO W.O # 2, SIN ÉXITO

Fuente: PETROPRODUCCION Realizado por: Autores

223

Anexo3 Diagrama mecánico del pozo Sac-192B

Fuente: PETROPRODUCCION

224

Anexo4 Curva de Peso de lodo del pozo Sac-192B

Curva del peso de lodo - Pozo Sac-192B Peso Equivalente del Lodo (ppg) 8,00 0,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

16,00

17,00

18,00

19,00

20,00

Profundidad TVD (ft)

2.000,00

4.000,00

6.000,00

8.000,00

10.000,00

Fuente: HALLIBURTON - Baroid

225

Anexo5 Diagrama mecánico del pozo Sac-210D

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

226

Anexo6 Curva de Peso de lodo del pozo Sac-210D

Curva del peso de lodo - Pozo Sac-210D Peso Equivalente de Lodo (ppg) 8,00 0,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

16,00

17,00

18,00

19,00

20,00

Profundidad MD (ft)

2.000,00

4.000,00

6.000,00

8.000,00

10.000,00

Fuente: HALLIBURTON - Baroid

227

Anexo7 Diagrama mecánico del pozo Sac-213D

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

228

Anexo 8 Curva de Peso de lodo del pozo Sac-213D

Curva de peso de lodo - Pozo Sac-213D Peso Equivalente del Lodo (ppg) 8,00 0,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

16,00

17,00

18,00

19,00

20,00

Profundidad MD (ft)

2.000,00

4.000,00

6.000,00

8.000,00

10.000,00

Fuente: HALLIBURTON - Baroid

229

Anexo9 Diagrama mecánico del pozo Sac-214D

230

Anexo10 Curva de Peso de lodo del pozo Sac-214D

Curva de peso de lodo - Pozo Sac-214D Peso Equivalente de Lodo (ppg) 8,00 0,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

16,00

17,00

18,00

19,00

20,00

Profundidad MD (ft)

2.000,00

4.000,00

6.000,00

8.000,00

10.000,00

Fuente: HALLIBURTON - Baroid

231

Anexo11 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 1,05 & 1,315”

232

Anexo12 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 1,66 & 1,9”

233

Anexo 13 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 2 7/8”

234

Anexo 14 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 3 1/2”

235

Anexo 15 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 4”

236

Anexo 16 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 4 1/2”

237

Anexo 17 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 4 ½ & 5”

238

Anexo 18 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 5 ½ & 6-5/8”

239

Anexo 19 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 7”

240

Anexo 20 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 7 5/8 & 8 5/8”

241

Anexo 21 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 8 5/8 & 9 5/8”

242

Anexo 22 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 10 3/4 & 11 3/4”

243

Anexo 23 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 13 3/8 & 16”

244

Anexo 24 Ecuaciones utilizadas en el modelo de Luo y Peden y el modelo de Wei

245

Continuación anexo 24

246