defensa de grado interna.docx
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1. INTRODUCCIÓN
Este informe presenta los aspectos generales de los fluidos de perforación,
definiendo conceptos que corresponden al tema, con el fin de entender este
proceso primero se realizara con las terminologías de la industria petrolera, se
explicara los procesos, materiales y herramientas a utilizar.
Se define tanto la ubicación del pozo como las características del campo en el cuál
se encuentra y se detallan las profundidades de las diferentes zonas de interés.
Luego se describen las generalidades del pozo con el que se trabaja y se explican
los cálculos realizados para desarrollar dicho caso.
Finalmente se realiza un análisis de los resultados, para así poder sacar
conclusiones y dar unas recomendaciones.
2. ANTECEDENTES
El pozo Margarita 6 es el más grande de Latinoamérica, tiene un caudal máximo de seis millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) y una vida útil de 20 años. Sin embargo, trabajará a una capacidad de 4 MMmcd. Sólo el MGR-6 tiene la capacidad de producir un 10% de las demandas externa e interna. Podría entregar una quinta parte del volumen contratado por Brasil -30 MMmcd- y dos tercios de lo que consume el mercado interno (unos 10 MMmcd).
La perforación comenzó en abril de 2012 y concluyó el 5 de octubre de 2013, un tiempo récord para un pozo de tal envergadura. Antes, se habían completado los trabajos de construcción de la planchada, donde se acomodó la torre de perforación y se instaló el campamento que albergó a cerca de 100 empleados de Repsol y de las empresas contratistas. El plan de desarrollo del área Margarita-Huacaya, que contempla una inversión total de 640 millones de dólares
En este pozo se usaron tuberías de siete pulgadas de diámetro que permiten la producción de altos caudales de gas y condensado sin riesgos de erosión. Están fabricadas en acero Cr13, que protege de la corrosión por el contenido de dióxido de carbono (CO2) que presenta el fluido del reservorio Huamampampa.
3. OBJETIVOS
3.1. Objetivo General
Realizar un amago de descontrol del pozo Margarita 6 que abarca gran parte de
Caipipendi de la provincia Gran Chaco.
3.2. Objetivo Especifico
Analizar el caso de estudio.
Implementar todo el conocimiento adquiridos en el curso de la carrera.
Hacer un diseño para el control del pozo.
Indicar el tipo de fluido que ingresa al pozo.
Hallar la perdida de fricción que se genera en el sistema.
Indicar los pasos que debe seguir la empresa operadora en la parte
ambiental, en caso de que rebalse uno de los cajones de lodo.
Investigar la norma ISO 9001, sobre los proveedores.
Desarrollar un procedimiento para evaluar la calidad de los proveedores de
tuberías de perforación.
4. MARCO TEÓRICO
1. Fluido de perforación.
En la industria petrolera los fluidos de perforación es una parte clave del proceso
de perforación, y el éxito de un programa de perforación depende de su diseño.
En general los fluidos de perforación tienen muchas propiedades que son
benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables.
1.1. SISTEMA DE CIRCULACIÓN
Este sistema consta de cuatro mayores subcomponentes:
El fluido de Perforación.
El equipo de circulación.
El área de preparación.
El área de acondicionamiento.
1.1.1. El Fluido de Perforación.
Es una mezcla liquida de varios componentes que incluyen agua, aceite arcilla,
aditivos químicos con sus composiciones determinadas por las condiciones del
fondo del pozo y los tipos de formaciones que están siendo perforadas. Así mismo
este fluido debe ser monitoreado y probado continuamente
1.1.2. El Equipo de Circulación.
La circulación del lodo comienza en el tanque de succión, la bomba succiona el
lodo lleva a través de la línea del manifold hasta la tubería vertical que está
conectada a una pata del mástil. El lodo sube por este tubo pasando a una
manguera de goma reforzada que está conectada a la cabeza de inyección a
través del cuello del ganso. El lodo entra por la cabeza de inyección y baja por la
tubería de perforación, PM, estabilizadores, y sale por la boquilla del trepano para
retornar a la superficie por el espacio anular.
Tanques de lodo: Son generalmente rectangulares y sirven para contener
el lodo, estos tanques están preparados para interconectarse uno con otro
ya sea por su base o por su rebalse.
Bombas de lodo: La función principal de esta es circular el fluido de
perforación a una presión y volumen previamente determinado por las
necesidades básicas de la operación de perforación.
Hay dos tipos básicos de bombas de uso común que son la DUPLEX y
TRIPLEX.
1.1.3. Área de preparación.
Esta es el área donde el lodo inicialmente preparado se lo mantiene o se lo altera
dependiendo de las operaciones de perforación del pozo, esta área de
preparación generalmente consta de:
Almacén de sacos: Es una cabaña de almacenamiento, cerrada y se
encuentra localizada cerca de la tolva de lodo. Esta cabaña contiene sacos
apilados que son almacenados hasta el momento que sean precisados en
el tratamiento del lodo, este depósito se encuentra usualmente a la misma
altura de los topes de los cajones de los lodos.
Tanque de agua: Un tanque de agua para perforación estará en cada sitio
de perforación, su tamaño depende de la fuente y de tan fácil se pueda
distribuir el agua. El agua puede ser suministrada desde varias fuentes
como de los pozos perforados para agua, lagos y ríos, en algunos casos es
necesario traer agua de un lugar alejado, en un sistema de lodo base agua
el lodo es perdido continuamente a la formación en este caso se debe
agregar agua continuamente.
Equipo de mesclado: Es el embudo que se utiliza para la preparación y
añadidos de aditivos al fluido de perforación.
1.1.4. Área de Acondicionamiento.
Donde el fluido de perforación es tratado y mejorado sus condiciones una vez
salido del pozo.
A este equipo lo componen:
Zaranda Vibratoria: son mallas vibratorias separadoras usadas para
eliminar los recortes que se tienen durante la perforación, como primera
etapa de la cadena de limpieza de lodo/remoción de sólidos, las zarandas
constituyen la primera línea de defensa contra la acumulación de sólidos.
Desarenador: Son bombas centrifugas que se utilizan para separar el
volumen de recortes más finos que han quedado en la zaranda.
Desilter: Remueve las partículas más finas por fuerzas centrifugas cuando
se hace pasar por el lodo a través de hidrociclones.
Desgasificador: Es un dispositivo que incluye cámara de vacío para
eliminar el gas incorporado al lodo.
1.2. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN.
El fluido de perforación llamado comúnmente lodo, es una mezcla de agua y
agentes químicos, a veces se utiliza diésel envés de agua o se añade un poco de
diésel al gua para darle ciertas propiedades al lodo.
El propósito fundamental del fluido de perforación es ayudar a que se realice
de forma rápida y segura la perforación del pozo, mediante el cumplimiento de
las siguientes funciones:
Capacidad de transporte: La densidad, viscosidad y el punto cedente son
las propiedades del fluido que, junto a la velocidad de circulación o
velocidad anular, hacen posible la remoción y el transporte del ripio desde
el fondo del hoyo hasta la superficie.
Enfriar y lubricar: El fluido de perforación facilita el enfriamiento de la
mecha al expulsar durante la circulación el calor generado por la fricción
mecánica entre la mecha y la formación.
Formar revoque: Para minimizar los problemas de derrumbe y
atascamiento de tubería en formaciones permeables, es necesario cubrir la
pared del hoyo con un revoque liso, delgado, flexible, de baja permeabilidad
y altamente compresible.
Control de las Presiones de la Formación: Una función básica del fluido
de perforación es controlar las presiones de la formación para garantizar
una operación de perforación segura. Típicamente, a medida que la presión
de la formación aumenta, se aumenta la densidad del fluido de perforación
agregando barita para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del
agujero. Esto impide que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y que
los fluidos de formación presurizados causen un reventón.
Control de la Corrosión: Los componentes de la columna de perforación y
tubería de revestimiento que están constantemente en contacto con el
fluido de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los
gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono y sulfuro de
hidrógeno pueden causar graves problemas de corrosión, tanto en la
superficie como en el fondo del pozo. En general, un pH bajo agrava la
corrosión.
Permitir la información sobre las formaciones penetrables: Las
propiedades del fluido no deben interferir con el programa de registro,
deben facilitar la obtención de la información deseada.
Transmitir potencia hidráulica al trepano: El fluido de perforación es el
medio para transmitir la potencia hidráulica hasta la barrena. Las
propiedades de flujo del lodo ejercen una influencia considerable sobre la
hidráulica, ellas se deben optimizar para lograr una hidráulica óptima,
cuando esta es la adecuada promueve altas velocidades de penetración.
1.3. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades del
fluido a mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas.
1.3.1. Propiedades físicas
Densidad o peso: Es la propiedad del fluido que tiene por función principal
mantener en sitio los fluidos de la formación.
Viscosidad API: Sirve para comparar la fluidez de un líquido con la del
agua. A la viscosidad embudo se le concede cierta importancia práctica
aunque carece de base científica, y el único beneficio que aparentemente
tiene, es de suspender el ripio de formación en el espacio anular, cuando el
flujo es laminar.
Viscosidad plástica: Es la viscosidad que resulta de la fricción mecánica
entre:
Sólidos:
a) Sólidos y líquidos
b) Líquido y líquidos
Esta viscosidad depende de la concentración, tamaño y forma de los
sólidos presentes en el fluido, y se controla con equipos mecánicos de
Control de Sólidos. Este control es indispensable para mejorar el
comportamiento geológico y sobre todo para obtener altas tasas de
penetración
Punto cedente: Es una medida de la fuerza de atracción entre las
partículas, bajo condiciones dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a
mantener el fluido una vez que entra en movimiento.
Resistencia o fuerza de gel: Esta resistencia o fuerza de gel es una
medida de la atracción física y electroquímica bajo condiciones estáticas.
Está relacionada con la capacidad de suspensión del fluido.
Filtrado API y a HP –HT (Alta presión – Alta temperatura): El filtrado
indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia
las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión
diferencial. Esta característica es afectada por los siguientes factores:
Presión
Dispersión
Temperatura
Tiempo
Se mide en condiciones estáticas, a baja temperatura y presión para los
fluidos base agua, alta presión (HP) y alta temperatura (HT) para los fluidos
base aceite. Su control depende del tipo de formación.
pH: El pH indica si el lodo es ácido o básico. La mayoría de los fluidos base
acuosa son alcalinos y trabajan con un rango de pH entre 7.5 a 11.5.
Cuando el pH varía de 7.5 a 9.5, el fluido es de bajo pH y cuando varía de
9.5 a 11.5, es de alto pH.
% Arena: La arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad
específica. El porcentaje de arena durante la perforación de un pozo debe
mantenerse en el mínimo posible para evitar daños a los equipos de
perforación. La arena es completamente abrasiva y causa daño
considerable a las camisas de las bombas de lodo.
% Sólidos y líquidos: El porcentaje de sólidos y líquidos se determina con
una prueba de retorta. Los resultados obtenidos permiten conocer a través
de un análisis de sólidos, el porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad
especifica. En los fluidos base agua, se pueden conocer los porcentajes de
bentonita, arcilla de formación y sólidos no reactivos de formación, pero en
los fluidos base aceite, no es posible conocer este tipo de información,
porque resulta imposible hacerles una prueba de MBT.
1.3.2. Propiedades Químicas.
Dureza: Es causada por la cantidad de sales, de calcio y magnesio disuelta
en el agua o en el filtrado del lodo. El calcio por lo general, es un
contaminante de los fluidos base de agua.
Cloruros: Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo.
Una alta concentración de cloruros causa efectos adversos en un fluido
base de agua.
Alcalinidad: La alcalinidad de una solución se puede definir como la
concentración de iones solubles en agua que pueden neutralizar ácidos.
Con los datos obtenidos de la prueba de alcalinidad se pueden estimar la
concentración de iones.
MBT (Methylene Blue Test): Es una medida de la concentración total de
sólidos arcillosos que contiene el fluido.
1.4. TIPOS DE LODO
Una forma simple en la que podemos agrupar los fluidos de perforación, puede ser
la siguiente:
Lodos Espumosos: Fabricados mediante la inyección de agua y agentes
espumantes dentro de una corriente de aire o gas creando un espuma
estable y viscosa o mediante la inyección de una base gel conteniendo un
agente espumante, su capacidad de acarreo es dependiente más de la
viscosidad que de la velocidad en el anular. En cuanto a los lodos aireados
en una base gel, tienen el propósito de reducir la cabeza hidrostática y
prevenir pérdidas de circulación en zonas de baja presión.
Lodos Base Agua: La bentonita es usada para tratar lodos de agua fresca
para satisfacer las necesidades Reologicas del lodo, así como para
controlar las pérdidas de fluido; obtiene su mejor desempeño en lodos que
contengan menos de 10,000 ppm (partes por millón) de cloruro de sodio, al
afectar grandemente sus propiedades. Los fosfatos (siendo el pirofosfato
ácido de sodio, el más usado) son químicos inorgánicos usados para
dispersar estos lodos cuyas viscosidades aumentan mediante la
contaminación con cemento o con sólidos perforados, sin embargo, no
reducen la pérdida de fluido y no son estables a temperaturas superiores a
los 150°F.
Rara vez un lodo formado a partir de solo bentonita es usado, gracias a su
facilidad a ser contaminado.
Lodos no Dispersos: Utilizados para perforar pozos poco profundos o los
primeros metros de pozos profundos (lodos primarios), en la mayoría de
casos compuesto de agua dulce, bentonita y cal apagada (hidróxido de
calcio), donde primero se hidrata la bentonita y luego se agrega cal, que le
da la capacidad de transportar recortes. El objetivo de este sistema es
reducir la cantidad total de sólidos arcillosos. No son muy estables a altas
temperaturas, aproximadamente 400°F.
Para el control de pérdidas de filtrado en estos lodos se recomienda
agregar a la mezcla, un polímero no iónico tal como el almidón que
respeten el punto de cedencia logrado por la cal.
Lodos de Calcio: Altamente tratados con compuestos de calcio, catión
divalente que inhibe el hinchamiento de las arcillas de las formaciones
perforadas, muy utilizados para controlar sales fácilmente desmoronarbles.
También aplicados en la perforación de secciones de anhidrita de
considerable espesor y en estratos con flujos de agua salada. Estos lodos
difieren de la otra base agua, en que las arcillas base sodio de cualquier
bentonita comercial o la bentonita que aporta la formación es convertida a
arcillas base calcio mediante la adición de cal o yeso, tolerando altas
concentraciones de sólidos arcillosos con bajas viscosidades a
comparación de los otros fluidos base agua fresca.
Lodos Dispersos: Muy útiles cuando se perfora a grandes profundidades o
en formaciones altamente problemáticas, pues presentan como
característica principal la dispersión de arcillas constitutivas, adelgazando el
lodo. Compuestos por bentonita, sólidos perforados y bajas
concentraciones de agentes dispersantes, tales como los lignosulfonatos y
lignitos; el PH de este lodo está entre 8.5 y 10.5.
Lodos Bajos En Solidos: Son aquellos lodos en los cuales la cantidad y
tipos de sólidos son estrictamente controlados. Estos no deben presentar
porcentajes en volumen de sólidos totales por encima de 10% y la relación
de sólidos perforados a bentonita.
La composición básica de estos lodos es: agua dulce o agua de mar,
cloruro de potasio, un polímero para inhibición (poliacrilamida
generalmente), un polímero generador de viscosidad, bentonita
prehidratada, almidón estabilizado, potasa cáustica o soda cáustica, y otros
aditivos como lubricantes.
Lodos Saturados con Sal: Nombre común para un lodo de perforación en
el que la fase agua está saturada (mínimo 189,000 ppm) de cloruro de
sodio (inclusive 315,000 ppm @ 68°F). El contenido salino puede provenir
propiamente del agua, mediante adición en la superficie o aporte de las
formaciones perforadas; varias sales pueden ser usadas según el propósito
específico, como las de sodio, calcio, magnesio y potasio. La base
convencional de estos lodos es la atapulguita o bentonita prehidratada y los
compuestos de almidón y carboximetilcelulosa (CMC) que son usados para
el control de pérdidas de fluido. Debe considerarse que:
Los lodos saturados con sal son de los mejores para perforar “sales”
problemáticos. No obstante, muchas veces se opta por no usar los lodos
saturados con sal por dos razones:
1) Requieren mayores cantidades de materiales para controlar sus
pérdidas de filtrado, debido a que son sistemas inhibidos
(presentan aditivos que impiden o limitan su reacción con las
formaciones perforadas), con grandes cantidades de sal común.
2) Dificultad para controlar sus propiedades Reologicas, por su
facilidad de dispersar en el lodo los recortes de la formación,
situación debida, principalmente a la caída de la concentración de
sal por debajo del punto de saturación o al aumento por encima de
los niveles máximos, de sólidos de baja gravedad específica, así el
agua permanezca saturada de sal.
Finalmente puede decirse que a pesar de estar las concentraciones de
sólidos dentro de los límites apropiados, un lodo saturado con sal
alcanza fuerzas de gel muy altas, sin embargo esta situación puede ser
remediada con la adición de lignosulfonatos y soda cáustica.
Lodos con Materiales Poliméricos: Son aquellos base agua dulce o
salada, que pueden contribuir:
Al control de pérdidas de filtrado y de propiedades Reologicas.
A la estabilidad térmica.
A la resistencia ante contaminantes.
A la protección de zonas potencialmente productoras.
A mantener la estabilidad de las formaciones atravesadas.
A dar lubricación a la sarta, prevenir pegas y corrosión.
A mantener el agujero limpio.
La desventaja relativa más prominente de los lodos con materiales
poliméricos parece ser su alto costo siendo superados en costo por lodos
base aceite y base material sintético.
Últimos Lodos Propuestos como Alternativa a los Fluidos Neumáticos:
En momentos en los cuales las técnicas de perforación, de bajo balance de
presión (underbalance) tienen gran aplicación en los Estados Unidos de
América (más del 12% de los pozos allí perforados durante 1997 se
planearon con este método), es así que se ha propuesto un nuevo sistema
de lodos que han sido probados en campo con éxito y que se constituyen
en una buena alternativa al uso de fluidos neumáticos, pues con ellos:
Se puede disponer de un lodo de muy baja densidad e incompresible.
Se eliminan los grandes compresores requeridos por los fluidos
neumáticos.
Lodos Base Aceite: Existen dos tipos principales de sistemas:
1) Lodos de Aceite; que contienen menos del 5% en agua y contiene
mezclas de álcalis, ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos
oxidados y diésel de alto punto de llama o aceites minerales no tóxicos.
Uno de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de
las zonas productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no
pueden afectarlos y tiene gran aplicación en profundidad y altas
temperaturas, también son especiales para las operaciones de
corazonamiento.
2) Emulsiones Invertidas: Estos sistemas contiene más del 50% en agua,
que se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes
especiales; este lodo es estable a diferentes temperaturas.
El uso de estos dos tipos de lodos requiere cuidados ambientales debido a
su elevado poder contaminante. Pueden pesar 7.5 lpg (libras por galón) sin
el uso de materiales pesantes. Estos lodos han sido empleados con éxito
para muchas tareas de perforación con: pozos profundos con condiciones
extremas de presión y temperatura; problemas de pega de tubería y de
estabilidad de pozo; necesidad de atravesar zonas que contienen sales,
yeso o anhidrita; presencia de sulfuro de hidrógeno hallazgo de
formaciones potencialmente productoras; gran necesidad de minimizar la
fricción y los torques (en pozos altamente desviados). Lastimosamente su
carácter contaminante ha restringido su uso.
Lodos Cuya Fase Continua es “Material Sintético (producido por
síntesis química)”: Esta nueva clase de lodos –denominados “lodos
basados en seudo-aceite” – poseen la mayoría de propiedades de los lodos
con fase continua aceitosa y con su uso se podrían disminuir los grandes
problemas de contaminación causados, pero muchos de ellos presentan
toxicidad acuática. Aun así, algunos autores recomiendan estos nuevos
lodos como una alternativa al uso de lodos cuya fase continua es aceite.
Otras desventajas son: el costo (varios cientos de dólares por barril,
situación que se agravaría con la presencia de pérdidas de circulación) y su
poca estabilidad a altas temperaturas. Entre los materiales sintéticos más
empleados se encuentran: Ester; Éter, Poli-alfa-olefina, Alquil-benceno-
lineal y Alfa-olefina lineal.
5. CASO DE EXAMEN DE GRADO.Tema: UPSTREAM (FLUIDOS DE PERFORACION)
Durante la perforación del pozo Margarita que abarca gran parte de la serranía
Caipipendi de la provincia Gran Chaco, en el departamento de Tarija al llegar a los
4530m de profundidad se registró un amago de descontrol con un aumento de
nivel en el fluido presente en los tres cajones de lodo que subió de un medio a 6/8
de altura, los tanques son rectangulares tienen 1.8m de alto, 5m de largo y 2m de
ancho. Al cerrar preventores se registró en superficie 600Psi, y en el espacio
anular 1100 Psi. Se está utilizando para ello el siguiente arreglo: La primera
cañería cementada que se tiene es una cañería de 9 3/8” x 8.55”, el zapato de
esta cañería a 3150m, el diámetro promedio del pozo según registros es de 8”. Se
tiene un arreglo de tubería de perforación de 4 ½” x 3.286”, por debajo de esta
tubería se desplazan 7Bbl de lodo en el interior del porta mecha de 5” x 3.75”,
también se tienen 15Bbl de lodo en el espacio anular entre el pozo y el segundo
portamecha de 6 ½” x 2.25”. Como datos adicionales tenemos:
Datos del lodo Datos del trepano Datos de la bomba Normas de perforación
dl=1.29 gr/cc Tipo HP 2 TRIPLEX WOB=20000 lbsVP=25cp Boq: dc=6.5” RPM=90YP=45 16/32-16/32-16/32 Lc=17” EPM=55
Baritina 100Lb/sx Diam=10” e=85% Equipo 3
HHP=1400PsiPara resolver la situación se pide:
1. Indicar que fluido ingreso al pozo y explique por qué sus conclusiones.
2. Realizar el diseño para controlar el pozo
3. Determinar las Perdidas de fricción que se genera en el sistema aplicar el
Modelo de Bigham
4. Indique cuales son los pasos que debe seguir la empresa operadora
5. Averiguar en la norma ISO 9001, en que requisito habla de proveedores.
6. Según el requisito encontrado desarrollar un procedimiento para evaluar la
calidad de los proveedores de las tuberías de perforación.
5.1. Resolución del Caso Calculo del volumen en cajones; antes y después.
3 cajones
B=5m
L=2m Cajón rectangular
h=1.8m
Inicial= ½
Después= 6/8
hLBgularrecCajon **tan_
mmmgularrecCajon 8.1*2*5tan_
318tan_ mgularrecCajon
Calculo de volumen de influjo en el tanque
Diseño del pozo
V1
V6
V7
Volumen tanque inicial Volumen en el tanque después
TTITI ANNTV *º*
18*3*2
1TIV
33
1
281.6*27
m
BblmVTI
BblVTI 82.169
TTtdTD ANNV *º*
318*3*8
6mVTD
33
1
2898.6*50.40
m
BblmVTD
BblVTD 74.254
TITDIT VVV
BblBblVIT 85.16974.254
BblVIT 91.84
Calculo de alturas y volúmenes.
En el interior de la sarta En el espacio anular
Alturas
Volúmenes
Cálculo de volumen total
V4
V6
hID
VI *314
2
hODID
VEA *314
22
2
*314
ID
Vh
2275.3
7*314 Bblh
mh 30.1562
224 5.68
15*314
Bblh
mh 55.2164
30.15655.24645301 h
mh 15.41571
315015.41576 h
mh 15.10076
15.4157*314
286.3 2
1 V
BblV 95.1421 BblV 72
55.216*314
25.2 2
3 V
BblV 49.33
BblV 154
30.156*314
58 22
5
V
blV 41.195
15.1007*314
5.48 22
6
V
BblV 33.1466
3150*314
5.455.8 22
7
V
BblV 21.5307
En el interior de la sarta En el espacio anular
Volumen total
Calculo del tipo de influjo que ingreso al pozo
Tramo del influjo
El influjo se encuentra en el tramo 6
Distancia del influjo tramo 6
Tope del influjo Influjo desde fondo de pozo
Presión de formación y presión hidrostática
Densidad del influjo
321 VVVVI
49.3795.142 IV
BblVI 44.153
7654 VVVVVEA
21.53033.14641.1915 EAV
BblVEA 95.710
EAIT VVV
95.71044.153 TV
BblVT 39.864
.....4.. VVT INFINF
41.191591.84. INFT
BblTINF 50.50.
22 5.48
91.69*314
h
75.501h
m365575.50115.4157 m60.87455.21630.15675.501
hP LH **42.1
4530*29.1*42.1HP
PsiPH 05.8298
SIDPPPP HF *
60005.8298 FP
PsiPF 05.8898
EAInt PP .
.IntHH PSICPPPIDPPP
)**42.1()(*42.1**42.1 .. InfLIfnfPozoLPozoL hSICPPhhSIDPPh
)6.874**42.1(1100)6.8744530(*29.1*42.1600453029.142.1 .Inf
8898 .05=7795 .96(1 .42∗γ Inf .∗874 .6 )
8898 .05−7795 .961 .42∗874 .6
=γ Inf .
0 .89
grcc
=γ Inf .
El influjo es petróleo porque su densidad es de 0.89 para que sea petróleo tiene
que estar entre 0.80 y 0.95.
Diseño del nuevo pozo
Densidad del nuevo lodo
γ NL .=γL+SIDPP
1 .42∗hPozo
+ ¿P1.42hPozo
γ NL .=1.29+6001.42∗4530
+(1100−600 )1 .42∗4530
γ NL .=1.46gr
cc
Presión inicial y final de circulación
P IC=PBba+SDPP
P IC=3503 .09+600
P IC=4103 .09 Psi
Volumen de desplazamiento de la bomba.
V DB=0 .0102∗dc2∗lc∗e
V DB=0 .0102∗6 .52∗17∗85%
V DB=12.45GPE
V DB=6 .22GPE∗2
V DB=12.45GPE
Caudal de bomba
QB=vB∗V DB
QB=55 EPM∗12 .45GPE
QB=685GPM
Presión de bomba
HHP=PB∗QB
1714
PB=HHP∗1714
QB
PB=1400∗1714685
PB=3503 .09 Psi
Presión final de circulación
Pfc=PB
γNLγL
Pfc=3503 .09∗1.461 .29
Pfc=3964 .74 Psi
Volumen del nuevo lodo
V i=V T+V Tanq . Ini .
V i=864 .39+169 .82
V i=1034 .21Bbl
Densificador de lodo “baritina”
V Bari=V i (γNL−γLγBari−γ NL
)
V Bari=1034 .21Bbl (1 .46−1.294 .2−1.46
)
V Bari=56 .62Bbl
Sx de baritina
γ=MV M=V∗γ
56 .62Bbl∗159 Lts1Bbl
∗1000Cc1Lts
=9002580Cc
M=9002580Cc∗4 .2grcc
M=37810836 gr∗0 .002205 Lbs1 gr
M=83372 .89 Lbs∗ 1Sx100 Lbs
x=7517 .94 Sx≈758 Sx
Perdida de fricción Bigham.
Interior de la sarta
v i=QB
2.448∗di 2 vc=
1.08∗VP+1.08∗√VP2+12.34∗di2∗YP∗γLγL∗di
Laminar
Pf=V∗P∗L∗v i1500∗d i
+ YP∗L225∗di
Turbulento
Pf=γ 0.75∗v
i1.75∗VP
0. 25∗L
1800∗di1 .25
Tubería de perforación.
o Velocidad media
v i=685
2.448∗3 .2862
v i=25 .91ftseg
o Velocidad critica
vc=1.08∗25+1 .08∗√252+12.34∗3 .4482∗45∗1 .29
1 .29∗3 .448
vc=8 .49ftse
Turbulento
Pf=1.290 .75∗25 .911.75∗250 .25∗( 4157 .15∗3 .281)1800∗3 .2861.25
Pf=1379 .40 Psi
Primer portamecha.
o Velocidad media o Velocidad critica
v i=685
2.448∗3 .752
v i=19 .90ftseg
vc=1.08∗25+1 .08∗√252+12.34∗3 .752∗45∗1.29
1 .29∗3 .75
vc=7 .00ftse
Turbulento
Pf=1.290 .75∗19 .901.75∗250 .25∗(156 .30∗3 .281 )1800∗3 .751 .25
Pf=27 .70Psi
Segundo portamecha.
o Velocidad media
v i=685
2.448∗2 .252
v i=55 .27ftseg
o Velocidad critica
vc=1.08∗25+1 .08∗√252+12.34∗2 .252∗45∗1 .29
1 .29∗2 .25
vc=14 .91ftseg
Turbulento
Pf=1.290 .75∗55 .271.75∗250 .25∗(216.55∗3 .281 )1800∗2.251 .25
Pf=3413 .36Psi
En el Espacio Anular
o Velocidad media
v i=QB
2.448∗(dH−dP)2
o Velocidad critica
vc=1.08∗VP+1.08∗√VP2+9 .26∗(d
H2−d
P2)∗YP∗γL
γL∗(dH−dP )
Laminar
v i=VP∗L∗v i
1000∗(dH2
−dP2
)+ YP∗L200∗(dH−d P)
Turbulento
Pf=γL0 .75∗v
i1.75∗VP
0 .25∗L
1396∗( dH−d P)1 .25
Tramo 4
o Velocidad media
v i=685
2.448∗(82−6 .52)
v i=12 .89ftseg
o Velocidad critica
vc=1.08∗25+1 .08∗√252+9 .26∗(82−6 .52)∗45∗1.29
1 .29∗(8−6 .5)
vc=75 .90ftseg
Laminar
v i=25∗(216 .55∗3 .281)∗12.891000∗(82−6 .52 )
+45∗(216 .55∗3 .281)200∗(8−6 .5 )
v i=118.53 Psi
Tramo 5
o Velocidad media
v i=685
2.448∗(82−52 )
v i=7 .17ftseg
o Velocidad critica
vc=1.08∗25+1 .08∗√252+9 .26∗(82−52 )∗45∗1 .29
1 .29∗(8−5 )
vc=47 .98ftseg
Laminar
v i=25∗(156 .30∗3 .281)∗7 .171000∗(82−52 )
+45∗(156 .30∗3.281)200∗(8−5)
v i=40.82 Psi
Tramo 6
o Velocidad media
v i=685
2.448∗(82−4 .52 )
v i=6 .42ftseg
o Velocidad critica
vc=1.08∗25+1 .08∗√252+9 .26∗(82−4 .52 )∗45∗1 .29
1 .29∗(8−4 .5 )
vc=43 .15ftseg
Laminar
v i=25∗(1007 .15∗3 .281)∗6 .421000∗(82−4 .52 )
+45∗(1007 .15∗3 .281 )200∗(8−4 .5 )
v i=224 .55 Psi
Tramo 7
o Velocidad
media
v i=685
2.448∗(8.552−4 .52)
v i=5 .29ftseg
o Velocidad critica
vc=1.08∗25+1 .08∗√252+9 .26∗(8.552−4 .52)∗45∗1.29
1 .29∗(8 .55−4 .5)
vc=40 .39ftseg
Laminar
v i=25∗(3150∗3 .281 )∗5 .291000∗(8 .552−4 .52 )
+45∗(3150∗3 .281)200∗(8 .55−4 .5 )
v i=832 .78 Psi
Indique cuales son los pasos que debe seguir la empresa operadora
En caso de que se presentara un derrame de fluido de perforación el
procedimiento es el siguiente, establecido por el Reglamento ambiental para el
sector hidrocarburífero (RASH) artículo 124 y 125
Art. 124.- Establece que todos los derrames de hidrocarburos, agua salada o
químicos fuera del sitio o dentro del sitio cuyos volúmenes sean superior a 2
metros cúbicos, deben ser inmediatamente comunicados a la “Organización
sectorial Competente de la secretaria nacional de energía “ (OSC)
Art. 125.- En la eventualidad de producirse un derrame, la Responsable en un
plazo no mayor a los 10 días hábiles siguiente a este, deberá efectuar la
comunicación al OSC, presentando en forma escrita la siguiente información:
a) Hora y fecha en que ocurrió el derrame.
b) Descripción de las principales circunstancias del derrame.
c) Argumentación detallada de los procedimientos de operación y
recuperación de derrames utilizados.
d) Exposición de los procedimientos a ejecutarse para prevenir en el futuro
derrames similares.
e) Descripción del programa propuesto para la rehabilitación del sitio.
El tiempo límite es de 10 días hábiles como máximo.
Averiguar en la norma ISO 9001, en que requisito habla de
proveedores.
El requisito 7.4.1 “Proceso de compras”: La organización debe asegurarse de
que el producto adquirido cumple los requisitos de compra especificados. El tipo y
el grado del control aplicado al proveedor y al producto adquirido deben depender
del impacto del producto adquirido en la posterior realización del producto o sobre
el producto final. La organización debe evaluar y seleccionar los proveedores en
función de su capacidad para suministrar productos de acuerdo con los requisitos
de la organización. Deben establecerse los criterios para la selección, la
evaluación y la re-evaluación. Deben mantenerse los registros de los resultados
de las evaluaciones y de cualquier acción necesaria que se derive de las mismas
Según el requisito encontrado desarrollar un procedimiento para
evaluar la calidad de los proveedores de las tuberías de perforación.
Ejemplo de tales criterios son:
Evaluación de proveedores: Se debe llevar a cabo de forma continua
partiendo de una evaluación inicial, continuando con una reevaluaciones
periódicas.
Análisis de los Plazos de Entregas: Se verifica si el producto o servicio
comprado está disponible en el momento acordado, ni antes ni después.
Cumplimiento de estándar de especificaciones técnicas: Se comprueba
si el producto o servicio comprado alcanza el estándar exigido.
Calidad del Servicio que presta: Se analiza si la gestión del proveedor
ocasiona o no inconvenientes, cómo responde a reclamos o solicitudes, etc.
Confiabilidad: Demostración de que lo suministrado es confiable
repetitivamente.
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
6.1. Conclusiones
Los fluidos juegan un papel muy importante en cualquier proceso, ya sea para las
reparaciones, terminaciones y perforación, la condición del fluido puede
incrementar el rendimiento general del equipo y minimizar el daño potencial a la
formación. Los fluidos deben ser controlados para asegurar que cumplan con las
especificaciones necesarias, el control del fluido en los cajones puede indicar la
presencia de problemas en el pozo.
6.2. Recomendaciones
Área de preparación “Zaranda”
7. Anexos
Sistema de circulación
Área de acondicionamiento “Desarenador”
Área de acondicionamiento “Desgasificador”
Área de preparación “Almacén”
Área de preparación “Tolva mescladora”
Área de preparación “Tanque mesclador de químicos”
Área de preparación “Tanque de Agua”
8. BIBLIOGRAFÍA