1. DISEÑO DEL POZO 1.1 FASE 1 (HUECO CONDUCTOR) - OPERACIONES REQUERIDAS

Objeto: controlar los fluidos que podrían entrar al pozo durante la perforación mediante el uso del DIVERTER.

1. Perforación del hueco2. Acondicionar el hueco para revestirlo3. Revestir el hueco4. Cementar el revestimiento con retorno a superficie5. Esperar fragüe (wait on cement, WOC)6. Cortar revestimiento7. Instalar WHA (Well Head Assembly)8. Instalar DIVERTER9. Drill out

1.2 FASE 2 (HUECO DE SUPERFICIE) - OPERACIONES REQUEREIDAS

Objeto: disponer de integridad suficiente para la instalación del conjunto de BOP.

1. Perforar intervalo para prueba de integridad2. Hacer prueba de integridad (FIT o LOT)3. Perforación del hueco4. Acondicionar el hueco para registrar5. Registrar el hueco6. Acondicionar el hueco para revestirlo7. Revestir el hueco8. Cementar el revestimiento con retorno a superficie9. Esperar fragüe (WOC: wait on cement)10. Instalar WHA11. Instalar conjunto de BOP12. Drill out

1.3 FASE 3 - 4 - … - n (FASES INTERMEDIAS)

Objeto: separar problemas operacionales.

1. Perforar intervalo para prueba de integridad2. Hacer prueba de integridad (FIT o LOT)3. Perforación del hueco4. Acondicionar el hueco para registrar5. Registrar el hueco6. Acondicionar el hueco para revestirlo7. Revestir el hueco8. Cementar el revestimiento SIN RETORNO A SUPERFICIE9. Colgar revestimiento10. Instalar WHA

11. Instalar conjunto de BOP12. Drill out

OBSERVACIÓN 1: EL NÚMERO DE FASES DEPENDE DE LOS PROBLEMAS POTENCIALES ESPERADOS.

1.4 FASE n+1 (HUECO DE PRODUCCION) – OPERACIONES REQUERIDAS

Objeto: revestir los intervalos de producción (contienen hidrocarburos).

OBSERVACION 1:

Los estados mecánicos de cualquier pozo petrolífero incluyen de manera obligatoria las fases de hueco conductor, hueco de superficie y hueco de producción por razones técnicas, de seguridad operacional y éxito exploratorio.

El HUECO CONDUCTOR se justifica para controlar los influjos de gas o agua en superficie sin disponer de integridad.

El HUECO DE SUPERFICIE se justifica para el control del fluido de formación y aplicar las técnicas de well control de ser requerido.

El HUECO DE PRODUCCION requiere ser perforado sólo, sin involucrar problemas operacionales de otras formaciones para evitar el daño de formación (lo cual impediría la producción de petróleo o gas).

2. PROBLEMAS POTENCIALES DURANTE LA PERFORACIÓN

2.1 PROBLEMAS POTENCIALES ASOCIADOS A LA LITOLOGIA DE LAS FORMACIONES

Problemas asociados a areniscas (Los granos se encuentran cementados).o Alta dureza y abrasividad cuando el cemento de las areniscas es silíceo.o Hueco estrecho ( tight hole), considerando que las areniscas son de alta permeabilidad, se forma

cake (torta) y esto restringe el diámetro de hueco. (imagen 1)

o Hueco grande (wash out), se presenta cuando hay areniscas regular cementadas pero con una permeabilidad muy mala, por lo tanto no se forma cake. Es importante anotar que cuando las rocas no tienen permeabilidad no se forma cake y por tanto se derrumban. (imagen 2)

Observación 1: la tensión (over pool; OP) es un indicador de una restricción de hueco estrecho cuando la sarta de perforación se mueve hacia arriba.

Observación 2: cuando se toman registros eléctricos las areniscas wash out indican que son malos reservorios.

Observación 3: el torque es la medida de la restricción que tiene un cuerpo para girar, en caso de perforación es la restricción que presenta la sarta de perforación para rotar.

Observación 4: la compresión (slack off) es la restricción que se presenta en un hueco a mover la sarta de perforación hacia abajo

Problemas asociados a arenas (Los granos se encuentran sueltos).o El único problema que se presenta en una arena es wash out, pero para que esta situación ocurra

la arena debe ser muy sucia y por lo tanto no tener permeabilidad. O ser pobremente cementada.

Problemas asociados a arcillolitas de alta solubilidad (Absorben agua, son plásticas y pegajosas). (imagen 3)

o Tight hole debido a hinchamiento por absorción de agua (desestabilización química)

Problemas asociados a arcillolitas de baja solubilidad (No absorben agua, no son pegajosas). (imagen 4)

o Wash out, se presentan porque no son permeables y por lo tanto no se forma cake. Problemas asociados a Lutitas (Fisiles y frágiles, son las rocas que generan la mayor cantidad de pegas en

perforación de pozos petrolíferos). o Wash out, debido a la característica de fisilidad (se comporta como las hojas de un cuaderno que

han sido cortadas).

Observación 1: cuando las lutitas se derrumban como las hojas de un libro cortadas, se presenta perdida de retorno y el primer síntoma es incremento de presión. Este problema se denomina empaquetamiento o Packing off. (Imagen 5)

Observación 2: la restricción del lodo a fluir se llama fricción, y esto ocasiona las pérdidas del sistema (PSI; libras por pulgada cuadrada (lb/in2)) y se mide con el manómetro del st and pipe. (imagen 6)

Problemas asociados a las Limolitas (Rocas duras, no derrumbables, se usan para hacer los discos, para afilar cuchillos, no tienen permeabilidad)

o In gage (se queda en el diámetro de la broca con la cual fue perforada) y cuando se encuentra intercalada con lutitas y arcillolitas se presenta el problema más severo de la perforación que se llama ledges (intercalaciones de huecos grandes y huecos estrechos). (imagen 7)

Observación: los ledges asociados a trayectorias del hueco complejas hacen que el pie de monte llanero sea el campo más difícil del planeta.

Problemas asociados con las Calizas (muy duras)o Las calizas muy duras intercaladas con lutitas presentan problemas de ledges, sin embargo estas

intercalaciones no son muy comunes.o Las calizas intercaladas con arcillas presentan los mismos problemas asociados a las arcillolitas de

alta solubilidad.

Problemas asociados con Chert (Altamente abrasivo sin porosidad). Chert es una roca sedimentaria rica en silíce de grano fino microcristalina, criptocristalina o microfibrosa que pueden contener pequeños fósiles.

o Los problemas asociados son alta abrasividad

Problemas asociados con Conglomerados (Mezcla de granos gruesos con cemento arcilloso)o Cuando los conglomerados no están cementados presentan problemas asociados a wash out. o Cuando los conglomerados son cementados podrían presentar problemas asociados a tight hole.

Observación: (imagen 8) la velocidad anular en las zonas de wash out tiende a cero, por lo tanto las zonas de wash out son zonas potenciales para que ocurran empaquetamientos de hueco.

Observación 2: el empaquetamiento del hueco es la formación de un tapón de ripio en el anular que no permite que el fluido se mueva hacia arriba y por lo tanto este problema se identifica con incremento de la presión del stand pipe.

2.2 PROBLEMAS ASOCIADOS A LOS ESFUERZOS Y EL ESTADO GEOMECANICO D EL ROCAObservación: la ecuación matemática principal de la estática es ∑F=0Observación 2: la ecuación matemática de la dinámica es ∑ F= m*aObservación 3: la ecuación matemática principal de la perforación de un pozo es

PH= 0.052*ρ *h Donde: PH es la presión hidrostática ρ es la densidad en ppg (libras por galón) h es la profundidad en pies (ft).

Los conceptos matemáticos que se utilizan para deducir la ecuación de PH son los que se relacionan a continuación:

Densidad (ρ): masa / volumen Fuerza: masa X aceleración de la gravedad. Presión: fuerza / área. Conversión de unidades métricas a inglesas

TAREA: DEMOSTRAR MATEMATICAMENTE LA ECUACION PH (BIBLIOGRAFIA LIBRO RABIA)

2.2.1Presión hidrostática: la presión hidrostática matemáticamente se define con la siguiente ecuación:

PH= 0.052*ρ *hObservación 1: en la perforación de un pozo la presión hidrostática es generada por el lodo que se encuentra llenando el pozo. Imagen 9

PH= 0.052*MW *hMW= ρ= densidad del lodo (ppg)

Nota: Cuando la presión hidrostática es muy alta con respecto a la presión de formación (Pf), existe buena permeabilidad en las formaciones y el pozo se queda con la sarta de perforación sin circulación por largos tiempos se presenta PEGA DIFERENCIAL DE TUBERIAEn muchas áreas la presión hidrostática genera pegas diferenciales durante las operaciones de conexiones de tuberías.

Observación 2: la presión hidrostática debe ser ligeramente mayor que la presión De formación y de esta manera se evita que los fluidos de las formaciones entren al pozo. Cuando los fluidos de formación entran al pozo se dice que hay un INFLUJO, ARREMETIDA O PATADA DEL POZO.

Observación 3: normalmente en la industria se utiliza PH-Pf=200 psi, si se utiliza una PH muy alta se corren o se deben asumir los siguientes riesgos:

Inducir fracturas en el pozo. Invasión de fluidos a la formación productora y por tanto daño a la permeabilidad de la formación lo cual

implica un pozo seco (no productor).

Observacion 4: los riesgos que se asumen cuando la presión hidrostática es muy baja:

Influjo de fluidos

Colapso de la formación o inestabilidad mecánica de la formación (derrumbe de la formación perforada)

Observación 5: la presión de formación se determina de acuerdo con los siguientes procedimientos:

Pruebas de formación (DST) Registros eléctricos Simulación de los perfiles sísmicos. Simulación de los datos de registro eléctricos adquiridos en pozos de correlación.

Los DST y los datos adquiridos con registros eléctricos de Pf son los únicos datos confiables y las simulaciones mencionadas son simplemente asunciones.

Ejemplo: se está perforando un pozo a una profundidad de 5.000 ft con un lodo de 14 ppg. Cual es la presión hidrostática a 5.000 ft?

Solución: la presión hidrostática es de 3.640 psi (0.052*14*5.000)

¿Cuál es la presión de formación ( Pf)?

Solución: la presión de formación es de 3.440 psi (PH-200), no obstante lo único que podemos afirmar de P f es que no es mayor a 3.640 psi.

Observación 6: EMW (imagen 11) es MW mas las perdidas por fricción en el anular (Pa) y se expresa matemáticamente con la siguiente ecuación

EMW= MW + MWa

Pa= perdidas de fricción en el anular

Pa= 0.052*MWa*h

MWa=Pa/(0.052*h)

EMW=MW+ Pa/(0.052*h)

2.2.2 PRESION DE FRACTURA

La presión de fractura de una formación es aquella presión con la cual se presenta fractura de la misma, la prueba se realiza de acuerdo con el siguiente procedimiento: (imagen 12)

Homogenizar MW de acuerdo al programa de perforación. Perforar de 15 a 30 ft por debajo del zapato del revestimiento (punto donde queda la base del

revestimiento). Meter la broca dentro del revestimiento Con unidad de cementación bombear lodo a una rata mínima de bombeo (0.5 bpm; barriles por minuto). Determinar presión de fractura y EMW.

Diferencia entre LOT y FITLa presión de fractura se determina mediante una prueba que se llama LOT (leak off test) o Formation Intregrity Test (FIT).

LOT: leak of f test es aquella prueba de integridad de la formación que se efectúa hasta alcanzar el punto de fractura.

FIT: es aquella prueba de integridad que se suspende antes de alcanzar el punto de fractura. Ecuación matemática para determinar la presión de fractura

EMW=MW+Ps/(0.052*h)Donde

MW= densidad del lodo Ps= Presion a la cual se efectua LOT o FIT h= profundidad del zapato

Observación 1: cuando se hace una conexión se sigue el siguiente procedimiento:

circular 5 minutos para que los cortes queden lo más arriba posible. Mover la sarta de perforación con rotación y bombeando hacia arriba mínimo 5 ft (back reaming). Continuar sacando la sarta de perforación hasta la profundidad que permita la altura de la torre (60-

90 ft; hay taladros que permiten sacar por dobles o sea dos tubos conectados que miden 60 ft y hay taladros que permiten sacar triples o sea 3 tubos conectados que miden 90 ft). Lo dobles y/o triples se denominan paradas (stand).

Bajar la sarta de perforación con rotación y bombeando hasta el fondo del pozo (TD; total depth). Esta operación se denomina reaming.

Circular 5 minutos para levantar los cortes hacia arriba y suspender el bombeo.

Nota: cuando se suspende el bombeo se elimina la pérdida de fricción en el anular por tanto Pa es igual a cero, esto indica que al suspender el bombeo se disminuye MW .Nota 2: como consecuencia de la disminución de MW durante una conexión se genera en algunos casos el gas de conexión. Nota 3: el gas de conexión es un indicador de que se requiere incremento de MW.Nota 4:

MWP Máximo MWBarita 18 ppgHematita 21 ppgCarbonato de Calcio 12 ppg

Ejemplo: cual es la presión de superficie requerida para disponer de EMW= 18 ppg, con los siguientes datos MW=10 ppg, hzapato=2500 ft

Solución: Ps=1040 psi

Ejemplo 2: se hizo una LOT que dio los siguientes resultados EMW=28 ppg, calcular la presión de superficie con el cual se logro ese EMW se tiene un zapato=5000 ft y MW=14 ppg

Solución: Ps=3640 psi

Gradiente de presión: es la relación matemática entre la presión y la profundidad del pozo (psi/ft)

2.3 PROBLEMAS ASOCIADOS A LAS CARACTERISTICAS QUIMICAS DE LAS FORMCAIONESSon los problemas que resultan de la incompatibilidad química del fluido de perforación y las características químicas de la formación.

2.4 PROBLEMAS ASOCIADOS A LOS TIPOS DE FLUIDOS CONTENIDOS EN LAS FORMACIONESLos tipos de fluidos contenidos en las formaciones no generan problemas operacionales debido a que no se permite el ingreso de estos fluidos al pozo mediante un control adecuado de PH

2.5 PROBLEMAS ASOCIADOS A LA PRESION DE LOS FLUIDOS EN LAS FORMACIONESLa presión de los fluidos se denomina presión de formación y el desconocimiento de este parámetro puede generar el problema más complejo de la perforación que es un disparo de pozo (blow out), debido a que no es posible el manejo adecuado de MW.

2.6 PROBLEMAS ASOCIADOS A LA INTEGRIDAD DE LAS FORMACIONES PERFORADASLos problemas asociados a la integridad de las formaciones son pérdidas de circulación, esta situación se puede presentar por baja integridad debido a presencia de falla normales o de zonas fracturadas y/o microfracturadas.

2.7 PROBLEMAS ASOCIADOS A LA GEOMETRIA DE LA TRAYECTORIA DEL POZO Los cambios bruscos de inclinación y de azimut generan trayectorias con alto grado de complejidad para meter y sacar tubería asociado a estos problemas se encuentran los “pata de perros” o “ojo de llave”.

2.8 PROBLEMAS ASOCIADOS A LA TEMPERATURA

Los problemas asociados a la temperatura son los mismos problemas asociados a altas presiones y/o presiones anormales de formación.