manual de perforacion y mantenimiento de pozos pemex

8/9/2019 Manual de Perforacion y Mantenimiento de Pozos PEMEX

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PRIMERA EDICIÓN, 2003

COPYRIGHT© 2003

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

DERECHOS RESERVADOS

IMPRESO EN MÉXICO

ABRIL/2003



i

Í N D I C E

1. YACIMIENTOS Y PRESIONES............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .......... 11.1 POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS............. ... 31.2 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA.............. ............. ............. ............. ............ 71.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON....... 81.4 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.... 111.5 INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS............ ............. ............. .......... 131.6 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. ... 17

2. PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LA PERFORACIÓN DEL POZO ............. ............. ............ 212.1. FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL POZO ............ ............. ........ 232.2. CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN..... ............. ............ 262.3. FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN...... .............. ..... 282.4. APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. ... 30

3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS ............ ............. ............. .......... 313.1 PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN............ .............. ............. ............. . 333.2 PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES

REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN............. .............. ..... 383.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO

DE PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA. .............. ............. ... 433.4 DESPLAZAMIENTO ............ .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. ............. . 463.5 PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA............ ............. ............. .............. ............. ............. ............ 513.6 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. ... 54

4. HIDRÁULICA ................................................................................................................................ 554.1 PARÁMETROS PARA LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA............. ............. ............. .............. ..... 57

4.2 DISEÑO DE UN PROGRAMA HIDRÁULICO PARA PERFORAR............ ............. ............. .......... 654.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA. ............. ............. .......... 674.4 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. ... 68

5. ANÁLISIS DE FUERZAS EN HERRAMIENTAS Y TUBERÍAS............ ............. ............. .......... 735.1. CÁLCULO DE LA FUERZA RESULTANTE ............. ............. ............. ............. .............. ............. ... 755.2 ANÁLISIS DE FUERZAS EN EMPACADOR Y EN SELLOS

(PBR/SELLOS MOLYGLASS)............... ............. ............. .............. ............. ............. ............. .......... 765.3 FUERZA RESULTANTE CON PRESIÓN DE FORMACIÓN EN EL POZO ............ ............. .......... 795.4 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. ... 81

6. DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN ............ ............. ............. ............. ............. .............. ..... 836.1 PROPIEDADES DE LOS MATERIALES............. ............. .............. ............. ............. ............. .......... 85

6.2 ELIPSE DE ESFUERZOS BIAXIALES....... .............. ............. ............. ............. ............. .............. ..... 926.3 ANÁLISIS DE ESFUERZOS A QUE SOMETEN LAS TUBERÍASPOR TENSIÓN, COLAPSO Y TORSIÓN.......... ............. ............. .............. ............. ............. ............ 94

6.4 DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN POR TENSIÓNY POR ESFUERZO BIAXIAL........ ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ..... 99

6.5 RECOMENDACIONES PARA EL CUIDADO E INSPECCIÓN DELA TUBERÍA DE PERFORACIÓN.................. ............. ............. ............. .............. ............. ............ 101

6.6 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. . 107



ii

7. CEMENTACIONES ..................................................................................................................... 1137.1 PROPIEDADES API DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.................... .............. ............. . 1157.2 SELECCIÓN Y ESFUERZOS QUE SE CONSIDERAN EN EL DISEÑO

DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO....... ............. .............. ............. ............. ............. ............. ...... 1257.3 ESFUERZOS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DURANTE

LA INTRODUCCIÓN, CEMENTACIÓN Y POSTERIOR A LA CEMENTACIÓN.............. .......... 1357.4 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE LA LECHADA Y RENDIMIENTO............. ............. .............. ... 1487.5 DISEÑO DE UNA LECHADA DE CEMENTO............. ............. ............. .............. ............. ............ 1507.6 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. . 151

8 CABLE DE PERFORACIÓN......... .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. . 1578.1 PROGRAMA DE DESLIZAMIENTO Y CORTE DE CABLE............. ............. ............. .............. ... 1598.2 INSPECCIÓN Y EVALUACIÓN DE PROBLEMAS EN EL

CABLE DE PERFORACIÓN................... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ........ 1648.3 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. . 170

9. CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL............ ............. ............. ............. .............. ... 1739.1 ARREGLOS DE PREVENTORES (API)..... .............. ............. ............. ............. ............. .............. ... 1759.2 ANÁLISIS DE UN ARREGLO DE PREVENTORES............. ............. ............. ............. .............. ... 1779.3 PRUEBAS OPERATIVAS DE LOS PREVENTORES CON

LA UNIDAD DE CIERRE (API) ............. ............. ............. .............. ............. ............. ............. ........ 1809.4 LEY DE LOS GASES............... ............. ............. ............. ............. .............. ............. ............. .......... 1829.5 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO HIDRÁULICO

EN LA UNIDAD DE CIERRE............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. ............ 1849.6 DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTER)............. ............. ............. .............. ............. ............. .......... 1859.7 INSPECCIÓN EN LA INSTALACIÓN DE LAS CONEXIONES

SUPERFICIALES DE CONTROL............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. ...... 1869.8 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. . 187

10. BARRENAS .................................................................................................................................. 19110.1 SELECCIÓN DE UNA BARRENA TRICÓNICA O

DE CORTADORES FIJOS (PDC) PARA PERFORAR. ............ ............. ............. .............. ............. . 19310.2 TECNOLOGÍA DE LOS CORTADORES FIJOS......... ............. ............. ............. .............. ............. . 20910.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LAS BARRENAS........... ............. ............. .............. ............. . 21610.4 ANÁLISIS DEL COSTO POR METRO... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ........ 22410.5 ANÁLISIS DE IGUALDAD DE COSTO ENTRE BARRENAS ............ ............. .............. ............. . 22510.6 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. . 231

11. TERMINACIONES ...................................................................................................................... 23311.1 ACCESORIOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN ............ ............. ............. ............. ............. ...... 23511.2 SELECCIÓN DE EMPACADORES............ .............. ............. ............. ............. ............. .............. ... 23711.3 CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS.... ............. ............. .......... 25111.4 FRACTURAMIENTOS ............ ............. ............. ............. ............. .............. ............. ............. .......... 25311.5 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. . 255



iii

12. PERFORACIÓN DIRECCIONAL...... ............. ............. ............. .............. ............. ............. .......... 25712.1 DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL..................... ............. ............. ............. .............. ............. . 25912.2 CÁLCULOS DE LA TRAYECTORIA DEL POZO .............. ............. ............. ............. ............. ...... 27612.3 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. . 288

13. INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN.......... ........ 29313.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE PEMEX.............. ............. .............. ............. ............ 29513.2 PLANEACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LA INSTALACIÓN

O DESMANTELAMIENTO DE UN EQUIPO............. ............. ............. ............. .............. ............. . 31213.3 SUPERVISIÓN DE LOS COMPONENTES CRÍTICOS DEL MÁSTIL........ ............. ............. ........ 31413.4 LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL.............. ............. ............ 31513.5 APLICACIONES.... ............. ............. .............. ............. ............. ............. ............. .............. ............. . 318



1

1. YACIMIENTOS Y PRESIONES



1. Yacimientos y Presiones 1.1 Porosidad, saturación, permeabilidady resistividad de las rocas.

3

1.1 POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DELAS ROCAS

Sabemos bien que uno de los objetivos principales de Pemex es la búsqueda deyacimientos con hidrocarburos y por la importancia que revisten ciertosparámetros petrofísicos de la roca como son la porosidad, saturación,permeabilidad y resistividad; que se utilizan como base para la interpretacióncuantitativa de los registros geofísicos, expondremos a continuación los conceptosy medidas de dichos parámetros.

Porosidad

La porosidad de una roca representa una medida del espacio disponible para el

almacenamiento de fluidos y es la relación del volumen de poros y huecos entre elvolumen bruto de la roca, indicándose en por ciento. Desde el punto de vista de laIngeniería de yacimientos se le puede denominar a éste concepto como porosidadtotal, y como porosidad efectiva a la relación de volumen de huecos comunicadosentre el volumen bruto de la roca.

De acuerdo con el modo en que se originó, la porosidad puede clasificarse en:

• Original o primaria.- se forma en el momento de la depositación de losmateriales que integran la roca, se caracteriza como intergranular en lasarenas y areniscas y como intercristalina u oolitica en algunas calizas.

• Secundaria o inducida.- Se forma debido a procesos geológicos y/oquímicos que ocurren después de la depositación y se caracteriza por eldesarrollo de fracturas en algunas lutitas y calizas y por las cavernasproducidas por disolución en algunas calizas.

La porosidad de las formaciones subterráneas puede ser del 10%, enarenas no consolidadas llega a 30%, en el caso de las lutitas o arcillas, laporosidad con contenido de agua es de más del 10%, aunque los poros songeneralmente tan pequeños la roca es impermeable

Saturación

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




4

Si se toma como símbolo de la saturación la letra “S”, entonces paradenotar la saturación de un líquido o fluido en particular se utilizan subíndices enla literal “S”, como se muestra en los siguientes ejemplos:

Sw = Saturación de aguaSo = Saturación de aceite

La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que loscontiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinadaroca del yacimiento debe ser igual al 100%.

Por lo anterior, algunas teorías sobre el origen del petróleo sostienen queantes de la migración del mismo, los poros de los yacimientos se encontrabanocupados totalmente por agua, parte de la cual fue desplazada al llegar los

hidrocarburos, debido a esto en la generalidad de los yacimientos los poros estánocupados por los fluidos: agua, aceite y/o gas.

Permeabilidad

La permeabilidad es la medición de la facilidad con que los líquidos fluyena través de una formación. En una determinada muestra de roca y con cualquierlíquido homogéneo, la permeabilidad será una constante siempre y cuando ellíquido no interactúe con la roca en sí. Generalmente el símbolo de lapermeabilidad es la letra “K”.

Los estudios experimentales hechos por H. Darcy en 1856 sobre el flujode agua en arenas no consolidadas, lo llevaron a la formulación de la ley que llevasu nombre, la cual ha sido extendida para describir, con algunas limitaciones, alflujo de otros fluidos en rocas consolidadas. La ecuación de Darcy establece laproporción directa que existe entre la velocidad de un fluido homogéneo en unmedio poroso y el gradiente de presión, y la proporción inversa con respecto a laviscosidad del fluido, es decir:

ds

dp K V ×=

µ

Donde:

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

unidades de Darcy.




5

La unidad de permeabilidad, generalmente utilizada, es el milidarcy (md) en lugar

del Darcy que es muy grande (1 md =1000

1 Darcy)

Una roca debe tener fracturas capilares o poros interconectados para serpermeable, por lo general una permeabilidad mayor se acompaña de unaporosidad mayor, sin embargo, esto no es una regla absoluta, porque se puedenpresentar los siguientes casos:

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

• Otras formaciones, como la caliza, pueden presentar pequeñas fracturas o

fisuras de una gran extensión. La porosidad de esta formación será baja,pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. Enconsecuencia, las calizas fracturadas pueden tener bajas porosidades, peropermeabilidades muy altas.

Resistividad

La resistividad eléctrica de una sustancia es la capacidad de impedir oresistir el paso de corriente eléctrica a través de si misma. La conductividadeléctrica es lo contrario a éste fenómeno.

La unidad utilizada en los registros es el ohm–m2/m, generalmenteexpresada en ohm–m para la resistividad y en milímhos/m para la conductividad.

La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturacionespotenciales de petróleo, aceite y/ó gas se componen de rocas, que al estar secas,no conducirán una corriente eléctrica, es decir, la matriz de roca tiene unaconductividad nula o resistividad infinitamente alta. Una corriente eléctrica fluirásólo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación,solamente si el agua intersticial contiene sales disueltas y mientras mayor sea laconcentración salina, menor será la resistividad del agua de formación y, por lotanto, de la formación.

Por otro lado, mientras la porosidad de la formación sea más grande ycomo consecuencia presente mayor cantidad de agua de formación, la resistividadserá menor. Las mediciones de resistividad, junto con las de resistividades delagua y la porosidad, se utilizan para obtener los valores de saturación de agua.



1. Yacimientos y presiones 1.2 Gradiente de presióntotal de sobrecarga

6

1.2 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA

Actualmente la industria petrolera tiene retos cada vez mayores, entre estos retos,se encuentra la determinación adecuada de la densidad del fluido de perforaciónpara atravesar las diferentes capas terrestres, para así definir el asentamientocorrecto de las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo. Por lo que serequiere un buen conocimiento de las diferentes presiones relacionadas con losyacimientos.

Sabemos bien que la presión ejercida por el peso combinado de la matrizde la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (Agua,hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes, se le denomina “Presióntotal de sobrecarga” y que en forma matemática se expresa :

(Presión total de sobrecarga) = (Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial)

El gradiente de presión total de sobrecarga, se encuentra con la siguiente fórmula:

Gs = 0.1 x (1 - φ ) x Dm + 0.1 x φ x Da

Donde:

GS = Gradiente de presión total de sobrecarga, en kg/cm2/m.φ = Porosidad de la roca, en fracción.

Dm = Densidad de los minerales o sedimentos, en gr/cm3.Da = Densidad del fluido intersticial, en gr/cm3 (Principalmente agua salada).

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



1. Yacimientos y presiones 1.3 Predicción del gradiente de presiónde fractura por el método Eaton

7

1.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POREL MÉTODO EATON.

Se ha tenido conocimiento que la presión de fractura, es la presión necesaria paravencer la presión de formación y la resistencia matricial de la roca. Estaresistencia que opone una roca a ser fracturada, depende de la solidez o cohesiónde la misma y de los esfuerzos de compresión a los que se someta.

Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por lacohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden losesfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto,se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras sonhorizontales y que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas

son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presiónteórica de sobrecarga total).

La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente paraevitar brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismasprecauciones en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas dellodo, que podrían inducir o extender fracturas en algunas de las formaciones mássuperficiales o débiles. La pérdida total de lodo en la formación, además de sermuy costosa, reduce la presión hidrostática y se puede tener un brote o reventón.

Uno de los investigadores que se dedicó al estudio de calcular el gradiente

de fractura de las formaciones fue Ben A. Eaton, que propuso el uso de lasiguiente fórmula para su cálculo:

* Gf s

sGf

D

S F +

−×

−×=

12306.0

Donde:

F = Gradiente de presión de fractura, en kg/cm2/mGf = Gradiente de presión de poro o de formación, en kg/cm2 /m.D = Profundidad del pozo, en m o pies (Para la gráfica).s = Relación de Poisson.

S = Presión ejercida por el peso de sobrecarga de la roca, en lb/ pg2

D

S = Valor localizado en la gráfica 1.1

s = Valor localizado en la gráfica 1.2.




8

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

formación.

P R O F U N

D I D A D

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

60000.70 0.800.75 0.85 0.90 0.95 1.00

0

Gráfica 1.1 Resistencia del gradiente de sobrecarga para todas las formaciones normalmente

compactas de la Costa del Golfo.

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




9

Variable desobrecargade la costa del golfo

P r o f u n d i d a

d e n m

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

0 0.20.1 0.3 0.4 0.5 0.6

0

Sobrecargaequivalentes enlutitas0.231 kg/cm m(1.0 lb/pg / pie)

2/

2

Sobrecargas equivalentesOeste Texas formacionesproductoras0.231 kg/cm /m (1.0 lb/pg /pie)

2

2

2

L í m i t e d e l e

x t r e m o s u p e r i o r

Gráfica 1.2 Variaciones de la relación de Poisson con la profundidad



1. Yacimientos y presiones 1.4 Perfil de presiones para el asentamientode tuberías de revestimiento

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1.4 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍASDE REVESTIMIENTO

El seleccionar la profundidad de asentamiento para las tuberías de revestimiento(T.R.) en forma adecuada y precisa, nos previene o evita muchos problemasdurante la perforación del pozo.

Existen varios métodos para calcular y graficar las curvas de gradientede presión de formación y de fractura contra la profundidad del pozo, que seelaboran en las diferentes áreas en donde se perfora. Sin importar el método quese use, las curvas de éstos dos gradientes son las básicas para planear laperforación de cualquier pozo.

Para el asentamiento de las tuberías de revestimiento, se aplican las doscurvas mencionadas, complementándose con la curva de la densidad del fluido deperforación requerida. Esta información se expresa en densidad de fluido deperforación equivalente y se grafica contra la profundidad del pozo (En caso de unpozo direccional, se toma la profundidad vertical verdadera). El gradiente depresión de poro se establece por los registros geofísicos de pozos de correlación yla curva de densidad del lodo requerida se dibuja adjunta a la curva de la presiónde poro, con un valor de 0.06 gr/cm3 mayor que ésta. Teniendo la gráfica de lastres curvas mencionadas, se procede a encontrar las profundidades de cada T.R.de acuerdo al siguiente procedimiento (Gráfica 1.3):

1. Trazar una línea horizontal indicando la profundidad objetivo del pozo yposteriormente una línea vertical (1) a partir de la densidad máxima del lodohasta interceptar la curva de gradiente de fractura, éste punto indica ladensidad de fractura a la profundidad localizada en la gráfica.

2. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. corta (en este caso),inmediatamente abajo del punto de intercepción en la curva de gradiente defractura. Se debe considerar un factor de seguridad por la densidadequivalente de circulación y otras recomendaciones.

3. Trazar una línea horizontal (2) a partir de la profundidad anterior hasta la

curva de densidad de lodo requerida a esa profundidad.

4. Trazar hacia arriba una línea vertical (3) partiendo de la intercepción de lacurva de densidad de lodo requerida hasta la curva de gradiente defractura.



1. Yacimientos y presiones 1.4 Perfil de presiones para el asentamientode tuberías de revestimiento

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5. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. intermedia,inmediatamente debajo de la intersección anterior, incluyendo nuevamenteel factor de seguridad apropiado. De la misma forma se selecciona la

profundidad de asentamiento de la T.R. superficial, líneas 4 y 5.

Nota: Se realizó la conversión de las unidades de profundidad y densidad al sistema decimal

Gráfica 1.3 Aplicación del perfil de presiones para el asentamiento de tuberías de revestimiento



1. Yacimientos y presiones 1.5 Interpretación básica delos registros geofísicos

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1.5 INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS

Los registros geofísicos fueron introducidos en la industria petrolera hace más demedio siglo y desde entonces muchos dispositivos de registros han sidodesarrollados y puestos en actividad. Así como la especialidad de registrosgeofísicos avanzó, el arte de interpretar sus datos también lo hizo. En la actualidadel análisis detallado de los registros de pozos, proporcionan un método paraderivar o inferir valores exactos de la saturación del agua o hidrocarburos, laporosidad, el índice de permeabilidad, la litología del yacimiento, etc. Sin embargo,en forma general podemos decir que los registros geofísicos se aplican enperforación y terminación de pozos, producción y en la evaluación del yacimiento.

Después de la perforación, con los registros geofísicos (resistividad,

sónico, densidad, radioactivos) se pueden detectar y evaluar presiones deformación altas, así como evaluar gradientes de fractura de la formación. En unregistro de conductividad y sónico, al detectar presiones anormales, laconductividad eléctrica se incrementa y el tiempo de viaje de la onda sonora enseg/m o seg/pie también se incrementa (Grafica. 1.4, 1.5 y 1.6). En el caso de unregistro de densidad, éste mostrará una disminución en densidad dentro de unaregión de presión anormal.

En algunas ocasiones, los diferentes registros geofísicos que se toman enel pozo, se proporcionan en los reportes con cierta nomenclatura, a continuaciónmencionaremos algunas de ellas:

CNL = Registro neutrónico compensado.BHC = Registro sónico compensadoCBL = Registro de cementaciónCCL = Registro localizador de coples.CDR = Registro direccional continuo.DIL = Registro doble inducciónDLL = Registro doble Laterolog.FDC = Registro de densidad de formación.FIL = Registro de identificación de fracturas.VDL = Registro de densidad variable.

CBT = Registro sónico de cementaciónCET = Registro sónico de evaluación del cemento.BHC = Registro sónico de porosidad compensado.LDT = Registro litodensidad compensada.NGT = Registro espectroscopía de rayos gamma naturales.GRN = Registro rayos gamma naturales-neutrón.VSP = Perfil de velocidades sísmicas.




13

CNL = Registro neutrón compensado.SHDT= Herramienta de echado estratigráfico.SFL = Registro de enfoque esférico.

SIT = Herramienta de punto libre.GR = Registro de rayos gamma.

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

400200 600 1,000 2,000

15

14

13

12

11

109

8

7

6

5

43

2

1

050 70 100 200 300

( S/pie)Conductividad (mmhos)

P R O F U N

D I D A D

( 1 0 0 0 p i e s )

Inicio de zonade presiónanormal




14

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

formación




15

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



1. Yacimientos y presiones 1.6 Aplicaciones

16

1.6 APLICACIONES

• Para comprender un poco más sobre la compactación, saturación y laspresiones anormales, expondremos los siguientes ejemplos, para que anotesus observaciones:

Suponiendo un caso cualquiera de compactación normal, en donde elgradiente de presión total es de 0.230 kg/cm2/m (2.30 gr/cm3) y como normal deformación 0.107 kg/cm2/m (1.07 gr/cm3), entonces se establece la siguienteigualdad.

2.30 =? + 1.07 2.30 – 1.07 = 1.23

2.30 = 1.23+1.07 %47.535347.0.30.2

23.1 ⇒=

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

Realizar los mismos cálculos con un gradiente de presión total de sobrecarga de0.190 kg/cm2/ m y de formación 0.160 kg/cm2/m (Presión anormal).

Área total = 1.00

Área rocosa = 0.5347

Área de fluidos = 0.4653

Presión total

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




17

Operaciones:

• Calcular el gradiente de presión total de sobrecarga teórico, con la siguienteinformación:

Densidad normal de formación – 1.07 gr / cm3 Densidad de algunas rocas:

Arcilla: 2.6 gr/cm3 Caliza: 3.0 gr/ cm3 Dolomita: 2.9 gr/cm3 Cuarzo: 2.65 gr/cm3 Porosidad aproximada de:

Arenas no consolidadas: 15%Lutitas o arcillas: 35%

Operaciones:




18

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

Eaton:

Gf s

sGf

D

S F +

−×

−×=

12306.0

Gf = 0.107 kg/cm2/m

D

S = 0.975 (Gráfica 1.1)

s = 0.475 (Gráfica 1.2)

F = (0.975 X 0.2306 – 0.107) x

− 475.01

475.0 + 0.107

F = 0.2136 kg/cm2/m

Predecir el gradiente de presión de fractura a 3000.0 con los siguientes gradientesde presión de formación de 0.107 y 0.140 kg/cm2/m. Realizar sus comentariossobre los cálculos.

Operaciones:




19

• Con base en el siguiente modelo de esfuerzos en la roca, realizarcomentarios sobre si la presión de formación puede ser mayor que la

presión de fractura y de la presión total de sobrecarga, y además si lapresión de fractura es mayor que la presión total de sobrecarga.

Pf

Em

S

+

=

formaciónde

esión

Matricial

Esfuerzo

a sobrec

de Esfuerzos Pr

arg

S = Em + Pf

Comentarios:




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• Encontrar las profundidades de asentamiento de T.R.s. superficial e intermedia.

Tubería Longitud mConductoraSuperficialIntermediaExplotación

13 3/8”9 5/8”7 5/8”5 ½”

de 0 a 54.0de 0 ade 0 ade 0 a .4500.0

DENSIDAD EQUIVALENTE DE LODO en gr/cm

GRADIENTE DE FRACTURA

MARGEN DE BROTE(0.06 gr/cm menos del gradiente de fractura)

PRESIÓN DE FORMACIÓN

DENSIDAD DE LODO(más 0.06 gr/cm de la densidadde perforar para margen de viaje)

PROFUNDIDAD DE OBJETIVO

P R O F U N

D I D A D

e n m

LITOLOGÍA0.96 1.20 1.44 1.68 1.92 2.16 2.4

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

2.12

Máx. Densidad -2.12 gr/cm3

3

3

3

LÍMITE MÍNIMO PARAEL CONTROL DE LA PRESIÓNDE FORMACIÓN

LÍMITE MÁXIMO PARA NOFRACTURAR LA FORMACIÓN



21

2. PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LAPERFORACIÓN DEL POZO



2. Planeación y programa de la perforación 2.1 Factores para la planeación dedel pozo la perforación del pozo

23

2.1. FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DELPOZO

Entre más pronto se reconozcan las presiones anormales en una formación aperforar, menores serán los gastos y el riesgo para el personal, el medio ambientey las instalaciones. Un buen conocimiento de la situación permite una planificaciónapropiada de las técnicas de perforación, del diseño del pozo y del equipo.Lamentablemente, la precisión, tanto en la detección como en la evaluación de laspresiones anormales, aumenta a medida que el pozo es perforado a másprofundidad. Por lo que en estas condiciones, el objetivo es reconocer en formainmediata situaciones anormales y con la mayor precisión para prevenir o evitar elproblema.

La perforación de un pozo requiere de una planeación formal ya quepara lograr los objetivos se requieren: estudios científicos, técnicas y experienciaen las actividades involucradas desde la localización del punto a perforar hasta laterminación del pozo. Una base para la planeación es el análisis de la situación,que se refiere al estudio de datos pasados, presentes y futuros, en forma racional.

La planeación de la perforación del pozo es una de las etapasimportantes, en donde se establecen como premisas en el proceso los siguientesfactores:

•

Equipo adecuado.

• Seguridad del personal.

• Protección al medio ambiente.

• Economía

•

La estimación del costo deperforación para determinarla factibilidad económica dela erforación del ozo.

• Control del costo para laminimización de losgastos totales de laperforación a través de unprograma apropiado.




24

El personal recomendado en el proceso de la perforación del pozo secompone de: Geólogos, Químicos, Licenciados para los aspectos regulatorios delárea, Supervisores de campo, etc. y un Ingeniero Petrolero bien calificado como

coordinador de la planeación.

Los objetivos del pozo se deben determinar con claridad, para que conbase a esto se seleccione la geometría del mismo. No olvidar que el pozo se debeplanear de la profundidad total programada hacia arriba, y no de arriba haciaabajo.

Análisis de la información

1. Objetivos Geológicos:

a) Profundidad del horizonte objetivo.b) Cimas estimadas de las formaciones.c) Profundidad y posibles formaciones productoras.d) Requerimientos de muestreos de las formaciones (canal, núcleos etc.).e) Requerimientos de pruebas de formación.f) Requerimientos de registros geofísicos, eléctricos, etc.g) Profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimientos y sartas

de tubería de producción.

2. Datos de pozos vecinos:

a) Columna estratigráfica.b) Historia gráficac) Registros de barrenas.d) Datos de pruebas de formación.e) Registros de presiones de fondo.f) Registros del fluido de perforación.g) Registros de las tuberías de revestimiento y cementaciones.h) Riesgos y zonas problema.i) Registros eléctricos y geofísicos, etc.

j) Terminaciones.

3. Establecer los costos estimados del pozo en proyecto:

a) Perforación del pozo.b) Sartas de tubería de revestimiento y tubería de producción.c) Conexiones superficiales de producción del pozo.




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d) Varios:

• Preparación del sitio.

• Equipo y servicios de muestreo.

• Registros.• Agua y combustible.

• Fluidos de perforación y productos químicos.

• Cemento y servicios de cementaciòn.

• Transporte (personal, equipo, etc.).

• Disparos, acidificación, fracturamiento, etc.

• Barrenas.

• Renta de equipo.

e) Costos de operación y producción.

El costo de perforación depende de:

4. Seguridad del personal y protección al medio ambiente.

La profundidad

Costo de preparación del sitio.

Costo de transporte.

Costo diario de la operación de perforación:

• Renta de equipo

• Servicios de supervisión de la perforación.

• Mantenimiento del equipo.

• Control de la perforación.• Alojamiento de cuadrillas, transporte, etc.

Lalocalización

Litología a ser penetrada.

Tiempo de perforación.



2. Planeación y programa de la perforación 2.2 Concepto y filosofía de ladel pozo optimización de la perforación.

26

2.2. CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LAPERFORACIÓN.

Hacer un agujero no es tarea fácil, se requiere de un esfuerzo de planeación,programación, perforación del pozo y supervisión de operaciones, además de unaaplicación de Ingeniería, técnica y experiencia para el logro de los objetivos.

Uno de los objetivos principales, durante la perforación del pozo, es abatirlos costos, teniendo una velocidad de penetración adecuada y sin interrupcionesen las operaciones programadas, sin descuidar la seguridad del personal, del pozoy la protección al medio ambiente. Pero para que esto se logre se requierenconocimientos y experiencia para poder llevar el control, nada fácil, de lasvariables que afectan a la velocidad de penetración y la eficiencia de las

operaciones, tales como: fluido de perforación, hidráulica, condiciones deoperación y tipo de barrena, personal, equipo y características de la formación.

Se puede decir que la optimización es el proceso para encontrar elconjunto de condiciones requeridas con el fin de obtener los mejoresresultados para una situación dada. Sus características esenciales son: objetivos,factores conflictivos y restricciones.

Bajo una situación real, particularmente en perforación, el término de“Perforación optimizada” no existe. Sin embargo, aún cuando el término puedaparecer idealista, nos proporciona el conocimiento suficiente sobre los límites de

las variables que contribuyen a mejorar el proceso de perforación.

Con base en lo anterior, la filosofía de la perforación optimizada consiste en emplear los datos y experiencias obtenidas en el primer pozoperforado, como base para determinar y aplicar técnicas adecuadas para laperforación de los pozos subsecuentes; de tal manera que el costo total deperforación sea reducido al mínimo en el menor tiempo y con el menor número depozos posibles.



2. Planeación y programa de la perforación 2.2 Concepto y filosofía de ladel pozo optimización de la perforación.

27

P r o

f u n

d i d

a d

C B A

Pozo A

Pozo B

Pozo C

Costo / Tiempo

Consideraciones en la optimización de la perforación.

1. Fluido de perforación.2. Hidráulica.3. Selección del tipo de barrena.4. Condiciones de operación de la barrena.5. Selección del equipo.6. Adquisición de datos (correlación de pozos vecinos).7. Programa de tubería de revestimiento.8. Sarta de perforación.9. Control de presiones subsuperficiales (brotes).

10. Planeación de la perforación.



2. Planeación y programa de la perforación 2.3 Factores para la elaboracióndel pozo del programa de perforación.

28

2.3. FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DEPERFORACIÓN

Una vez que se tiene la planeación del pozo, se deben especificar los detallesoperativos para cada etapa de la perforación del pozo. En este paso serealizan las siguientes preguntas: ¿Quién hará cada actividad? ¿Cómo se va ahacer? ¿Cuándo se va a hacer?, etc.

El programa de perforación representa una guía de instrucciones de lasoperaciones que se realizarán en cada etapa: equipos, materiales y servicios paralas operaciones y un tiempo estimado para cada una de ellas. Además sucontenido presenta gráficas y tablas que cubren todo el programa del pozo.

Se pueden incluir muchos datos en el programa de perforación. Pero sedebe tener cuidado de no incluir datos superfluos que hagan que el programapierda significado e importancia para el técnico del pozo y el coordinador. Debidoa la extensión y particularidades de cada pozo, no se presenta un ejemplo delprograma de perforación, sin embargo, es de mucha enseñanza y ejemplificaciónel participar en la actividad que se le encarga en la parte de aplicaciones.

Una vez que se determinan los puntos de asentamiento de las tuberías derevestimiento, se selecciona el diámetro de la TR de explotación, el cual será labase para determinar el arreglo de tuberías de revestimiento a utilizar, así comolos diámetros de agujero. El diámetro de la TR de explotación, va a depender de

las características de los fluidos que se explotaran, de las presiones, así comotambién si el pozo fluye por si solo o se le aplicará un sistema artificial deexplotación. Normalmente el diámetro de la TR de explotación es a solicitud delcliente.

En la tabla 2.1 se muestran diferentes diámetros de barrena que sepueden utilizar de acuerdo al diámetro de la TR, la cual sirve como una guía parala selección de la geometría del pozo.



2. Planeación y programa de la perforación 2.3 Factores para la elaboracióndel pozo del programa de perforación.

29

Tabla 2.1

Diámetro deTR(pg)

Diámetro delcople(pg)

Diámetro de barrenaa emplear(pg)

4 1/25 ½

66 5/8

77 5/88 5/89 5/810 ¾

13 3/8

1620

5.06.0506.6257.3907.6568.5009.625

10.62511.75014.375

17.021.0

6, 6 1/2,8 3/8, 8 1/2

8 ½8 ½, 8 5/88 5/8, 9 ½

9 1/212

12, 12 ¼14 3/417 ½

2026

Figura 2.1 Barrenas de diferentes diámetros

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

Los costos de per forac ión se reducen enpr op or ción d irec ta a la Ingeniería,

exper iencia y sup ervis ión apl icadas.



2. Planeación y programa de la perforación 2.4 Aplicacionesdel pozo

30

2.4. APLICACIONES

• Considerando sus conocimientos y experiencia en las operaciones dePerforación y Terminación de pozos, describa cuando menos veinte tópicospara aumentar la “Eficiencia de Perforación” o en otras palabras aplique sufilosofía de la “Optimización de la Perforación”.

• Con un programa detallado de la perforación del pozo, del área en donderealiza sus actividades, haga un análisis del mismo, anotando las partes del

programa, verifique si se tienen cronogramas, correlación con pozosvecinos, actividades críticas y requerimientos de mayor supervisión,diseños de tubería, medidas de seguridad y protección al medio ambiente,etc.



31

3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN YTERMINACIÓN DE POZOS



3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.1 Programa y control del fluidode Pozos de perforación

33

3.1 PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

Programa del fluido de perforación

El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, temperatura,hidráulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundización), perfildel agujero, programa de diámetro de agujero y tuberías de revestimiento(convencional, esbelto, núcleos continuos, etc.), profundidad del pozo, logística,daños a la formación y restricciones ambientales.

Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y característicasapropiadas para todas las operaciones que se realizarán considerando los costosde los mismos.

Un programa de fluidos debe especificar:

¹ Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usarán.

¹ Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de losfluidos de la formación en cada sección del agujero descubierto.

¹ Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente.

¹ Aditivos de los fluidos sugeridos para cada sección.

¹ Problemas esperados y los procedimientos de control.

Como ejemplo, se hace referencia al campo Escuintle de la Región Sur deMéxico, el cual es productor de aceite en las formaciones carbonatadas delCretácico Superior San Felipe, Agua Nueva y Medio.

El programa de perforación de un pozo típico de este campo comprende 6etapas y la terminación (tabla 3.1). Debido a que se requiere terminar en tuberíade explotación de 5”, se perfora con un arreglo de tuberías de revestimiento de30”, 20”, 13 3/8”, 9 5/8”, 7” y 5”.




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Tabla 3.1 Etapas de perforación con un fluido limpio

Barrena(pg)

Profundidad(m)

Objetivo de la etapa Fluidode

perforación

Densidad(gr/cc)

36 50Cementar el tubo conductor de 30”para tener un medio de circulación. Bentonitico 1.08

26 700

Cementar tubería de revestimiento de20” a fin de aislar los acuíferossuperficiales y ganar gradiente defractura para poder incrementar ladensidad del fluido de perforación enla siguiente etapa.

Inhibido 1.20

17 ½ 1800

Llegar a la cima de la zona depresiones anormales y cementar

tubería de revestimiento de 13 3/8” afin de poder cambiar el fluido deperforación base agua a base aceite ymanejar mayores densidades en lazona de presiones anormales.

Inhibido 1.70

12 4000

Atravesar la zona de presionesanormales y aislar la misma con latubería de revestimiento de 9 5/8” afin de poder utilizar una menordensidad del lodo en la siguienteetapa.

Base Aceite 1.95-2.00

8 3/8 4700

Atravesar las formaciones Eoceno yPaleoceno hasta la cima de la

formación Cretácico SuperiorMéndez, las cuales tienen ungradiente de presión de poro en elrango de 1.50 a 1.60 gr/cc. Secementa la tubería de revestimientode 7” para aislar estas formaciones afin de poder cambiar la base del fluidode perforación para la siguienteetapa.

Base Aceite 1.70

5 7/8 5500

Perforar la zona productora delcampo (Formaciones CretácicoSuperior y Medio), cuyo gradiente depresión de poro está en el rango de1.15 gr/cc.

Base Agua 1.20

Terminación 5500 Terminar el pozo con un fluido limpio. Agua Filtrada 1.00




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Control del fluido de perforación

Durante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de perforación con

la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con lasestadísticas de los pozos vecinos.

Los reportes de fluidos describen las características físicas y químicas delsistema de lodos, los cuales se hacen diariamente. (Para llevar el control de lascaracterísticas físicas se pueden aplicar las tablas proporcionadas en el manualdel perforador).

La tabla 3.2 muestra un formato de reporte del lodo que incluye la siguienteinformación:

- Nombre del pozo- Fecha

- Profundidad

- Datos de las bombas de lodos

- Equipo para el control de sólidos

- Densidad

- Viscosidad Marsh

- pH del lodo

- Viscosidad plástica

- Punto de cedencia

- Gelatinosidades

- Contenido de cloruros

- Contenido del ión calcio

- Contenido de sólidos

- Filtrado

- Por ciento de aceite

- Por ciento de agua

- Cantidad de sólidos

- Temperatura

- Filtrado

- Enjarre




36

Tabla 3.2 Formato de reporte diario de fluidos de perforación

MATERIALES Y

CONCEPTOS

TUBO

CONDUCTOR

T.R. 24”BNA 30”

PRIMERA

ETAPA

T.R. 16”BNA 22”

SEGUNDA

ETAPA

T.R. 10 3/4”BNA 14 ¾”

TERCERA

ETAPA

T.R. 7 5/8”BNA 9 ½”

CUARTA

ETAPA

T.R. 5”BNA 5 7/8”

TOTAL

CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDADBARITA TON. 0 TON.DIESEL 87.0611 MB 34.36 MB 6980.95 MB 710292 MBOXIDO DE CALCIOSECUESTRANTEH2SCONT. CIA.DRILLINGFUIDS MI.

0 TON.

OBT. CELULOSICOMED.

0 TON.

OBT. CELULOSICOFINO

0

AGUAQUIMSUBTOTAL MAT.QUÍMICO (COSTO)

7102.92

TIPO DE LODO YDENSIDAD

BENT. 1.08 KLA-GARD1.25

E.I. DENS =1.47

E.I. DENS 1.55 E.I. DEN.0.90-0.89

VOLUMENRECIBIDO Y COSTO

MB 129 MB 1045.5 MB 597 MB 7775.95 MB 9547.45 MB

VOLUMENENVIADO Y COSTO

129 MB 140 MB 60 MB 131 MB 395 MB 855 MB

VOLUMENPERDIDO Y COSTO

140 MB 315 MB 787.5 MB 366 MB 7380.95 MB 8989.49 MB

SERV. INT. FLUIDO

MANTTO. E.T.(CIAMI.)

1741.73 MB 1741.73 MB

ATN. TÉCNICA. PORMANTTO. (CIA. MI.)

43 DÍAS 43 DÍAS

CONTRATO INT. DEFLUIDO CIA´S (MI.)

50 MTS 850 MTS 2200 MTS 840 MTS 392 MTS 4332 MTS

MATERIALCONTINGENCIAS(LODOS/P)

0 MB 160 MB 160 MB

SERV. INT. ATN.TÉCNICA

3 DÍAS 13 DÍAS 34 DÍAS 40 DÍAS 35 DÍAS 125 DÍAS

BARITAPROPORCIONADAPOR CIA.

63.88 TON. 260.19 TON 516.995 TON 787.1 TON. 1628.13 TON.




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Continuación tabla 3.2CONTT. CIA.CONTROL SOLCOMSERTEC

8 DÍAS 13 DÍAS 34 DÍAS 40 DÍAS 79 DÍAS 174 DÍAS

SERV. MANTTO.GRAL. EQ. CONV.CONT. SOL

SERV. 1 SERV. 1 SERV.

SERV. LIMPIEZAINT/EXT. DETUBERÍA

35 DÍAS 35 DÍAS 70 DÍAS

SERV.RETROESCAVADOR A

DÍAS 9 DÍAS 8 DÍAS 17 DÍAS

COSTOSANEAMIENTO DERECORTES

0 MB

SUBTOTAL SERV.POR CONTRATOSFECHA INICIO Y

TERMINO

17/01AL

19/01/98

20/01 AL

1/02/98

2/02 AL

7/03/98

8/03 AL

16/04/98

17/04 AL

25/06/98METROS PERF YDESVIADOS

50 MTS. 850 MTS 2200 MTS. 840 MTS. 590 MTS. 4530 MTS.

COSTO POR METROPERFORADO

0 MB

RECORTESTRANSPORTADOSVIAJES

0 0 DÍAS

AGUA RESIDUALTRANSPORTADA

1 VIAJE 1 VIAJE

COSTO PORTRANSP. MQ. LODODIESEL

VIAJE 17 VIAJES 8 VIAJES 430 VIAJES 455 VIAJES

SUBTOTAL SERV.

DE APOYOPROBLEMAS*1.- CLASIFICACIÓN 2.- PÉRDIDA DE CIRC. 3.- PEGADURA 4.- PESCA 5.- DERRUMBE 6.- RESISTENCIA7.- FRICCIÓN 8.- ATRAPAMIENTOS 9.- DESVIA, POZO



3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.2 Procedimientos para el análisis dede Pozos las propiedades reológicas, sólidos

y líquidos del fluido de perforación.

38

3.2 PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADESREOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DEPERFORACIÓN

En manuales anteriores se expusieron y se comprendieron las ventajas quepresentan las propiedades reológicas en la optimización hidráulica y los sólidoscontrolados del fluido de perforación para prevenir o evitar problemas durante laperforación del pozo. Por esta razón, es conveniente conocer cómo se realizan losanálisis físicos de las propiedades reológicas de sólidos y líquidos, para verificaren cualquier momento la cuantificación real y propia del fluido de perforación.

Propiedades reológicas

Para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh.Éste mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo esel número de segundos requeridos para que 1000 ml de lodo pasen a través de untubo de 3/16 de pulgada de diámetro, colocado a continuación de un embudo de12 pulgadas de largo con capacidad de 1500 ml (ver figura 3.1). El valor resultantees un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

Figura 3.1 Embudo para medir la viscosidad





39

Se obtiene una mejor medición de las características reológicas mediante elempleo de un viscosímetro electrónico rotatorio de lectura directa y de cilindros

concéntricos. La unidad estándar de campo es el viscosímetro Fann (figura 3.2). Elviscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dosparámetros reológicos: viscosidad plástica y punto de cedencia. Para laviscosidad plástica se utiliza el centipoise. Éste es la resistencia al flujo dellodo causado principalmente por la fricción de las partículas suspendidas, ytambién por la viscosidad de la fase fluida. La viscosidad plástica es afectada porla concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo.

Para el punto de cedencia se usan como unidades la libra por 100 piescuadrados. El punto de cedencia es la parte de la resistencia al flujo, causada porlas fuerzas de atracción entre partículas. Estas fuerzas atractivas son a su vez

causadas por las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersasen el lodo.

Figura 3.2 Viscosímetro de fann

Análisis

1. Tomar una muestra del fluido de perforación (F.P.).

2. Agregar el F.P. al vaso del viscosímetro hasta la marca interior del mismo.

3. Colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a lamarca del cilindro.





40

4. Operar el viscosímetro a 600 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada que seobserve en el dial.

5. Cambiar la velocidad del viscosímetro a 300 r.p.m. y anotar la lecturaestabilizada

6. Aplicar las siguientes formulas:

300600 Lec LecV p −= p p V LecY −= 300

Donde:

Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps)

Lec600 = Lectura de 600 r.p.m. en el viscosímetroLec300 = Lectura de 300 r.p.m. en el viscosímetroYp = punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie2

7. Lavar y limpiar el equipo, para dejarlo preparado en un próximo análisis

Sólidos y líquidos

Para comprender más el presente concepto y análisis, hacemos unrecordatorio de las fases del fluido de perforación.

Base-agua

Fase Líquida: Agua principalmente, aceitecuando se emulsiona (Emulsióndirecta).

Fase Sólida: Material densificante y viscosificante(barita y bentonita)

Fase Química: Productos químicos

Base-aceiteemulsióninversa

Fase continua: Aceite.Fase Liquida Fase discontinua o

dispersa: Agua salada.

Fase Sólida: Material desinfectante (Barita).

Fase Química: Emulsificantes.





42

Análisis

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

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

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

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

rosca.5. Enrosque el recipiente en el cilindro metálico.

6. Coloque el cilindro metálico en la cámara de calentamiento.

7. Coloque la probeta en la parte inferior del condensador.

8. Conecte la retorta.

9. Al terminar la destilación, retire la probeta del condensador.

10. Tome las lecturas de los cm3 de líquidos (agua y aceite) y multiplique cadauno por 10 para convertirlo a por ciento y la diferencia de la suma de estasdos cantidades con el 100%, es el resultado del por ciento de sólidos.

11. Deje enfriar la retorta, desarme el conjunto y limpie cada una de sus partes,para tener la retorta disponible.



3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.3 Problemas más comunes y correctivosde Pozos en el fluido de perforación base-agua

y base-aceite emulsión inversa.

43

3.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO DEPERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA.

Fluidos de Perforación Base Agua:

Problema Síntoma Correctivo

Yeso oanhidrita

• Alta viscosidad y Gelatinosidad, yaumento de filtrado.

• Calcio y sulfato en el filtrado

• Tratar previamente si se trata depequeñas cantidades, o removerquímicamente con carbonato debario o de sodio.Si se trata de anhidrita masivacambie el sistema.

Embolamientode la barrena

• Disminución en la velocidad depenetración. Succión en los viajes.Barrenas en buenas condiciones, conpoco desgaste, pero con recortesadheridos en forma muy compacta.

• Añadir diesel para emulsionar ellodo.Controlar la viscosidad y el gel.Mejorar la hidráulica.

Abrasión

• Disminución de la vida útil de labarrena y desgaste excesivo de laparte hidráulica de la bomba de lodo.

• Disminuir el contenido de arenapor dilución agregando agua. Usarel desarenador para mantener uncontenido mínimo de arena.

Alta pérdida defiltrado

• Enjarre esponjoso, blando y muygrueso.

• Si el sistema contiene suficienteaditivo de control de filtrado, añadirarcillas (bentonita) al sistema(control con la prueba de azul demetileno).

Pérdidas decirculación

• Disminución del volumen en laspresas. Pérdida completa del retornode lodo.

• Disminuir la densidad del lodosiempre que sea posible. Bajar elgasto de bomba para disminuir ladensidad equivalente decirculación. Añadir material depérdida de circulación.Colocar tapón de diesel-bentonitao diesel-bentonita- cemento.

Lodo inestable • La barita se separa por sedimentacióno precipitación.

• Aumentar la viscosidad por adiciónde un viscosificante. Agregarestabilizador de viscosidad enlodos calientes y/o con altasdensidades.

Alta viscosidad• Elevada viscosidad Marsh y plástica.

Punto de cedencia y gel elevados. Alto contenido de sólidos.

• Poner a funcionar el sistema deeliminación de sólidos. Se requieredilución con agua. Posteriormentepuede utilizarse un reductor deviscosidad.

Alta viscosidad• Elevada viscosidad en el embudo y

plástica. Punto de cedencia y gelnormal, alto contenido de sólidos.

• Poner a funcionar el sistema deeliminación de sólidos, se requieretambién dilución con agua.



3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.3 Problemas más comunes y correctivosde Pozos en el fluido de perforación base-agua

y base-aceite emulsión inversa.

44

Alta viscosidad• Elevada viscosidad en el embudo y

plástica. Punto de cedencia y gelelevados. Sólidos normales.

• Añadir dispersantes.

Alta pérdida defiltrado

• Viscosidad normal• Añadir agente de control de

filtrado.

Bajo pH • pH por debajo de 7.0.

• Añadir sosa cáustica,posiblemente se tenga aguasalada en el sistema.

Añadir inhibidor de corrosión.

Derrumbes(sólidos grandesdiferentes a losrecortes de

perforación)

• Exceso de recortes en la temblorina.Tendencia a atraparse la tubería.

• Aumentar si es posible ladensidad. Reducir el filtrado.

Aumentar la viscosidad si esposible. Convertir a un fluidoinhibidor.

Fluidos de Perforación Base Aceite Emulsión Inversa:

Problema Síntoma Correctivo

Contaminacióncon agua

• Incremento en las propiedadesreológicas.

• Reducción en la relación aceite/agua.• Aumento en el filtrado APAT.• Disminución en la densidad.• Aumento en el volumen de fluido en

las presas.

• Disminución de la salinidad.

• Añadir emulsificante.• Ajustar la relación aceite/agua y

añadir el resto de aditivos.• Ajustar salinidad.

Alta concentraciónde sólidos

• Aumento constante de laspropiedades reológicas.

• Disminución en el avance deperforación.

• Incremento de sólidos de la formaciónen el fluido.

• Disminuir el tamaño de mallaen las mallas vibratorias.

• Checar que el equiposuperficial eliminador de sólidoseste funcionando

• Aumentar la relación aceite/agua.

Exceso deemulsificantesecundario(componente a

base de polvo deasfalto).

• Incremento en las propiedadesreológicas.

• El incremento de viscosidad esposterior a un tratamiento conemulsificante secundario.

• La viscosidad se incrementa despuésde dar 2 ó 3 ciclos el fluido dentro delpozo.

• Suspender adiciones deemulsificante.

• Aumentar la relaciónaceite/agua.

• Añadir emulsificante principal.

Inestabilidad de laemulsión

• Aspecto grumoso del fluido.• Difícil de emulsificar más agua.• Baja estabilidad eléctrica.• Hay presencia de agua en el filtrado

APAT.

• Si hay huellas de agua en elfiltrado APAT, añadiremulsificante principal.

• Si el filtrado es alto, añadiremulsificante principal ysecundario.



3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.4 Desplazamientode Pozos

46

3.4 DESPLAZAMIENTO

El desplazamiento del fluido de perforación ó de control por agua dulce y/ó porfluidos limpios, se realiza con la finalidad de efectuar la remoción del lodo, elenjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de lossólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos: barita,recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. Serecomienda utilizar fluidos con características físico-químicas, que permitan ladesintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterioracarreo hasta la superficie.

Factores a considerar para un programa de desplazamiento.

• Condiciones de temperatura y presión del pozo.- La temperatura afecta lascondiciones y propiedades del fluido de perforación o de control dentro delpozo, aunque éste será desplazado es necesario tomar en cuenta la formacomo pudiera la temperatura afectar a los fluidos diseñados para circularsedentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio depresiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de fluido.

• Diseño de las tuberías.- las tuberías tanto de producción como derevestimiento, ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo deproducción, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo, así comotambién afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o

accesorios que llevan estas será diseñado el programa para desplazar elfluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de losorificios de la camisa y esto influirá más que si tuviéramos una tubería franca,por lo que es necesario conocer previamente las tuberías a través de lascuales se llevará a cabo el desplazamiento y diseñar el programa másadecuado al mismo.

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

• Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- Este es el factor másprimordial ya que dependiendo de las condiciones de éste, será la eficienciadel desplazamiento.

Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerando quemientras estas propiedades sean mayores existirá una mayor diferencia de




47

presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gastoprogramado.

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

• Productos químicos.- se debe considerar el diseño de los espaciadores ylavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los F. P. utilizados sonincompatibles con las salmueras, y es necesario su programación paragarantizar una limpieza y desplazamiento efectivo del F. P. o de control haciala superficie sin contaminación.

Formas de desplazamiento

Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya seapor agua dulce, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos: circulacióninversa y circulación directa.

La selección del procedimiento más adecuado depende de las condicionesoperativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones decalidad de las tuberías de producción y/o revestimiento que se tengan, de losresultados obtenidos de los registros de cementación en las zonas o intervalos de

interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo.

Circulación Inversa.- Si la información de los registros de cementación y la calidadde las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presióncalculada, esta circulación es más factible de ser utilizada.

Este procedimiento permite un mayor espaciamiento entre el agua dulce ylos fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en losespacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías deproducción, así mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados conflujos turbulentos.

Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo deoperaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cualpermitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes. Así mismotendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya seanespaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado unaconsiderable reducción en los costos del lavado y filtración.




48

Circulación Directa.- Si los registros de cementación muestran zonas no muyaceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido decontrol a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de

CIRCULACION DIRECTA, en el cual no se obtiene un desplazamiento muyefectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores alcircularse de las tuberías de producción a los espacios anulares. Los regímenesde bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presiónpor fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control enáreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y enalgunos casos no se dará el RÉGIMEN TURBULENTO necesario para garantizarque el pozo estará totalmente limpio de contaminantes. Así mismo seránnecesarias mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunadoal mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado porfiltración y por tiempos operativos.

Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos lapresión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles decolapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros defractura de los intervalos de interés.

Recomendaciones previas al desplazamiento

Previo al desplazamiento del fluido de control, ya sea base agua o base aceite, porel diseño de espaciadores y lavadores químicos., es necesario efectuar algunasconsideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y

en presas de trabajo:1. En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con

los espaciadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van alimpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a lazona de interés para remover los sólidos y residuos acumulados de lasparedes de las tuberías.

En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tuberíadiseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar ellavado del pozo.

2. Establecer circulación con la bomba del equipo al máximo gasto permisibleen forma directa.

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




49

esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayoreficiencia.

Se deben seguir las siguientes consideraciones:

a) Efectuar la circulación del fluido del pozo hacia los equipos disponibles deeliminadores de sólidos, con el propósito de remover contaminantesgrandes, y de ser posible hacia presas o tanques limpios para serreutilizado éste al salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes.

b) Reducir a valores mínimos permisibles la VISCOSIDAD PLÁSTICA y elPUNTO CEDENTE, para asegurar la movilidad del fluido en los espaciosanulares y tener un eficiente barrido del mismo.

c) Evitar en esta etapa los espaciadores o píldoras viscosas.

4. La tubería necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten, girarseantes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionariasde fluido de control con sólidos acumulados y que produzcan altasviscosidades.

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

6. Efectuar viaje corto con los espaciadores o con la tubería de revestimiento

corta (boca liner) o levantarse aproximadamente 300 mts., y volver a bajar ala profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. Así mismo altener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que lasherramientas que se lleven en la punta auxilien en la limpieza de sedimentosy remoción de residuos que se hubieran quedado adheridos en las paredesde las tuberías de revestimiento.

Este movimiento de tubería permite elevar la eficiencia del desplazamientoincluso a bajos gastos de bombeo.

7. Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y

lavadores químicos y por el fluido final programado para quedarse dentro delpozo, ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circulados a gastosmáximos de bombeo.

La condición del flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejorarla eficiencia de un desplazamiento.




50

8. Para diseñar los volúmenes de espaciadores y lavadores químicos, esnecesario considerar el volumen por remover en el lavado de pozo, ya queen caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el

diseño puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en loscostos de estos reactivos.

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

Espaciadores y lavadores químicos.

Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluido de control ya seabase agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos, para evitar

mezclas de fluidos compatibles, problemas de contaminación, así como paralimpiar el pozo de manera efectiva y para la separación de fases del sistema.

Los baches espaciadores que deban ser programados deberán sercompatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser másviscoso que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lomenos 100 mts. de la parte más amplia de los espacios anulares para que tenganmayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimientomuy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su eficiencia.Para fluidos base aceite, su principal contacto como espaciador debe ser el Dieselpor ser ambos compatibles.

Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con unbache de agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productosde las compañías de servicios, los cuales pueden ser utilizados comoespaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellosutilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas,surfactantes o solventes, para una activa remoción de contaminantes orgánicos einorgánicos.

Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar ydispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos

gastos, lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares; normalmente su densidad escercana al agua dulce. En algunos casos se diseñan productos abrasivos comoarenas para barridos de limpieza.



3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.5 Preparación de una salmuerade Pozos

51

3.5 PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA

Una vez cementada la tubería de explotación (5”), se procede a realizar laterminación del pozo. En esta etapa se requiere la utilización de fluidos limpioslibres de sólidos a fin de evitar el daño a la formación durante las operaciones dedisparo y pruebas de admisión. Además de que al no tener sólidos en suspensiónfacilitan la introducción del empacador, el aparejo de producción, herramientascalibradoras, de disparos, de registros de producción, etc. Dependiendo de ladensidad se puede emplear:

• Agua tratada (1.0 gr/cc).

• Salmuera sódica (1.01 – 1.19 gr/cc).

• Salmuera cálcica (1.20 – 1.39 gr/cc).

La ventaja de este tipo de fluidos es que proveen un amplio rango dedensidades para controlar las presiones de formación sin usar sustancias dañinascomo la barita.

Turbidez: Pequeñas partículas suspendidas en el fluido producendispersión de luz. La turbidez es una medida de luz dispersada por las partículassuspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un nefelómetro, expresando elresultado en “NTU”. Este es proporcional a la concentracion de sólidos

suspendidos. Un fluido limpio no contiene partículas de diámetro mayor de 2micras, con un valor de turbidez no mayor de 30 NTU.

Corrosión: El principal agente corrosivo que afecta a los materiales de latubería en fluidos base agua son los gases solubles (O2, CO2, H2, S), así como lassoluciones salinas y ácidas.

A fin de prevenir la corrosión, los fluidos de terminación son tratados coninhibidores de corrosión, los cuales no las suspenden completamente pero si ladisminuyen considerablemente.

Las siguientes tablas nos proporcionan información para prepararsalmueras sódicas y cálcicas.




52

Tabla 3.3Por ciento NaCl

por pesoDensidad desolución

Solución Agua

Gramos desal por litro

de agua

p.p.mde (NaCl)

1.00001.00531.01251.02681.04131.05591.07071.08571.1009

1.11621.13191.14781.16401.18041.11972

012468101214

161820222426

0:01:02:04:26:48:711:113:616:2

19:122:025:028:231:635:1

-10.020.341.663.887.2110.9136.2162.4

190.0219.0249.3281.0315.7350.5

-10,05020,25041,07062,48084,470107,070130,280154,130

178,590203,740229,560256,080283,300311,270

NaCl = Cloruro de Sodio




53

Tabla 3.4Preparación de salmueras de diferentes densidades, usando cloruro de sodio,cloruro de calcio, y la combinación de ambos. Cantidad de materiales requeridos

para preparar 1m

3

de salmuera a 15.5º C.Preparada únicamente con(CaCl2)

Dens.gr/cc

Cloruro deCalcio(CaCl2)Kgs.

Cloruro deSodio(NaCl)Kgs.

Agua dulcelitros

CaCl2Kgs.

Agua dulcelitros

1.00 8 996 8 9961.02 26 991 23 993

1.03 46 984 37 9911.04 63 979 54 9891.06 80 974 68 9861.07 100 967 83 984

1.08 117 960 100 9771.09 134 953 117 9721.10 154 946 131 9701.12 174 939 148 9651.13 194 932 165 9601.14 214 924 182 9551.15 231 917 200 9481.16 251 910 216 9431.18 271 900 231 9411.19 291 894 247 9361.20 311 886 270 9291.21 83 250 874 285 9241.22 148 200 872 302 9141.23 205 154 875 319 915

1.25 254 117 875 336 9101.26 296 91 870 353 9031.27 220 71 867 370 896

1.28 350 57 865 388 8941.30 385 46 862 405 941

1.31 407 37 858 422 8841.32 430 28 858 439 8771.33 453 17 860 456 8721.34 476 8621.35 496 855

1.37 513 853

1.38 530 846

1.39 547 7411.40 567 831

1.41 587 8251.43 607 8151.44 630 808



3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.6 Aplicacionesde Pozos

54

3.6 APLICACIONES

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

• Si se desea preparar 80 m3 de salmuera sòdica (NaCl) de 1.10 gr/ cm3

¿Cual es la cantidad de sal por agregar y aproximadamente que salinidadse obtiene?

Información de la tabla 3.4: 154 Kg. (sal)/m3 (salmuera).946 lts. (agua)/m3 (salmuera).

Operaciones

154 Kg. /m3 x 80 m3 = 12,320 kg. de sal946 lts./ m3 x 80 m3 = 75,680 lts. de agua

Información de la tabla 3.3: aproximadamente 154,130 p.p.m de NaCl.

Preparación:

1. Verificar que el personal tenga y use el equipo de protección personal.2. Tener en las presas metálicas el volumen de agua necesario.3. Agregar la sal en grano por el embudo y manteniendo una buena agitación

hasta alcanzar la densidad requerida.4. Agregar inhibidor de corrosión (4 a 15 lts/m3) en caso que no se tenga dicho

producto puede recomendarse agregar 1 Kg. de sosa cáustica/m3 o 1 Kg. de

cal/m3

de salmuera.

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



55

4. HIDRÁULICA



4. Hidráulica 4.1 P a r á m e t r o s para laoptimización hidráulica.

57

4.1 PARÁMETROS PARA LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA

En el manual para perforador se proporcionaron los conceptos básicos de laoptimización hidráulica y algunos parámetros, tales como: determinación del gastonormal para perforar, velocidad anular óptima, velocidad del lodo en las toberas yel índice de limpieza en el fondo del agujero. En ésta parte complementaremos elestudio con los dos métodos principales de la optimización hidráulica: Impactohidráulico y caballos de fuerza hidráulicos (H.P. hidráulicos).

Los dos métodos de optimización mencionados, están relacionadosdirectamente con el diámetro de las toberas en la barrena, dichos métodosproporcionan una eficiente limpieza en el fondo del agujero, logrando con esto unmejor avance de perforación. Lo básico en estos cálculos son las caídas de

presión por fricción en: el equipo superficial, interior de las tuberías y espacioanular. Para lograr una mayor comprensión en los modelos matemáticos que seutilizan para las caídas de presión, es necesario tener los conocimientos básicosde: conceptos de reología, clasificación de los fluidos, patrones de flujo y fricciónen las tuberías, que a continuación se exponen.

Conceptos de reología

• Fluidos:

Se define como cuerpo de fluido aquel que cambia fácilmente su forma bajo

la acción de fuerzas muy pequeñas. En otras palabras, se puede definir unfluido como una sustancia que se deforma continuamente, cuando se leaplica una fuerza tangencial, por muy pequeña que esta sea.

• Viscosidad:

Se define como aquella propiedad por la cual un fluido ofrece una resistenciaal cambio de forma bajo la acción de fuerzas exteriores.

Analizando la figura 4.1 tenemos que la placa del fondo está fija y la placasuperior se mueve lentamente hacia la derecha bajo la acción de la fuerza

aplicada “F”. Se considera que el líquido es enteramente homogéneo y se adhierea ambas placas.

Al final del intervalo de tiempo “t”, la placa superior ha avanzado unadistancia cc1 y el líquido se ha deformado como lo indica a1bc1d. La deformacióntotal ha sido cc1 en una distancia total “x” en un tiempo “t”, siendo “v” la velocidadcon que la capa superior del líquido se movió sobre la capa interior.




58

V1 1

F

X

Figura 4.1 Líquido altamente viscoso confinado entre dos placas paralelas

En consecuencia podemos representar en forma matemática, al esfuerzocortante de la siguiente manera.

T = m x c

Donde:

T = Esfuerzo cortante, en dinas/cm2 = Fuerza/Áreac = Velocidad de corte, en seg -1 ó 1/seg = V/xm = Constante de proporcionalidad, en pois = Viscosidad

La unidad de viscosidad es el poise, nombrado así en honor de Poiseuille,y es igual:

1 poise =2

1cm

seg xdina poisecentipoise

100

11 =

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

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

• Punto d e Cedencia .- Es parte de la resistencia al flujo al igual que laviscosidad y es una medida de las fuerzas electroquímicas de las cargaseléctricas localizadas en la superficie de los sólidos en el fluido y puedeser controlado mediante un tratamiento químico y mecánico apropiado.




59

Clasificación de los fluidos

Los fluidos pueden clasificarse en Newtonianos y No-Newtonianos. Los gases y

los líquidos ligeros se aproximan a los fluidos Newtonianos, mientras que loslíquidos pesados son No-Newtonianos.

Analizando la gráfica 4.1 se puede decir, que son fluidos Newtonianos,aquellos líquidos cuya “viscosidad es constante” a cualquier temperatura y presióndadas, como el agua, glicerina, aceites para motor, kerosina y líquidos similares.Vemos que el comportamiento de la gráfica es una recta en donde el esfuerzo decorte es directamente proporcional a la velocidad de corte (m=viscosidad), encondiciones de flujo laminar.

Considerando la misma figura, tenemos, que los fluidos No-Newtonianos,

son aquellos cuya viscosidad no es constante a la temperatura y presión de quese trata, si no que depende del flujo mismo como factor adicional. Entre estosfluidos, tenemos los líquidos plásticos de Bingham. La mayor parte de los fluidosde perforación son suspensiones coloidales y/o emulsiones que se comportancomo fluidos plásticos o No-Newtonianos, y se asemejan al modelo propuesto porBingham.

Velocidad

decorte

F.Newtoniano F. Bingham (plástico)

A

B

C

E

Esfuerzo de corte

Esquemas que muestran los estados de flujo en fluidos plásticos:

DAB BC CDA

Sin movimiento Flujo

tapónFlujo lami-nar incom-pleto

Flujolaminar completo

Flujoturbulento

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

D

Gráfica 4.1 Comportamiento de los tipos de fluidos




60

Patrones de flujo

En general se estudian dos tipos de comportamiento de fluidos: Newtonianos y no-

newtonianos. Sabemos que el newtoniano es típico del agua, donde laspropiedades del líquido no cambian. El término No-newtoniano, simplementedescribe todos los líquidos que no se comportan como el agua.

No todos los fluidos se comportan como fluidos Bingham, pero elviscosímetro giratorio se calibra para dar información del comportamientoBingham, en el caso de nuestro fluido de perforación. Los patrones de flujo en unsistema de circulación puede ser tapón, laminar o turbulento. El flujo de tapón seencuentra en los trabajos de cementación, pero muy raras veces en lasoperaciones de perforación. Es por eso que el presente estudio se limitará a losflujos laminares y turbulentos.

Los patrones de flujo, como anteriormente se dijo, se clasifican en:laminares o turbulentos. El flujo plástico se incluye como un tipo especial del flujolaminar, las partículas individuales en el fluido se mueven hacia adelante en línearecta y la velocidad en la pared es cero con cualquiera de los dos patrones. Lavelocidad máxima se logra en un punto equidistante de las paredes. La región debaja velocidad es una función directa de cuanto se desvía un fluido dado del fluidoverdadero, o la magnitud de la viscosidad. Por lo tanto la velocidad en cualquierpunto alejado de la pared es proporcional a la relación promedio de volumen deflujo e inversamente proporcional a la viscosidad.

En el flujo turbulento, las partículas de fluido ya no se transmiten en línearecta dentro de la tubería. No hay un patrón de flujo preciso. Sin embargo, engeneral todas las partes de las corrientes de flujo están desplazándose a la mismavelocidad, aproximadamente. En este caso la viscosidad afecta únicamente elpunto donde se inicia la turbulencia y tiene poco efecto en las pérdidas de presióncuando el fluido está en turbulencia.

No hay una definición exacta de turbulencia. Se puede describir como unaevolución de capas precipitadas, flujo desordenado, o patrón de flujo irregular. Lafigura 4.2 muestra un perfil de la velocidad del fluido turbulento y las fluctuacionesdel mismo que causan la pérdida de presión en la turbulencia. Debido a que los

patrones para el flujo turbulento no son constantes, es imposible construir un perfilexacto de la velocidad del fluido o de las fluctuaciones de éste.




62

Parámetros hidráulicos

Impacto hidráulico.- La fuerza del impacto hidráulico se define como la relación del

cambio del momento del fluido con el tiempo. El momento del fluido a través de labarrena es un producto de la densidad, gasto y velocidad del fluido en las toberas.Representado en forma matemática:

I.H.193060

t t V Q DL

xg

V QX DL ××=

×

Donde:

IH. = Fuerza de impacto hidráulico, en lbs.D.L.= Densidad del fluido de perforación, en lbs/gal.

Q = Gasto de bomba, en gal/min.Vt = Velocidad del fluido en las toberas, en pies/seg.g = Constante de la aceleración de la gravedad = 32.17 pies/seg2.60 = Constante de conversión de min. a seg.

La fuerza de impacto en la ecuación depende del peso del lodo, entre másalto, mayor el impacto. Sin embargo, el peso del fluido no se cambia con esepropósito. Por esa razón se considera una constante para cualquier sistema. Paraobtener éste parámetro, se requieren las siguientes condiciones

Ps = 0.51 x Pm Pb = 0.49 x Pm

Donde:

Ps = Caída de presión por fricción en el sistema.Pm = Presión manométrica o de bombeo.Pb = Caída de presión en la barrena.

Lo anterior establece que para una presión limitada en la superficie, lapérdida de presión en el sistema de circulación deberá ser el 51% de la presión enla superficie y el 49% restante de la presión disponible se aplica a la barrena parael impacto óptimo.

Algunos piensan, que en la teoría del impacto hidráulico, la remoción derecortes depende de la fuerza con la que el fluido pega en el fondo del agujero ytal vez sea por el resultado de la fórmula en lbs. Pero si consideramos que en lafórmula del impacto, su origen es la ecuación Fuerza = masa x aceleración(F = m x a), se puede tener el concepto de impacto hidráulico, como la fuerza enlbs. que pasan en la sección de las toberas en la unidad de tiempo.




63

Caballos de fuerza hidráulicos.- Los H.P. hidráulicos pueden definirse como lavelocidad a la que el fluido hace trabajo en el sistema de circulación. En realidadlos caballos de fuerza son una velocidad definida de hacer trabajo. En forma

matemática, se representa como:H.P.H. =

1714

Q P ×

En el desarrollo matemático, se obtienen las siguientes condiciones paraéste parámetro:

Ps = 0.35 x Pm. Pb = 0.65 x Pm.

Esto significa que el 35% de la presión limitada o presión de bombeomáximo deseado, es de pérdida de presión en el sistema de circulación y el 65%restante para aplicarlo en la barrena.

En la gráfica 4.2 se muestra la confirmación de los métodos I.H. y H.P.H.en sus porcentajes de optimización.




64

0 200GASTO DE BOMBA G.P.M.

400 600 800

4 9 %

6 5 %

800

600

400

200

P O T E N C I A H I D

R Á U L I C A

MAXIMA POTENCIA EN LA

BARRENA.

MÁXIMO IMPACTOHIDRÁULICO.

4 9 %

H H P

D E L A

B O M

B A

P O T E N C I A

P R O P O R C I O N A D A P

O R

L A B O M B A

A P R E S I Ó N

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

1/2

C O N S T

A N T E

POTENCIA DISPONIBLE PARA LA BARRENA CON UNAPRESIÓN SUPERFICIAL DE 2500 LBS/PULG2 Y VARIAN-DO LAS VELOCIDADES DE CIRCULACIÓN

6 5 %

H H P

D E L A

B O M

B A

3 5 %

5 1 %

Gráfica 4.2 Potencia hidráulica en la barrena



4. Hidráulica 4.2 Diseño de un programahidráulico para perforar

65

4.2 DISEÑO DE UN PROGRAMA HIDRÁULICO PARA PERFORAR

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

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

Un programa hidráulico nos proporciona información para evitar altascaídas de presión en el sistema de circulación y evitar problemas en el equiposuperficial, así como también mayor esfuerzo en la bomba de lodo y porconsecuencia mayor mantenimiento, etc. El diseño de un programa hidráulico, encondiciones normales de perforación, se puede realizar cada 500 o 1000 m deprofundidad. (En el caso de una barrena PDC, se considera la profundidad aperforar), de acuerdo al cambio de densidades y de la reología del lodo, así comoen el cambio de diámetros interiores de la sarta de perforación.

Los pasos a seguir en forma general, para el diseño del programa hidráulico, son:

1. Llenar el formato con los datos requeridos.2. Seleccionar el gasto de bomba y emb/min. para perforar, con base a la

determinación del gasto normal para perforar. Verificar la emb/min máximade la bomba en donde se decide si se tiene que trabajar en paralelo.

3. Calcular la caída de presión por fricción en el sistema de circulación: Equiposuperficial, tubería de perforación, tubería extrapesada (H.W.),lastrabarrenas y espacio anular.

4. Sumar las caídas de presión en el sistema de circulación, y por medio deuna regla de tres simple calcular la presión para la barrena en los criteriosdel impacto hidráulico y H.P. hidráulico, y con base a la presión máxima dela bomba seleccione el criterio más aceptable. Recuerde que la presión de

bombeo será igual a la suma de estas dos presiones.Si la presión de bombeo es demasiada alta o próxima a la presión máximade la bomba, seleccione una presión de bombeo de acuerdo a lascondiciones de su equipo y restarle la caída de presión total, siendo éstevalor la presión disponible para la barrena.



4. Hidráulica 4.2 Diseño de un programahidráulico para perforar

66

5. Teniendo la caída de presión para la barrena seleccionada, se calculan losdiámetros de las toberas y el resto de los parámetros hidráulicos expuestosen el manual del perforador.

Debido a que existen varios autores de los modelos matemáticos, basando susestudios en el tipo de fluido, patrón de flujos, propiedades reológicas, etc. Para elpropósito de nuestro manual expondremos un ejemplo de cálculo tomando elmodelo de la compañía Smith Tool para fluidos No-Newtonianos y flujosturbulentos. Considerando que dicho modelo era aplicado en la regla de cálculohidráulico, que en años anteriores en el inicio de la hidráulica se usaron en elcampo y por que generalmente en el interior de la sarta se tiene flujo turbulento,siendo el espacio anular, entre T.P. y agujero en donde podría haber flujoturbulento o laminar*.

Modelo matemático para el cálculo de la caída de presión por fricción en el interiorde la tubería y espacio anular.

P =

×

××82.4

82.182.018.0

3.700 Di

LQ DVp l

Pa =( ) ( ) 82.13

82.182.018.0

3.700 Dt Da Dt Da

LQ Dl Vp

+−××××

Donde:

P = Caída o pérdida de presión por fricción en tubería, en lb/pg 2 Pa =Caída o pérdida de presión por fricción en el espacio anular, en lb/pg 2 Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps)Yp = Punto de cedencia (Yiel point), en lb/100 p2 Dl =Densidad del fluido de perforación, en gr/cm3

Q =Gasto de bomba, en gal/minDi =Diámetro interior de la tubería, en pg.L = Longitud de tubería (o espacio anular), en mDa = Diámetro del agujero, en pg.Dt = Diámetro exterior de la tubería, en pg.

Nota: Dichas fórmulas tienen algunos cambios en las unidades con respecto a laoriginal, para hacerlas más prácticas y en el caso de la primera se ha estructuradoen dos factores para evitar operaciones repetitivas.

* El número de Reynolds, especifica el tipo de flujo.



4. Hidráulica 4.3 Problemas mas comunes enla optimización hidráulica.

67

4.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA.

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

• Capacidad de las bombas de lodos.

• Densidad y propiedades reológicas altas, del fluido de perforación.

• Presión de trabajo de alguna parte del equipo superficial (Por ejemplo: tubolavador).

• Profundidad del pozo, mayores longitudes de tubería de perforación.

• Disminución del diámetro de la tubería.

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



4. Hidráulica 4.4 Aplicaciones

68

4.4 APLICACIONES

• Una placa de 20 cm2 de área está separada a 1 cm. de otra placa fija.Calcular la viscosidad del fluido en centipoise, si se requiere una fuerza de100 dynas para mover la placa superior a una velocidad constante de 10cm/seg.

Operaciones:

T = 2

2 /5

20

100cmdinas

cm

dynas

Area

Fuerza== (Esfuerzo cortante)

c = 1/10

1

/10 −== seg cm

seg cm

X

V (Velocidad de corte)

m = poisecm

seg dinas

seg

cmdinas

c

T 5.05.0

/10

/5

2

2

=×

== (Viscosidad)

Viscosidad = 0.5 x 100 centipoise = 50 cps.

• Con la siguiente información del pozo, realizar un programa hidráulico de2100.0 m a 3000.0 m

- T.R.: 13 3/8” -2100.0 m- Bna.:12”, tricónica, 3 toberas, velocidad de penetración promedio –

5min/m (12 m/hr)- T.P: 5“- 29.055 kg/m (19.5 lb/pie), D.I. = 4.276”- H.W.: 5” – 74.50 Kg/m – D.I.=3”,110.0m.- Lastrabarrena: 8”, 219 kg/m, D.I. = 3”, 90.0 m- Lodo de 1.45 gr/cm3, viscosidad plástica – 24 cp, punto de cedencia –

10 lb/100 pie2 base-agua.- Bomba triples IDECO, Modelo – T – 1300

Camisa 6 ½”, carrera 12”, 95% ef. volumétrica.

Máxima presión – 3232 lb/pg2 Máxima emb/min – 120

- Longitud aproximada del equipo superficial – 45 m, diámetro interiorpromedio – 3.5”




69

Operaciones:

1. Llenar el formato con la información anterior y posteriormente con loscálculos realizados.

2. Gasto de bomba para perforar.Con base en la velocidad de penetración se requiere de 40 a 45gal/min/pulgadas de diámetro de la Barrena.

40 gal/min/P.D.B./12 pg = 480 gal/min

Gasto de bomba al 90% - 4.656 gal/emb

=emb gal

gal

/656.4

min/480

103 emb/min. (Menor que la máxima)

3. Caída de presión por fricción en el sistema de circulación:

• En el equipo superficial

×

××=

82.4

82.182.018.0

5.3

45

3.700

48045.124 P

( ) ( ) 2/2884.27107.0216.260 pg lb P ≈=×=

Factor paralos cálculossiguientes

• En la tubería de perforación (2800 m).

P= (260.216) x ( )( )544.2216.260

276.4

2800

82.4

=

P= 661.98 ≈ 662 lb/pg2

• En la tubería extrapesada y lastrabarrenas(D.I. – 3”, 200.0 m)

( ) ( )( )003.1216.2603

200216.260

82.4 =

×= P

P = 260.996 ≈ 261 lb/pg2




70

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

( ) ( )2

82.13

82.182.018.0

/1311.135125123.700

300048045.124 pg lb Pa ≈=

+−×××

=

4. Total de la caída de presión en el sistema de circulación:

964 lb/pg2

H.P. Hidráulico: Impacto hidráulico:

35% - 964 lb/pg2 51% - 964 lb/pg2

65% - Pb 49% - Pb2

/179035

65964 pg lb Pb =

×= 2

/92651

49964 pg lb Pb =×=

Presión de bombeo = 2754 lb/pg2 Presión de bombeo = 1890 lb/pg2

En este caso seleccionamos una caída de presión para la barrena de926 lb/pg2. Para el H.P. hidráulico se tiene una presión de bombeo muy cercana ala presión máxima de la bomba.

5. Diámetro de las toberas

At = 0.0277 x Q x Pb

Dl

Donde:

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

Operaciones:

At = 0.0277 x 480 x 25261.0

926

45.1 pg =




72

Tabla 4.1 Área de Toberas (pulg.) 2

DIÁMETRO EN

32 AVOS DE PULG. UNA DOS TRES7 0.0376 0.0752 0.1127

8 (1/4”) 0.0491 0.0982 0.14739 0.0621 0.1242 0.1864

10 0.0767 0.1534 0.230111 0.0928 0.1856 0.2784

12 (3/8”) 0.1104 0.2209 0.331313 0.1296 0.2592 0.388914 0.1503 0.3007 0.451015 0.1726 0.3451 0.5117

16 (1/2”) 0.1963 0.3927 0.589017 0.2216 0.4433 0.664918 0.2485 0.4970 0.745519 0.2769 0.5538 0.8307

20 (5/8”) 0.3068 0.6136 0.920421 0.3382 0.6765 1.014722 0.3712 0.7424 1.113723 0.4057 0.8115 1.2172

24 (3/4”) 0.4418 0.8836 1.325425 0.4794 0.9587 1.438126 0.5185 1.0370 1.555527 0.5591 1.1182 1.6774

28 (7/8”) 0.6013 1.2026 1.804029 0.6450 1.2900 1.935130 0.6903 1.3806 2.0709

31 0.7370 1.4741 2.211132 (1”) 0.7854 1.5708 2.3562



73

5. ANÁLISIS DE FUERZAS ENHERRAMIENTAS Y TUBERÍAS



5. Análisis de fuerzas en 5.1 Cálculo de la fuerza resultanteherramientas y tuberías.

75

5.1. CÁLCULO DE LA FUERZA RESULTANTE

Generalmente nuestros cálculos en el pozo se relacionan directamente con laspresiones y no con las fuerzas que pueden originar las presiones que actúansobre su área determinada. Si consideramos más de una presión que influye endiferente sentidos y en diferentes áreas, entonces por lógica tendremos una fuerzaresultante de todas ellas, que en este caso es la que tomaremos en cuenta en lasoperaciones del pozo, basándonos en un análisis de fuerza que nos proporcionarásu cuantificación y el sentido, ya sea hacia arriba o hacia abajo.

Para realizar un análisis de fuerzas en las condiciones de un pozo, seprocede de la siguiente forma:

1. Identificar las presiones y las diferentes áreas donde actúan cada una deellas.

2. Calcular las presiones y áreas identificadas.

3. Encontrar la fuerza en cada una de éstas partes o secciones con la fórmula:

Fuerza = Presión x Área.

Considerando las fuerzas positivas en sentido hacia arriba y negativas haciaabajo.

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

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



5. Análisis de fuerzas en 5.2 Análisis de fuerzas en empacadorherramientas y tuberías y en sellos (PBR/sellos Molyglass)

76

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

Análisis de fuerzas en un empacador

Datos:

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

con 6,500 kg.

• Gradiente de presión de formación.- 0.090kg/cm2/m

Operaciones.

1ro. Presiones en el pozo y área en dondeactúan, y fuerzas:a) Presión hidrostática en el área

transversal entre T.R. y T.P.b) Presión de formación en el área

transversal del empacador y T.P.

c) Peso para anclar (6,500 kg).

2do. Ph =10

0.10.1250 × = 125.0 kg/cm2

At = 0.7854 (5.7912 – 2.3752) At = 21.91 pg2 = 141.35 cm2 F = 125.0 kg/cm2 x 141.35 cm2 = 17,669kg↓

Presión de formación esperada (Pf):

Pf = 0.090 kg/cm2/m x 2,500 m = 225kg/cm2

At = 0.7854 x (5.7912 – 1.9952) At = 23.212 pg2 = 149.754 cm2 F = 225 kg/cm2 x 149.754 cm2 = 33,695kg↑

Resultante = 33,695 kg – 17,669 kg – 6500 kg = 9,256.↑

2 490.0 m

2500 m

1 240.0 m

Agua

2 700.0 m




77

Observaciones: La fuerza resultante hacia arriba de 9256 kg originada por elyacimiento tratará de desempacar la herramienta. Para este caso se puede aplicaruna de las siguientes opciones:

a) Utilizar un empacador permanente o semipermanente cuando no se puedarepresionar el espacio anular.

b) Utilizar un empacador de compresión ancla doble, para auxiliar alempacador en su mecanismo hidráulico, producido por la diferencial depresiones.

Análisis de fuerzas en sellos (PBR/ sellos Mollyglass)

En las operaciones de cementación de una tubería de revestimiento corta

(Liner), sabemos que en el aparejo o la sarta para colgar la T.R. corta, uno de suscomponentes es un mandril con elementos de sellos de teflón inerte,convenientemente resistente para altas presiones y temperaturas en el fondo delpozo, y de ácido sulfhídrico. Dichos sellos son alojados en un receptáculo pulidointerior (PBR), ésta herramienta se puede colocar inmediatamente arriba o abajodel colgador, la cual proporciona un sello positivo durante las operaciones decementación.

Para prevenir que dichos sellos sean expulsados de su alojamiento,durante el bombeo de la lechada de cemento (Efecto del pistón), es necesariocalcular éste efecto para contrarrestarlo con peso sobre el colgador. A

continuación realizaremos un cálculo, como ejemplo, del efecto del pistón (Fig.5.1)

Datos:

T.R.- 9 5/8”, P-110, 47 lb/pie a 3750.0 mLiner programado – 7”, P-110, 35 lb/pie de 3600-5300 m- D.I.- 6.004”Lechada de cemento – 1.89 gr/cm3

Fluido de perforación – 1.60 gr/cm3 Tubería de perforación – 4 ½” – 16.6 lb/pieDiámetro de sellos Mollyglass, exterior – 6”, .D.I.- 2.812” (mandril)

Presión máxima a alcanzar – 2000 lb/pg

2




78

Operaciones:

Área transversal con diámetros interiores del PBR y el

mandril.

At = 0.7854 x (6.002 – 2.8122) At = 22.064 pg2

F = 2000 lb/pg2 x 22.064 pg2 F = 44,128.0 lb = 20,034 Kg ↑

Resultado:

La fuerza del pistón es hacia arriba de 20 tons.

Figura 5.1



5.3 Análisis de fuerzas en 5.3 Fuerza resultante con presiónherramientas y tuberías de formación en el pozo

79

5.3 FUERZA RESULTANTE CON PRESIÓN DE FORMACIÓN EN ELPOZO

Cuando se presenta una presión en el pozo (Brote), ésta presión influye en laparte inferior de la sarta con que se esté realizando la operación, en un áreadeterminada, ocasionando una fuerza ascendente en la tubería, en donde dichafuerza puede ser mayor que el peso de la sarta de perforación en el pozo,pudiendo llegar a expulsar la sarta fuera del pozo. Generalmente sucede este tipode problema cuando estamos a poca profundidad o en los viajes, en dondepodemos tener poco peso, sin embargo, se puede presentar el caso en donde lapresión de formación sea demasiada alta y ocasionar una fuerza ascendente alta.

A continuación expondremos un cálculo de la fuerza ascendente para que

tenga una mayor comprensión de dicha fuerza y tomar las medidas de seguridadcuando se presente dicho problema. Dos conocimientos básicos pueden obtenerde estos conceptos técnicos.

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

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



5.3 Análisis de fuerzas en 5.3 Fuerza resultante con presiónherramientas y tuberías de formación en el pozo

80

Figura 5.2



5. Análisis de fuerzas en 5.4 Aplicacionesherramientas y tuberías.

82

Operaciones:

a) Presión y área transversal en el espacio anular.

Ph = 2/0.239

10

2899825.0cmkg

x=

At = 0.7854 x (2.8752 – 2.692).

At = 0.808 pg2 = 5.21cm2.

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

b) Presión y área transversal en T. P.

Ph = 2/0.333

10

289915.1cmkg

x=

At = 0.7854 x (2.692 – 2.4412).

At = 1.004 pg2 = 6.477 cm2.

F = 333.0 Kg/ cm2 x 6.477 cm2 = 2,157.0 Kg. ↑

c) peso de la sarta de T. P.

Peso = 9.685 Kg/m x 2899 m = 28,077.0 Kg ↓

Resultante:

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

Carga en el gancho para alcanzar un punto neutral en el

empacador24, 675 Kg≈24.7 tons.

Figura 5.3

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

A c e i t e

A c e i t e

A g u a

s a l a

d a



83

6. DISEÑO DE SARTA DEPERFORACIÓN



6. Diseño de sarta de perforación 6.1 Propiedades de los materiales

85

6.1 PROPIEDADES DE LOS MATERIALES

Sabemos bien que los materiales u objetos supuestamente son rígidos ytotalmente sólidos. Sin embargo, hemos comprobado que los cables y tuberíaspueden alargarse o romperse, que los elastómeros se comprimen y algunospernos se rompen, etc. Por lo tanto, es necesario estudiar las propiedadesmecánicas de la materia, para tener una comprensión más completa de éstosefectos, por lo que a continuación expondremos y analizaremos algunosconceptos básicos de dichas propiedades.

Límite elástico y punto de cedencia

Se define como cuerpo elástico, a aquel que recobra su tamaño y su forma originaldespués de actuar sobre él una fuerza deformante. Es conveniente establecerrelaciones de causa y efecto entre la deformación y las fuerzas deformantes paratodos los cuerpos elásticos.

Robert Hooke fue el primero en establecer esta relación por medio de lainvención de un volante de resorte para reloj. En términos generales, Hookedescubrió que cuando una fuerza (F) actúa sobre un resorte produce en él unalargamiento (s) que es directamente proporcional a la magnitud de la fuerza, esteconcepto lo representamos con la siguiente figura:

Figura 6.1

1 cm

2 kg

4 kg

2 cm

6 kg

3 cm

L




87

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

F

F

W

W=Peso o carga

W

F

F

F

F

F

FF F

F

Figura 6.2

En el caso de un esfuerzo de tensión o de compresión, la deformaciónpuede considerarse como un cambio en la longitud por unidad de longitud. Unesfuerzo cortante, por otra parte, puede alterar únicamente la forma de un cuerposin cambiar sus dimensiones. Generalmente el esfuerzo cortante se mide entérminos de un desplazamiento angular.

Teniendo como base los conceptos anteriores, podemos definir el límiteelástico como el esfuerzo máximo que puede sufrir un cuerpo sin que la

deformación sea permanente. Por ejemplo si a un cable de acero se leproporciona un esfuerzo mayor que su límite elástico, esto no significa que elcable se romperá en ese punto, sino únicamente que el cable de acero norecuperará su tamaño original. Asimismo, podemos decir que el punto decedencia o fluencia es el valor que se alcanza de un esfuerzo, mayor del límiteelástico, al cual el material continúa deformándose sin que haya incremento de lacarga.




88

El mayor esfuerzo al que se puede someter un cable de acero sin que serompa, se le denomina límite de rotura. De acuerdo al experimento de R. Hooke y

los conceptos estudiados de esfuerzo, deformación y límite elástica. La ley deHooke establece:

Ductilidad y módulo de elasticidad

Los metales, que es nuestro estudio, tienen otras propiedades importantes,además de las anteriormente descritas, como:

• Dureza.- Resistencia del metal a la penetración o la deformación.

• Ductilidad.- Capacidad del metal para deformarse plásticamente sinfracturarse, medida por elongación o reducción de área enuna prueba tensil.

• Maleabilidad.- Característica de los metales que permite una deformación

plástica en compresión sin rotura.Es preciso conocer todas estas propiedades antes de elegir metales para

aplicaciones específicas. El módulo de elasticidad (longitudinal), se puede definircomo la medida de rigidez de un metal, o en otras palabras, como la razón delesfuerzo, dentro del límite proporcional, a una deformación correspondiente.También se le puede denominar como módulo de Young y se expresa con lasiguiente ecuación:

Módulo de Young =al longitudinndeformació

al longitudinesfuerzo

Esfuerzo = A F

Deformación longitudinal =original longitud

elongación =

l

l ∆

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




89

Ecuación resultante:

Módulo de Young = Y = l L A F /

/∆

= L Al F ∆×

×

Y = L A

l F

∆×

×

Las unidades del módulo de Young son las mismas que las unidades deesfuerzo: kg/cm2, lb/pg2, etc. Teniendo presente que la deformación longitudinal esuna cantidad que no tiene unidades (adimensional).

Adquirido el conocimiento de los conceptos básicos de las propiedades

mecánicas de la materia y de la ley de Hooke, a continuación se representan en lagráfica de esfuerzo-deformación para el acero, para una mayor compresión de losmismos.

OX = Deformación permanente especificada

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

0 X

E s f u e r z o

E t a

p a

e l á s

t i c

a

Etapa de plasticidad

Resistencia límite(Resistencia a la ruptura)

Límite de fluencia o cedencia

Límite de proporcionalidad *

Deforrnación unitaria

Gráfica 6.1 Esfuerzo-deformación para el acero




90

Pruebas de dureza

Las propiedades mecánicas de los materiales se determinan por medio depruebas en el laboratorio, el material estructural, como en el caso del acero, sesomete a una serie de exámenes en los que se obtiene su resistencia. La pruebade dureza puede medirse por varias pruebas como Brinell, Rockwell omicrodureza. Una forma práctica para probar la dureza del material puede ser conuna lima de dureza estandarizada, suponiendo que un material que no puede sercortado por la lima es tan duro como la lima o más que ella, en donde se utilizanlimas que abarcan gran variedad de durezas.

En la siguiente tabla se muestran valores estimados de la dureza dealgunas tuberías:

Tabla 6.1

Dureza Grado

Resistencia a lacedencia (lb/pg2) Brinell Rockwell-C

Tubería de PerforaciónE 75,000 220-260 19-27

X-95 95,000 240-290 22-30G (X-105) 105,000 250-310 24-32

Tubería de ProducciónN-80 80,000 20-31P-110 110,000 24-34

Tubería de revestimientoN-80 80,000 18-31

P-110 110,000 24-34V-150 150,000 36-43

Pruebas no destructivas

Una prueba no destructiva es el examen de un objeto efectuado en cualquierforma que no impida su utilidad futura. Aunque en la mayoría de los casos, laspruebas no destructivas no dan una medición directa de las propiedadesmecánicas, son muy valiosas para localizar defectos en los materiales que podríanafectar el funcionamiento de una pieza en una máquina cuando entra en servicio o

que se tenga una falla en su resistencia si forma parte de una estructura, etc.Una inspección no destructiva, es la aplicación de métodos que no

destruyen la pieza para determinar su conveniencia de uso. Dichos métodospueden ser por partículas magnéticas, por penetración de un trazador (líquidospenetrantes) etc. La inspección más económica y práctica en el campo en lasoperaciones de perforación y mantenimiento de pozos es la inspección por




91

penetración de un trazador, método que consiste en determinar la existencia yextensión de discontinuidades (fracturas) que están abiertas a la superficie en la

pieza que se inspecciona, las indicaciones, se hacen visibles a través del empleode un tinte o agente químico fluorescente en el líquido utilizado como medio deinspección.

El trazador es un líquido con baja tensión superficial que fluye dentro delas aberturas superficiales de la pieza que se inspecciona con tinte o agentequímico, para hacerlo visible más fácilmente en condiciones normales deiluminación.



6. Diseño de Sarta de Perforación 6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales

92

6.2 ELIPSE DE ESFUERZOS BIAXIALES

Un modelo simplificado a partir de la teoría de la distorsión máxima dedeformación y trabajando en dos dimensiones fue desarrollado por Nadia yaceptada por el API para representar la resistencia al colapso y el estallamiento delas tuberías sujetas a un esfuerzo axial variable (diferente de 0). El modeloconsidera la acción de los esfuerzos axiales y tangenciales mayores a los radiales.Su forma matemática es la siguiente:

Aeσ = [1- 0.75 (

Aσ / yσ )2 -0.5

Aσ

Y σ ] / yσ

Donde:

σ Ae = Esfuerzo axial equivalente (psi)

Y σ = Cedencia (psi)σ A = Esfuerzo axial (psi)

Su aplicación ha sido orientada más a la representación del colapso bajola carga axial variable. Y se utiliza asignando en las ecuaciones de colapso unacedencia equivalente calculada a partir de la ecuación anterior.

La gráfica biaxial presentada en la gráfica 6.2 muestra el comportamientode disminución de la resistencia al colapso para tuberías sujetas a un esfuerzo

axial mayor a cero (tensión en cuarto cuadrante), situación que cambia enesfuerzos axiales menores a cero (compresión tercer cuadrante). El resultado deesta predicción de pérdida o ganancia de resistencia ha estado sujeta acontroversia, en virtud de no contar con pruebas exhaustivas que corroboren loanterior. Se considera que un solo +10% en resistencia se puede obtener bajocompresión. Y por tensión puede considerarse una pérdida total en resistencia.



6. Diseño de Sarta de Perforación 6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales

93

Gráfica 6.2 Elipse de esfuerzos biaxiales



6. Diseño de sarta de perforación 6.3 Análisis de esfuerzos a que se sometenlas tuberías por tensión, colapso ytorsión

94

6.3 ANÁLISIS DE ESFUERZOS A QUE SOMETEN LAS TUBERÍAS PORTENSIÓN, COLAPSO Y TORSIÓN.

El Instituto Americano del Petróleo (API) tiene establecido que para el diseño desartas de trabajo sean considerados los tres esfuerzos principales a que sonsometidas:

a. Por Tensiónb. Por Colapsoc. Por Torsión

Es importante señalar que para el diseño se aplicará el método gráfico, el

cual está basado en ecuaciones matemáticas que serán expuestas en el tema 6.4. A continuación se detallan cada uno de los esfuerzos, exponiéndose

inicialmente algunos conceptos generales.

a. Tensión

Una sarta de trabajo al estar suspendida verticalmente, sufrirá un esfuerzo axialllamado tensión, producto de su propio peso. Cada junta debe soportar el peso dela sarta suspendida en ella.

El valor de este esfuerzo varía de cero en el punto neutro hasta unmáximo en el punto de apoyo, es decir en la superficie.

Si la tubería estuviera suspendida en el aire soportaría todo su pesomuerto. Si está sumergida en el fluido, disminuye su peso por efecto del empujedel empuje en función de la densidad del fluido; cambiando los esfuerzos detensión a compresión a partir del punto neutro, como se aprecia en la figura 6.3




95

Figura 6.3 esfuerzos a la tensión

b. Colapso

Este esfuerzo se debe principalmente al afecto de la presión exterior que ejerce lacolumna hidrostática de los fluidos de perforación o de control en los pozos. Lamagnitud de la presión depende de la densidad del fluido. El colapso oaplastamiento también puede ocurrir al aplicar una presión externa que sumadacon la presión hidrostática, incrementa la presión externa.

El valor de la presión exterior aumenta en función de la profundidad y suvalor máximo estará en el extremo inferior de la sarta de tubería, como se apreciaen la figura 6.4.




96

Figura 6.4 Esfuerzos al colapso

Cuando un tubo está sometido a una presión exterior uniforme, el metalestá sujeto a esfuerzos de compresión, al aumentar la presión en condiciones deequilibrio, se contraerá uniformemente como cualquier cuerpo elástico, hasta unapresión crítica donde el tubo es inestable y ocurre la falla plástica o colapso.

El diseño de colapso por tensión consiste en determinar la reducción en la

capacidad de la tubería para resistir presión externa como resultado de la tensiónaplicada. Esto debe efectuarse en los extremos de cada sección de tuberíadiseñada previamente por tensión, de acuerdo a las siguientes deducciones:

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

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




97

• Al comprimir una tubería, disminuye la capacidad de resistencia a la presióninterna.

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

Con estos conceptos fue elaborada la gráfica de Elipse de esfuerzosbiaxiales. (Gráfica 6.1)

El procedimiento para calcular el colapso por tensión es el siguiente:

1. Contando con el peso en los extremos de cada una de las seccionesdiseñadas, se procede a calcular la constante adimensional (r) en losextremos de cada sección, definida con la siguiente expresión.

PCP x A x

M K aplicadatensiónr

t

opb

454.0

+×=

Donde:

r = Constante adimensional

Tensión aplicada = Tensión originada por el peso de la tubería en el aire. En Kg.

Mop = Margen para tensionar, en Kg.

At = Área transversal del tubo, en pg2

Kb = Factor de flotación ___PCP = Punto de cedencia promedio, en lb/pg2 (Tabla 6.2)

El punto de cedencia promedio )( PCP , es la media aritmética de la mínimay máxima resistencia cedente, para cada calidad de acero, como se aprecia en lasiguiente tabla:

Tabla 6.2

RESISTENCIA A LA CEDENCIAGRADO PCP

lb./pg2PC min.lb./pg2

PC máx.lb./pg2

E 85000 75000 95000X 11000 95000 125000G 120000 105000 135000

S-135 145000 135000 155000




98

2. Con el valor de r se entra a la Elipse de Esfuerzos sobre el eje de tensiónencontrando un punto. Se baja una vertical hasta intersectar la curva,

obteniendo el por ciento de resistencias al colapso (Z) que tiene la tuberíacuando se tiene sometida a una cierta tensión.

Este valor encontrado se multiplica por al valor del colapso dado en tablas yse obtiene el valor al colapso en el punto deseado (Rcbt)

3. Este valor se compara con la presión que ejerce el fluido en ese punto. Sies menor, la tubería de trabajo no es recomendable por presión externa.Por lo tanto, se tendrá que acudir al siguiente grado de tubería y volver ahacer el diseño por colapso.Hasta que los valores de presión sean cercanos o iguales, nuestra sarta

estará en condiciones favorables por colapso.

c. Torsión

La cantidad de esfuerzo por torsión que resiste una tubería bajo tensióndebe calcularse en cada cambio de grado, diámetro y peso de tubería. El valormínimo que resulte en cualquiera de los puntos analizados será la condición defrontera en operaciones reales de campo.

En el caso de herramientas que se operan con torsión como es el dealgunas herramientas de percusión, el valor de torsión obtenido por diseño deberáser superior a la torsión necesaria, de lo contrario deberá cambiarse el diseño dela sarta.

Se debe de tomar en cuenta, al trabajar con las tuberías, que a medidaque aumente la tensión el esfuerzo de torsión disminuye.



6. Diseño de sarta de perforación 6.4 Diseño de una sarta de perforaciónpor tensión y por esfuerzo biaxial

99

6.4 DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN POR TENSIÓN Y PORESFUERZO BIAXIAL

El término “diseño” significa definir o establecer las especificaciones particularespara realizar una obra o producto, es decir, definir las dimensiones específicas delos insumos que se ocupan en la creación o construcción para lograr el objetivo.Por otro lado, el término “sartas de tuberías”, se hace extensivo para las tuberíasde perforación, de revestimiento y producción. Por lo tanto, el término “diseño desartas de tuberías” debe entenderse como un proceso para determinar lasespecificaciones que deben tener los materiales utilizados como sartas de tuberías(tubos y conexiones), con la premisa de seleccionar la (s) que más convenga (n) apartir de especificaciones preestablecidas, para una aplicación en particular en unpozo.

En el ámbito de la Ingeniería de Perforación, el término “diseño detuberías” generalmente es aplicado, como sinónimo de “diseño de sartas detuberías”. Con base en éstos conceptos y de acuerdo a sus componentes, eldiseño de una sarta de perforación” se puede dividir en las siguientes partes:

• Diseño de tuberías.

• Diseño de aparejo de fondo y longitud de lastrabarrenas.

• Selección de la barrena para perforar.

En el manual para Perforador, se han estudiado los diferentes aparejos o juegos de fondo y el concepto del punto neutro. En el caso de la selección de labarrena para perforar, se tratará en el tema 10.1; por lo tanto, nos enfocaremosúnicamente al diseño de tuberías y al cálculo de la longitud de lastrabarrenas, paraéste último concepto aplicaremos el método de flotación de Lubinski, queestablece, que el peso mínimo de lastrabarrenas en el lodo, debe ser mayor que elpeso aplicado sobre la barrena. De ésta manera se asegura que la tendencia alpandeo permanezca en los lastrabarrenas. Lubinski define el punto neutro en unasarta de perforación “cuando el peso flotado de la porción de una sarta deperforación debajo del punto neutro es igual al peso sobre la barrena”. Este punto

neutro, no es el mismo que el punto en el cual no existen ni tensión ni compresión.

En el diseño de tubería se determina la resistencia de las diferentestuberías que forman nuestra sarta. La resistencia de un tubo se puede definircomo una reacción natural que opone el material ante la imposición de una carga,a fin de evitar o alcanzar los niveles de una falla.



6. Diseño de sarta de perforación 6.4 Diseño de una sarta de perforaciónpor tensión y por esfuerzo biaxial

100

El término “falla” se entiende como sinónimo de “fractura”, sin embargo, enel estudio de la mecánica de materiales éste no es el significado usual del término.Se dice que ocurre una falla cuando una cosa u objeto deja de realizar

satisfactoriamente la función para la cual estaba destinada. En el caso de lastuberías en un pozo, si éstas alcanzan cualquier nivel de deformación se debeentender la situación como una condición de falla.

Por lo tanto, la capacidad de resistencia de una tubería se define comoaquella aptitud o condición que ofrece una tubería para reaccionar y evitarcualquier tipo de falla o deformación, ante la acción combinada de cargas (depresión, axiales, ambientales y mecánicas).

Las principales fallas de las tuberías son básicamente: colapso, tensión,estallamiento y corrosión. El tratamiento de cada una de las fallas simplifica el

estudio y análisis del comportamiento de la resistencia en los materiales.

Los métodos a estudiar para el diseño de la tubería de perforación losharemos con base en las siguientes cargas o esfuerzos:

• Tensión.- Es una condición mecánica (tensionada) de una tubería que puedeocasionar la falla o fractura de la misma. Se origina por la acción de cargasaxiales que actúan perpendicularmente sobre el área de la seccióntransversal del cuerpo del tubo.

• Esfuerzo biaxial Tensión / presión interna (estallamiento).

Tensión/presión al colapso.



6. Diseño de sarta de perforación 6.5 Recomendaciones para el cuidado einspección de la tubería de perforación

101

6.5 RECOMENDACIONES PARA EL CUIDADO E INSPECCIÓN DE LATUBERÍA DE PERFORACIÓN

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

• Llevar el control de las revisiones hechas por inspección tubular de lastuberías de perforación y lastrabarrenas, con la finalidad de tenerconocimientos de las condiciones de la sarta de perforación.

• El daño que frecuentemente ocurre en las roscas de los tubos deperforación se debe a juntas con fugas, maltrato, desgaste de las roscas ycajas hinchadas por efecto del desgaste del diámetro exterior. Por lo que esnecesario inspeccionar la tubería en cuanto se tengan señales de

conexiones flojas y otros defectos.

• Consultar las tablas para el apriete de la tubería, para aplicar la debidatorsión de enrosque (Fig. 6.5). Al realizar el apriete, el tirón de la llave debeser parejo y no a sacudidas.

La falta de apriete quiere decir que hay muy poca compresión en el hombro de la junta. Al girar la

tubería, el hombro se abre en la parte donde se sufre la tensión permitiendo que entre el fluido de

perforación, observándose al desconectar que el piñón está seco y un área alrededor del sello tiene un

color gris opaco.

Figura 6.5




102

• Los instrumentos de medida de apriete, se deben revisar y calibrarperiódicamente.

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

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

estiramiento

• Cuando se tenga tubería de poco espesor evitar un rompimiento de tuberíaal tener un esfuerzo coaxial resultado de una combinación de tensión ytorsión.

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




103

Figura 6.7 Colores API para tubería de perforación nueva




104

Figura 6.8 Colores API para tubería de perforación usada




105

• Verificar las condiciones de las cuñas y buje maestro. Se recomienda unaprueba de las cuñas cada tres meses o de acuerdo a las condicionesobservadas de las mismas, y cada vez que se ponga en servicio un buje

maestro nuevo o cuñas rotatorias nuevas.

A continuación describimos el procedimiento para la prueba de cuñas. (CiaVarco)

1. Para obtener una prueba efectiva del agarre de las cuñas, asegúrese que lacarga del gancho sea de 45 toneladas o más.

2. Limpie una sección de tubería donde no existan marcas de insertos previos.

3. Envuelva papel impermeable y durable alrededor de la tubería.

4. Coloque cuidadosamente las cuñas rotatorias usadas, alrededor de lasección de tubería envuelta en el papel, como lo indica la figura 6.9

Figura 6.9



6. Diseño de sarta de perforación 6.6 Aplicaciones

107

6.6 APLICACIONES

• Una vez estudiadas las propiedades de los materiales, expuestas en eltema 6.1, es de comprenderse que cuando se aplica una tensión a latubería, ésta la deforma, aumentando su longitud, por lo que se deberátener cuidado de no rebasar los limites elásticos, para que lasdeformaciones en la tubería no sean permanentes. La elongación que sufrela tubería, se puede calcular con la siguiente fórmula:

∆L =Y x A

l x F (Dentro de los limites elásticos)

Donde:

∆L = Incremento de longitud ó elongación, en m.F = Fuerza o tensión en kg.l = Longitud original de la tubería, en m.

A = Área transversal del tubo, en cm2.Y = Modulo de Young, en kg/cm2 (2.11 x 106 kg/cm2 para el acero).

Problema:

¿Cuál es la elongación que sufre una tubería si se tiene una sarta de perforación

con una longitud de 3000.0 m, al aplicarle una tensión de 20 tons. sobre su peso?

T.P. – 5” – 29.05 kg/m, D.I. – 4.276”

Operaciones:

A = 0.7854 x (52 – 4.2762) = 5.2746 pg2 = 34.030 cm2

l ∆ =61011.2030.34

3000000,20

x x

x = 0.8356 m = 83.56 cm

En caso que se requiera calcular la longitud, conociendo la tensión y elongaciónde la tubería, puede aplicar la formula:

L = F

Y xl x A ∆




108

Una de las aplicaciones de la formula anterior, es la de calcular el puntolibre, sin embargo, se tiene la deducción a partir de ésta en otra fórmula práctica

que se aplica en el campo, obteniendo los mismos resultados.• Con la siguiente información del pozo, realizar un diseño de sarta para una

operación de molienda, por tensión y colapso.

Datos:

Diseño para 5800.0 m.T.R. – 7 5/8” – 4,150.0 m.T.R corta (Liner) – 5”, Longitud – 1700.0 m.Boca del Liner – 4,100.0 m.

T.P.: 3 ½”, grados X-95 y G, 23.0950kg/m, Premium.T.P.: 2 7/8” – Hydril, PH-6, P-105, 15.5 kg/m, Premium.Lastrabarrenas: 3 ½” x 1 ½” – 40 kg/m.Molino: 4 1/8”, máximo peso esperado 3 tons.Fluido de control – 1.20 gr/cm3.Factor de seguridad para lastrabarrenas – 20%.

Como seguridad dejar 100.0 m de T.P. -2 7/8”, arriba de la boca del Liner.

Margen para jalar – 30 tons.

Operaciones:

Diseño por tensión.- Dicho método está expuesto en el manual del perforador aligual que su formulario.

• Longitud de lastrabarrenas.

Ff = 1 –85.7

20.1 = 0.847

L =40847.0

20.13000

×

× = 106.25 m ≈ 106.0 m (3,591 kg)

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




109

5800.0 m - 4100.0 - 106.0 = 1594.0 m1594.0 m + 100.0 m = 1694.0 m de T.P. - 2 7/8” Necesaria

L1 =( )

m0.446733.16847.0

30000591,3379,95=

×

+−

Se requieren solamente - 1,694.0 m (23,431.0 kg).

• Longitud de la segunda sección.T.P. - 3 ½” - º X – 95

L2 =( )

86.24847.0

000,30431,23591,3867,129

×

++−

L2 = 3459.5 m ≈ 3460.0 m

106 + 1694 + 3460 = 5260 m. Es necesario complementar el diseñocon T.P. 3 1/3” - º G

• Longitud de la tercera sección.

L3 =15.25847.0

867,129537,143

×

− = 641.7 ≈ 642.0 m

T.P. – 3 ½” - º G – requerida: 5800 – 5260 = 540.0 m (11.503 kg).

Nota: El cálculo de la segunda sección no se realizo por diferencia de resistencia,por no utilizar la longitud total de T.P. de L1.

Diseño por colapso.

Calculadas las secciones de tuberías por tensión, se procede a calcular el valoradimensional de “r”, que es la relación de tensión aplicada entre la resistencia a latensión real de la tubería, utilizando la siguiente ecuación:

r = PCP x At x

Mp KbaplicadaTensión

454.0

)( +

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




110

Figura 6.11 Estado

mecánico del pozo y localizaciones de "r"

r 1 = 11

454.0

.

PCP x A x

Mpj DC

P +

=000,1208579.2454.0

000,30591,3

x x

+ = 0.2157 (21.57%)

r 2 = 11

454.0

1.....

PCP x A x

Mpj P T

P C D

P ++

=000,1208579.2454.0

000,30431,23591,3

x x

++ = 0.3662 (36.62%)

r 3 = 22

454.01....

.

PCP x A x

Mpj

P T

P

C D

P ++

=000,110304.4454.0

000,30431,23591,3

x x

++

= 0.2652 (26.52%)

r 4 = 22

454.0

2...1....

PCP x A x

Mpj P T

P P T

P C D

P +++

=000,110304.4454.0

000,30855,72431,23591,3

x x

+++ = 0.6042 (60.42%)




111

r 5 =

33

454.0

2..1....

PCP x A x

Mpj P T

P P T

P C D

P +++

=000,120304.4454.0

000,30855,72431,23591,3

x x

+++ = 0.5539 (55.39%)

r 6 =33

454.0

.3..2..1....

PCP x A x

Mpj P T

P P T

P P T

P C D

P ++++

=000,120304.4454.0

000,30503,11855,72431,23591,3

x x

++++ = 0.6029 (60.29%)

Teniendo los valores de “r” de un diseño por tensión, en la elipse deesfuerzos biaxiales y en el cuadrante de tensión – colapso, en el eje horizontal selocaliza el valor de “r” de cada sección(Gráfica 6.1), se traza una línea verticalhasta cortar la elipse en la parte inferior, posteriormente a partir del punto deintersección se traza una línea horizontal hacia la derecha, donde determinamos el

porcentaje de la resistencia al colapso “z” para cada valor de “r”.1 2 3* 4 5 6 7

r (%) z (%) Colapso

nominal

(Kg/cm2)

Colapso bajo

tensión

(Kg/cm2)

(2)x(3)

Profundidad

(m)

Presión

hidrostática

(Kg/ cm2)

Margen para

represionar

(4)-(6)

r 1 = 21.57 86 1,138 979 5694 683 296

r 2 = 36.62 74 1,138 842 4102 492 350

r 3 = 26.52 84 1,046 879 4102 492 387

r 4 = 60.42 56 1,046 586 540 65 521

r 5 = 55.39 60 1,156 694 540 65 629

r 6 = 60.29 56 1,156 647 0 0 647

*Presión al colapso al 70%




112

1 21.57%

Z=86° c Aproximadamente

Gráfica 6.3

De los valores calculados y anotados en la tabla, se verifica que el puntodonde se puede ejercer menor presión por el espacio anular es a 5,694.0m, que lecorresponde a la T.P. de 2 7/8” - °P - 105.

Observaciones:

Se ha realizado el diseño por colapso, tomando como base los conceptosde la elipse biaxial, la propiedad de la tubería que se reduce por tensión es lapresión al colapso, siendo entonces el punto débil a comparación de la presióninterna.



113

7. CEMENTACIONES



7. Cementaciones 7.1 Propiedades API de lastuberías de revestimiento

115

7.1 PROPIEDADES API DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

Las propiedades más importantes de la T.R son los valores promedios de tensióny presiones interior y de colapso. La fuerza de tensión es resultado del peso propiodel conjunto de tubos suspendidos por debajo del punto de interés. La resistenciaa la cedencia del cuerpo del tubo es la fuerza de tensión que origina que el tuboexceda el límite elástico o mínimo esfuerzo a la deformación (

P σ ). Para la

unión correspondiente a cada tubo se considera la que se conoce como junta ocople.

El promedio de presión interior se calcula como la mínima presión interiornecesaria para ocasionar la ruptura del tubo en ausencia de presión exterior ycarga axial de tensión. El promedio de presión de colapso es la mínima presión

requerida para aplastar el tubo, en ausencia de presión interior y carga axial.

Las normas API aportan fórmulas con las que se calcula elcomportamiento de las tuberías de revestimiento.

A través de este tema se explicará cómo calcular la tensión, la presióninterior y la presión de colapso.

Tensión

La resistencia a la tensión del tubo se puede calcular empleando un diagrama

simplificado de cuerpos libres como el que se muestra a continuación:

Ften

FF 22

AS

Figura 7.1 Diagrama de cuerpo libre




116

La fuerza Ften, tiende a jalar el tubo prescindiendo de la fuerza contraria F2

que aporta la conformación de las paredes del tubo; F2 esta dada por la ecuación(1):

F2 = pσ x AS (1)

Donde:

AS =Área de la sección transversal del tubo.

La resistencia de tensión esta dada por la ecuación (2):

Ften =0.7854 x pσ x (d 2

n - d2) (2)

El cálculo de la fuerza de tensión por la ecuación es la mínima fuerza paraproducir una deformación dentro del mismo esfuerzo a la deformación ( pσ ) del

tubo, empleando para este cálculo hasta el mínimo de espesor de pared, que envalor representa un 87.5 % del espesor nominal.

Las fórmulas siguientes consideran la fuerza requerida para provocar unafractura en la junta con un mínimo de tensión (jalón); se recomienda emplear elvalor más bajo. La ecuación (3), se emplea para el cálculo del área de la rosca yconsidera el último hilo roscado perfecto.

A jp=0.7854 x [(dn- 0.1425)2

–d2

] (3)

Donde:

dn = Diámetro nominal del tubo.d = Diámetro interior del tubo.

Para el cálculo de la fuerza de tensión que induce a la fractura se empleala ecuación (4):

Ften= 0.95 x A jp x ult σ (4)

Donde:

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




117

El cálculo de la fuerza de tensión en la junta se conoce con la ecuación(5):

Ften =0.95 jp A t L

++

+

−

nt

p

nt

ult n

d Ld L

d

14.014.05.0

74.0 59.0 σσ (5)

Donde:

t L =Longitud de la sección roscada de la junta.

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

P A = 0.7854 x

− 22 d d n (6)

SC A = 0.7854 x 2

1

2

2 cc d d − (7)

Donde:

P A =Área de acero del cuerpo del tubo.

SC A Área de la sección transversal del cople.

2cd =Diámetro exterior del cople.

1cd =Diámetro interior del cople en la raíz de la última cuerda perfecta.

La fuerza de tensión para falla de la rosca del tubo se calcula con la ecuación (8).

ten f =0.95

−− )1(0396.0008.1

ult

p

ult p Aσ

σσ (8)




118

La fuerza de tensión para falla de la rosca en el cople se calcula con laecuación (9):

Ften = 0.95 x Asc x ult σ (9)

Para conexiones extreme-line (extremos planos o lisos) se consideran lasecuaciones siguientes:

La fuerza de tensión para falla del tubo se calcula con la ecuación (10):

ten f = 0.7854 ult σ

− 22 d d n (10)

La fuerza de tensión para falla de la conexión, se conoce a través de la

ecuación (11):

ten f =0.7854ult σ ( )22

2 b j d d − (11)

Donde:

2 jd =Diámetro interior nominal de la conexión.

bd = Diámetro exterior de la conexión (caja).

Estos diámetros se registran en la base de las últimas cuerdas perfectas.

La ecuación (12) se emplea para calcular la fuerza de tensión por falla del piñón.

ten f = 0.7854 ult σ ( )2

1

2

j pin d d − (12)

Donde:

pind =Diámetro exterior de la sección critica de la conexión (piñón)

1 jd =Diámetro interior nominal de la conexión (piñón).

IMPORTANTE

Del con jun to de f órmulas po r u ti l izar en el d iseño de

tub erías de revestim iento se recomienda emplear los

mínimos val or es esp ecífic os.




119

Presión Interior

En el diagrama simplificado de cuerpo libre (figura 7.2) la tendencia de la fuerza F 1

para reventar el tubo es vencida por la resistencia de las paredes del tubo, mismaque se representa por una fuerza F2. F1 es el resultado de la presión ( br p ) que

actúa en el interior dentro del área proyectada ( Lds ) y está dada por la ecuación(13).

Por

Figura 7.2 Diagrama de cuerpo libre para presión interior

F1= θd p Ld

br .2

(13)

F2 es resultado de la resistencia del acero, S σ actúa en el área ( tl ) y está

dada por la ecuación (14) y para condiciones estáticas por la ecuación (15).

F2=2

θσ tLd S (14)

F1 - ( ) 02 2 = F (15)

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




120

br p = sσ2d

t (16)

Esta ecuación sólo es válida para tubería de espesor de pared delgadocon relación de valores dn/t, mayores de los que comúnmente se usan en lastuberías de revestimiento.

La ecuación (17) de BARLOW se emplea en tubos de mayor espesor; essimilar a la ecuación (16), sólo que el diámetro exterior se identificará por dn,usado en lugar del diámetro interior (d). La ecuación de BARLOW no aporta unarigurosa solución pero es conservadora en su resultado. El API se basa en laecuación de BARLOW afectando a la presión interior de un factor de 87.5% delmínimo esfuerzo a la deformación ( pσ ) lo que definirá en estas condiciones un

mínimo de espesor de pared ( t ) disponible para cálculos.

=br P 0.8752n

pd

t σ (17)

El API recomienda usar espesores de pared redondeados: a 0.001 pg. y elresultado a valores de 10 lb/pg2.

Presión de colapso

El colapso en las tuberías se origina por la presión externa y es un fenómeno más

complejo que el originado por la presión interior.

El diagrama simplificado que se muestra en la figura 7.3 no aporta unanálisis a detalle como el de la presión interior; sin embargo, la teoría elástica endos dimensiones establece la relación de los esfuerzos radiales (

r σ ) y

tangenciales ( t σ ), que actúan en las paredes de la tubería, siendo función de

estos efectos, la presión exteriore p , la presión interior

i p , el radio ( r ),entre los

dos radios: interior ir y exterior or . Las ecuaciones (18 y 19) solucionan el efecto

de los esfuerzos mencionados.




122

El colapso que acontece de acuerdo a la ecuación (21) se conoce con elnombre de resistencia de cedencia al colapso (

seσ ) y se ha demostrado que sólo

ocurre para aquellos valores dentro de rangos en la relación t d n / , aplicables para

tuberías de revestimiento. El limite superior de resistencia de cedencia al colapso( seσ ) se calcula con la ecuación (22) en función de t d n / .

( ) ( )

+

−+

++−

=

Se

Sen

F F

F F

F F

t

d

σ

σ

3

2

1

5.0

32

2

1

2

282

(22)

Los valores de F1, F2 y F3 de esta ecuación están dados en la tabla 7.1.

Tabla 7.1 Coeficientes empíricos usados para la determinación de presión de colapso

Grado F1 F2 F3 F4 F5

H-40

-50

J-K55&D

-60

70

C-75&E

L-80 & N-80

C-90

C-95-100

P-105P-110

-120

-125

-130

-135

-140

-150

-155

-160

-170-180

2.950

2.976

2.991

3.005

3.037

3.054

3.071

3.106

3.1243.143

3.1623.181

3.219

3.239

3.258

3.278

3.297

3.336

3.356

3.375

3.4123.449

0.0465

0.0515

0.0541

0.0566

0.0617

0.0642

0.0667

0.0718

0.07430.0768

0.07940.0819

0.0870

0.0895

0.0920

0.0946

0.0971

0.1021

0.1047

0.1072

0.11230.1173

754

1,056

1,206

1,356

1,656

1,806

1,955

2,254

2,4042,553

2,7022,852

3,151

3,301

3,451

3,601

3,751

4,053

4,204

4,356

4,6604,966

2.063

2.003

1.989

1.983

1.984

1.990

1.998

2.017

2.0292.040

2.0532.066

2.092

2.106

2.119

2.133

2.146

2.174

2.188

2.202

2.2312.261

0.0325

0.0347

0.0360

0.0373

0.0403

0.0418

0.0434

0.0466

0.04820.0499

0.05150.0532

0.0565

0.0582

0.0599

0.0615

0.0632

0.0666

0.0683

0.0700

0.07340.0769

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

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




124

2

6

1

1095.46

−

=

t

d

t

d

x p

nn

cr (24)

El valor de colapso que aproximadamente se obtiene con la ecuación (24)se llama colapso elástico y el rango aplicable de valores recomendados por el APIpara la relación de t d n / en dicho colapso se obtiene de la tabla 7.2, donde el

límite inferior del rango se calcula con la ecuación (25):

1

2

1

2

3

2

F

F

F

F

t

d n

+

= (25)

La tabla 7.1 aporta los valores de F1 y F2, la etapa de transición entre laresistencia de cedencia al colapso y el colapso elástico no está definida conexactitud, pero cubre un rango significativo de valores de t d n / . De la solución de

resultados experimentales en el API se tienen dos ecuaciones adicionales depresión de colapso para cubrir la región de transición, con base en un promedio decolapso plástico para valores de t d n / justo arriba de la resistencia de cedencia al

colapso que se determina con la ecuación (26):

( )( )523

41

F F F F F

t d

e

en

−+−=

σσ (26)

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

−= 54 F

t

nd

F p ecr

σ (27)



7. Cementaciones 7.2 Selección y esfuerzo que se consideranen el diseño de tubería de revestimiento

125

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

Selección de tubulares

Reconociendo la capacidad de resistencia de los tubulares y estableciendo lasdiferentes condiciones de carga que pueden actuar sobre los mismos, esindispensable seleccionar los materiales más propicios que cumplan con unobjetivo o premisa. En este apartado, se describirán algunos temas de interés quesirven de apoyo para cumplir con la finalidad de proceder a la selección de losmateriales:

Premisa de selección

El primer compromiso de los elementos tubulares utilizados en un pozo es el demantener la suficiente capacidad de respuesta en resistencia ante la imposición decualquier tipo de carga. Sin embargo, en los tiempos actuales, debemos cumplircon una preocupación por demás importante: el costo de los materialesseleccionados. Por lo tanto, el aspecto técnico-económico queda en las siguientespremisas que debemos observar para la selección apropiada de tubulares dentrodel marco del proceso de diseño a utilizar:

“Garantizar el desempeño mecánico de las tuberías para garantizar la seguridad eintegridad del pozo, observando el costo mas bajo”.

“La junta ideal es aquella que es 100% transparente al cuerpo del tubo”.

“La junta es gobernada por las propiedades del material y las leyes mecánicas”.

Factores de trabajo

Haremos referencia a la definición de los factores adimensionales que se utilizanpara establecer un margen de seguridad en la capacidad de resistencia de loselementos tubulares. Además, se presenta la definición de los factores quepermiten efectuar con precisión los análisis del desempeño mecánico de una

tubería ante la imposición de las cargas actuantes en el pozo. Generalmenteestamos acostumbrados a tratar con el concepto de factor de diseño. Sinembargo, este factor debe ser precedido por la definición formal del concepto deseguridad.




126

Factor de Seguridad

Relación de la Resistencia a la Carga impuesta a una tubería en un punto

determinado de profundidad. Es el parámetro que permite reconocer la condición oestado en el que trabaja la tubería. Es decir, en condiciones de seguridad(valor> 1) o de inseguridad (valor <1). Esto es:

FS = Resistencia/Carga

Factor de trabajo

Es la representación gráfica del perfil de factores de seguridad vs profundidad.

( )h F F S T =

Factor de diseño

Es el valor mínimo aceptable que debe cumplir el factor de seguridad paraconsiderar como aceptable el diseño propuesto de una tubería.

( )minS D F F =

Factor de trabajo normalizado

Es el comportamiento gráfico del factor de trabajo dividido por el factor de diseño.De esta forma se simplifica la representación gráfica de los perfiles de factores detrabajo, debido a que la falla de una tubería se puede interpretar con un solocriterio. Los factores de trabajo normalizados se pueden analizar a partir delcriterio de una línea unitaria (F = 1). Los factores con valores menores a la unidad,significan que la tubería no cumple con el factor de diseño.

D

T TN

F

F F =

Es necesario recalcar, que los factores de trabajo se presentan para cada una delas medidas de resistencia de la tubería. Es decir, cuando se trabaja en laresistencia al colapso, llamamos factor de trabajo al colapso. Mientras que la

resistencia a la tensión, se denominará factor de trabajo a la tensión, pormencionar algunos. Por lo tanto, se aplica la definición para: colapso,estallamiento, tensión y triaxial. Es importante mencionar que se requiere manejarfactores de trabajo tanto para la junta como para el cuerpo del tubo, sobre todo enel aspecto de tensión y compresión.




128

Métodos de selección

El objetivo principal del proceso de diseño de tuberías es seleccionar los

elementos tubulares que permitan garantizar la seguridad e integridad del pozo.Por lo tanto, es necesario acudir a un método que, permita elegir aquellas tuberíasy juntas que cumplan con el objetivo. Podemos clasificar en dos métodos losprocedimientos de selección: los analíticos y los gráficos.

Métodos analíticos.- Los métodos analíticos han sobrevivido y están presentes enun sin número de formas y alternativas de propuestas de selección. Los hay desdeesquemas simples de selección basados en aspectos geométricos, hasta como enmétodos de programación no-lineal de gran altura. Este tipo de métodos hanestado presentes y evolucionados como un intento por automatizar la selección delos materiales. Sin embargo, debido a la situación práctica de operación de las

tuberías, se han relegado desde un punto de vista de ingeniería, sin ver lasbondades que traen consigo. Como por ejemplo, el caso de un método deselección basado en programación no-lineal, que trae implícita la minimización delos costos asociados al proceso de selección de materiales. O también, es el casode un método para la selección de tuberías combinado con el costo mínimo ybasado en la teoría de combinaciones. Actualmente, existen métodos conprogramación no-lineal, combinando la selección mediante la revisión del criteriode falla del modelo triaxial y API, en el cual, se delimitan las condiciones de fallade una tubería. Es decir, se dictamina inicialmente cuál es el criterio de falla aseguir, para aplicar la técnica no-lineal de optimización. Y como estos existenmuchos casos más.

Métodos gráficos.- Los métodos de aplicación práctica nacen de la representacióngráfica de los dos factores de peso: resistencia y carga. Desde la aplicación delmétodo de Youngstone se ha combinado la selección de las tuberías con métodosy procedimientos gráficos. El método gráfico por excelencia es el denominado“Carga Máxima”, que como ya se dijo, se usa para evaluar las cargas actuantes enuna tubería. Es sin embargo, un método que propuso el seguimiento a larepresentación gráfica de la relación carga-resistencia como el único medio paraseleccionar los materiales. Actualmente, el método de selección más práctico y enuso es precisamente un método gráfico, cuyas bases son la selección de lastuberías en base a la representación simultánea de las cargas Inician por presión y

eligen las tuberías en forma intuitiva para revisar las cargas axiales. Una vezrealizado lo anterior, se procede a mejorar la calidad del diseño, modificando laprofundidad de colocación o seleccionando o modificando otro tubular. Lo anteriorobedece a un procedimiento interactivo que hace necesario el uso de un programade computadora. Las gráficas 7.2 y 7.3 muestran un ensayo del diseño de tuberíasde revestimiento de un pozo. Diferentes variantes en modo y forma de seleccionarlos tubulares están presentes en los diferentes programas de cómputo que existencomercialmente. Sin embargo, las bases son observar en todo momento la




129

relación resistencia-carga. Por un lado, existen programas que cuentan con unabasta base de datos en la que mantienen la mayor parte de las especificacionestubulares, sobre todo para tuberías API. Esto sirve para el Ingeniero de

Perforación al evitar la aplicación de las formulaciones API para determinar lacapacidad de resistencia tubular. Mientras que otros, permiten la actualización delas especificaciones tubulares para dar libertad de utilizar las especificaciones detuberías propietarias.

Gráfica 7.2 Diseño por estallamiento




130

+

+

+

++ +

+

0 750000 1500000

Carga

Resistencia

2250000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

M D

( f t )

Carga Axial (lbf)

+

0 750000 1500000

Carga

Resistencia

2250000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

M D

( f t )

Carga Axial (lbf) Gráfica 7.3 Diseño axial

Selección de juntas.

Los métodos de selección mencionados, se fundamentan en la selección detuberías. Relegan a un segundo plano de revisión la selección de las juntas. Dada

la naturaleza más heterogénea de las juntas y prácticamente por la imposibilidadactual de contar con una basta información de las especificaciones de las mismas,el proceso de selección de juntas se traduce básicamente en dos aspectos:revisión por carga axial, y revisión por costo. Es decir, se establece el grado decarga axial actuante en las tuberías, y después se selecciona la junta cuyamagnitud de resistencia a la carga axial resulte la más económica Esta práctica escomún hoy en día. Sin embargo, partiendo de la selección de juntas, debemosestablecer un análisis mecánico para evaluar el desempeño de una junta paradefinir su selección en un diseño tubular. Este tipo de análisis se realiza mediantemétodos denominados FEA (Finit element analisys) que son complicados deaplicar para fines prácticos, pero que en la actualidad son el único medio para

medir el desempeño mecánico de una junta cuando esta sujeta a diferentessituaciones de carga. Una alternativa por demás incipiente para iniciar el procesode selección de juntas se muestra en la figura 7.4 en la cual se presenta undiagrama de flujo para elegir, de acuerdo a la nueva nomenclatura en uso de

juntas, el tipo de junta más recomendable.




131

Figura 7.4 Procedimiento de la selección de juntas




132

Revisión por corrosión.

Ante la problemática de las tuberías por el efecto corrosivo de contaminantes

como el H2S y el C02 es requerible que las tuberías seleccionadas dentro delproceso de diseño se revisen por la acción de dichos contaminantes. El criterio deselección que debemos aplicar y que está vigente es el recomendado por laNACE. Bajo este criterio se determina qué grado de tubería es más recomendableante la acción o carga corrosiva del H2S, a las diferentes condiciones de presión ytemperatura. La figura 7.5 representa un diagrama de flujo de la recomendaciónemitida por la norma NACE MR-0175-99. Es una forma más clara de entender yaplicar la norma. Esta consideración debería aplicarse dentro del mismo procesode selección de tuberías puesto que se revisa la carga por presión y la acción detemperatura sobre los tubulares.

Ante el ataque simultáneo de gases de H2S y C02 se recomiendan acerosdenominados “especiales”, dada la naturaleza anticorrosiva para lo cual fuerondiseñados. La fabricación de las tuberías especiales cuenta con aleaciones queevitan la propagación de la corrosión en la superficie metálica. Generalmente seles conoce como CRA (Corrosión Resistant Alloys). Estas tuberías tienen un costopor demás elevado y su manejo debe ser cuidadosamente revisado Las tuberíasdenominadas cromadas (13% cromo y níquel) son de este tipo especial de acero,y existen en el mercado Internacional (compañías japonesas como NKK ySumitomo), y en el nacional (Compañías PRINVER y HIDRYL). Un procedimientode selección de este tipo de tuberías de acuerdo a las condiciones de presión ytemperatura y C02 presentes en un pozo puede ser aplicado siguiendo el

diagrama de flujo mostrado en la figura 7.6. A pesar de lo costoso de este tipo de tubería (aproximadamente de 3 a 8

veces el costo de una tubería convencional), su aplicabilidad es cada vez máspropicia por efecto de las grandes cantidades de sulfhídrico y CO2 que se produceen algunos campos del territorio nacional.




133

Figura 7.5 Diagrama de flujo de la recomendación emitida por la norma NACE MR-0175-99




134

Figura 7.6 Aplicación de la Norma NACE con la influencia de CO2 en tuberías especiales



7. Cementaciones 7.3 Esfuerzos de la tubería de revestimientodurante la introducción, cementación yposterior a la cementación

135

7.3 ESFUERZOS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DURANTE LAINTRODUCCIÓN, CEMENTACIÓN Y POSTERIOR A LACEMENTACIÓN

Esfuerzo de la tubería de revestimiento durante la introducción, cementacióny posterior a la cementación

Durante las operaciones de perforación, las tuberías empleadas se someten aesfuerzos como son el pandeo, cambios en la presión interna, efectos térmicos,etcétera; los cuales pueden incidir negativamente, ocasionando que los costos ytiempos de operación se incrementen más de lo planeado. Por lo anterior, sedescriben brevemente algunos de ellos.

Efecto del choque

Durante la introducción de una sarta pueden desarrollarse cargas significativas dechoque, si la introducción se suspende súbitamente. El esfuerzo axial resultantede cambios de velocidad repentina es similar al golpe causado por el agua en untubo cuando la válvula se cierra repentinamente, ocasionando lo que comúnmentese llama golpe de ariete.

Normalmente, las cargas de choque no son severas en cambiosmoderados de velocidad en la introducción del tubo.

Efecto de cambio en la presión interna

Los cambios de presión interna pueden causar cargas importantes adicionales.Estos pueden ocurrir durante y después que la sarta se ha cementado y asentadoen el cabezal del pozo.

Durante las operaciones de cementación, la sarta está expuesta acambios de presión interna debido a la presión hidrostática de la lechada delcemento y la presión de desplazamiento. Esto no crea únicamente esfuerzotangencial en la pared del tubo, el cual tiende al estallamiento, sino tambiénincrementa el esfuerzo axial. Mientras la tendencia al estallamiento es reconociday mantenida dentro de los límites, algunas veces no se toma en cuenta la cargaaxial. Esto puede tener consecuencias graves, especialmente si el cemento hacomenzado a fraguar al terminar el desplazamiento.




136

Efecto de cambio en la presión externa

Las condiciones de carga por presión externa se basan en la densidad del lodo enel exterior de la tubería de revestimiento durante las operaciones de cementación;algunas veces cuando la presión externa es mayor que la causada por el lodo, seencuentran otras condiciones. Comúnmente, esto no ocurre cuando la tubería secoloca frente a secciones de formaciones plásticas (domos salinos),eventualmente la sal transmitirá a la sarta la carga vertical de sobrecarga.

También puede resultar un esfuerzo axial del cambio de presión externadespués de la terminación del pozo. Un ejemplo común del cambio en presiónexterna se origina por la degradación del lodo en el exterior de la tubería derevestimiento.

Un incremento en la presión externa causa un decremento en el esfuerzotangencial tensional (es decir, un incremento compresivo tangencial). Estosignifica que el diámetro de la tubería de revestimiento disminuye, la longitud seincrementa y un incremento en la presión interna, puede causar que la tubería secolapse.

Efectos térmicos

Anteriormente, en el diseño de las tuberías de revestimiento no se consideraba elesfuerzo axial por cambios de temperatura después de que la tubería escementada y colgada en el cabezal. Los cambios de temperatura encontradosdurante la vida del pozo generalmente deben desecharse. Cuando la variación detemperatura no es mínima, debe considerarse el esfuerzo axial resultante en eldiseño de la tubería y en el procedimiento de colgado. Algunos ejemplos de pozosen los cuales se encontrarán grandes variaciones de temperatura son:

• Pozos de inyección de vapor.• Pozos geotérmicos• Pozos en lugares fríos.• Pozos costafuera.• Áreas con gradientes geométricos anormales.

Efecto de flexión

En el diseño de la tubería de revestimiento debe considerarse el efecto de lacurvatura del pozo y el ángulo de desviación vertical sobre el esfuerzo axial en latubería y cople. Cuando la tubería es forzada a doblarse, la tensión en el ladoconvexo de la curva puede incrementarse.




137

Por otro lado, en secciones de agujero relativamente rectas con un ángulode desviación vertical significativo, el esfuerzo axial provocado por el peso del tubo

se reduce. El incremento de fricción entre el tubo y la pared del pozo tambiénafecta significativamente al esfuerzo axial. En la práctica del diseño común seconsidera el efecto perjudicial por la flexión del tubo y el efecto favorable por ladesviación del ángulo vertical no se considera. La fricción de la pared del pozo, esfavorable para el movimiento de la tubería hacia abajo y desfavorable para elmovimiento hacia arriba, generalmente se compensa por adición de un mínimo defuerza de jalón en la tensión axial.

Estabilidad de la tubería

Si la presión sólo actúa en las paredes interiores y no en el extremo inferior de un

tubo, tiende a ladearlo o pandearlo; si la presión actúa únicamente sobre la paredexterior y no en el extremo inferior tiende a prevenir la flexión. Cuando el tubo secementa, la presión puede causar flexión, lo cual puede prevenirse ajustando lacarga axial en el tubo, así, será igual o excederá la carga de estabilidad.

Cuando una sarta de tubería es suspendida verticalmente, pero nocementada, la carga axial en el punto más bajo es exactamente igual a la carga deestabilidad y la sarta es estable en este punto. Los puntos de arriba serán másestables, ya que la carga axial es mayor debido al peso de la sarta y excederá a lacarga de estabilidad en esos puntos.

Aunque la sarta es estable al tiempo de instalación, puede convertirse eninestable debido a los cambios de presión y temperatura resultantes deoperaciones posteriores. Los cambios en las cargas de estabilidad y axial ocurrena causa de dichos cambios y es posible que una carga axial llegue a ser menorque la carga de estabilidad, con lo cual la estabilidad se pierde.

Pandeo de las tuberías

Las condiciones críticas de pozos como son: profundidad, alta presión y altatemperatura, requieren de un análisis y diseño seguro de las sartas de tuberías,tanto de revestimiento como de producción, ya que tales pozos sonfrecuentemente diseñadas al llamado factor de diseño límite.

El pandeo helicoidal es un parámetro importante en un análisis de diseño.Este fenómeno inicialmente fue investigado por Lubinski, primero por la derivacióndel conocimiento de la relación hélice/fuerza del pozo. Posteriormente se usóextensivamente por otros investigadores.




138

La suposición fundamental para la ecuación de Lubinski es correcta paraun tubo de diámetro interior uniforme sin peso (ligero), tubo concéntrico redondo;

aunque todos los tubos tienen peso, pero éste es mínimo comparado con la fuerzaexterna aplicada; sin embargo, la longitud total de la sarta en un pozo puede sermuy grande, por lo que este peso no puede descartarse sobre todo en pozosdonde se requieren tubos de gran espesor.

Factores para mejorar el desplazamiento

Los requerimientos necesarios para desplazar el lodo durante la cementaciónprimaria son:

• Utilizar centradores.

• Acondicionar el lodo antes de la cementación.

• Mover la tubería durante el acondicionamiento del lodo y la cementación;evitándolo cuando el desplazamiento es en flujo tapón.

• Controlar la velocidad de desplazamiento y reología de la lechada.

• Utilizar altas velocidades cuando pueda mantenerse el flujo turbulento en elintervalo de mayor diámetro del área anular, a través de la zona de interés.

• Con flujo turbulento mantener el tiempo de contacto necesario para uneficiente desplazamiento del lodo.

• Cuando no pueda desarrollarse o mantenerse la turbulencia, considerarvelocidades inferiores para lograr el flujo tapón.

• Si no pueden lograrse estos flujos, ajustar las propiedades reológicas delcemento.

En la actualidad existen muchas maneras de hacer eficiente una cementación,utilizando algunos accesorios y productos químicos que mencionaremos más

adelante.




139

Centradores

Este tipo de accesorios crea un área anular de flujo uniforme y minimiza lavariación de la resistencia de las fuerzas de arrastre, a través de esa área de flujo.Los centradores no proporcionan una concentricidad perfecta entre agujero ytubería, pero incrementan sustancialmente las condiciones de separación,mientras que una tubería sin centradores se apoyará contra la pared del agujero.

Aunque estos accesorios aparentan ser obstrucciones innecesarias, son efectivosy deben usarse donde sean aplicables.

El tipo flexible (Fig. 7.7) posee una habilidad mucho mayor paraproporcionar la separación en el lugar en que el pozo se ha ampliado. El tipo rígido(Fig. 7.8) provee una separación más positiva donde el diámetro del pozo está

más cerrado.

Figura 7.7 Centradores flexibles Figura 7.8 Centradores rígidos

Las consideraciones de mayor importancia son: la posición, método deinstalación y distancia.

Los centradores deberán ser los adecuados y en número suficiente paraque, de acuerdo a su colocación en los intervalos que presenten un interésespecial, se obtenga la cementación requerida.

En tuberías superficiales, intermedias y de explotación se recomiendacolocar dos centradores en los tres primeros tramos y después alternados en cadatercer tramo. En la tubería de explotación se requiere ubicarlos frente a las zonasproductoras y extenderlos 30 m por encima y hacia abajo de ésta.




140

La correcta ubicación requiere consultar el registro de calibración delagujero, ya que permite colocar los centradores donde el calibre del agujero

presente las mejores condiciones para su buen funcionamiento, y que no quedenen donde existan derrumbes o cavernas mayores a su diámetro.

En las cementaciones primarias, el éxito de una buena operación esta enfunción de la centralización de la TR para obtener un desplazamiento uniforme delos fluidos.

En algunos casos, los centradores pueden incrementar las posibilidadesde bajar la tubería hasta el fondo; por ejemplo, donde existe el problema depegadura por presión diferencial.

El espaciamiento entre centradores viene determinado por el ángulo dedesviación y el grado de excentricidad tolerable. El espaciamiento máximopermisible esta dado por la siguiente ecuación:

L =4/1

6

44

056.3

)(

−− αSEN W E

Y d D

Donde:

L = Distancia entre centradores, piesD = Diámetro exterior de la tubería, pgd = Diámetro interior de la tubería, pgW = Peso unitario de la tubería, lbs/pieα = Ángulo de desviación del agujero, gradosY = Deflección de descentralización, pg

Y = radio del agujero – radio de la tubería – Wn

Wn = (1- % excentricidad) x (radio del agujero – radio de la tubería)

Espaciamiento mínimo

Se debe utilizar como mínimo un centrador:

• En la zapata.• Dos tramos arriba de la zapata.• Cada tramo, y 30 metros arriba y debajo de la zona de interés.• Cada tramo en cualquier parte donde la adherencia es crítica.




142

El efecto de la fuerza requerida para iniciar el flujo en el lado estrecho delespacio anular, es mayor cuando se tienen fluidos plástico de Bingham en flujo

turbulento.Las fuerzas que resisten al arrastre entre el lodo y la tubería pueden ser

alteradas con una fuerza de desplazamiento positiva al rotar la tubería mientras sedesplaza el cemento, esto ayuda a la remoción del lodo canalizado en el ladoangosto del espacio anular, como se muestra en la figura 7.10.

TUBERÍA SIN ROTAR

CementoFluyendo Lodo Estático

INICIO DE ROTACIÓN LODO CASI REMOVIDO

Figura 7.10 Efecto de rotar la tubería de revestimiento durante la cementación

Moviendo recíprocamente la tubería hacia arriba y abajo, se ejerce unafuerza de arrastre de desplazamiento, menos positiva que con la rotación. Sinembargo, la reciprocidad también afecta la velocidad del cemento y el lodo ybeneficia cuando se tiene flujo turbulento o laminar.

Las fuerzas de arrastre en la interfase lodo-cemento pueden causar laerosión del lodo canalizado, si éstas son suficientemente altas, y si el tiempo decontacto lograra una remoción completa del lodo. En tales condiciones, esprobable que exista remoción de la mayor parte del lodo canalizado cuando elcemento está en flujo turbulento.

El tiempo de contacto es definido como el periodo durante el cual (enalguna posición en el espacio anular) se mantiene el lodo en contacto con lalechada de cemento que está en el flujo turbulento. Para remover el lodo, eltiempo de contacto no debe exceder de 10 minutos.

Mover la tubería durante el acondicionamiento del lodo y la cementación

Como ya se mencionó, el tipo de movimiento de la tubería también altera losefectos entre el lodo y la tubería en una fuerza de resistencia positiva dedesplazamiento. Algunos estudios, indican que la rotación es más efectiva que elmovimiento reciproco para remover el lodo canalizado donde la tubería estadescentralizada. En resumen, en las fuerzas de arrastre lodo-cemento hay fuerzas




143

entre la tubería-cemento que también ayudan al desplazamiento. Durante larotación, las fuerzas de arrastre tubería-cemento son más efectivas que durante

los movimientos recíprocos, ya que el cemento tiende a empujar la columna delodo canalizado en lugar de pasar de largo.

Rotando la tubería de 15 a 25 rpm se proporciona un movimiento másrelativo del tubo y los fluidos del espacio anular que moviéndola recíprocamente ½metro en ciclos de 1 minuto. En resumen, las fuerzas de arrastre son másefectivas en la dirección de rotación de la tubería que las fuerzas de arrastre almoverla recíprocamente durante el desplazamiento.

Los movimientos recíprocos causan movimientos laterales o cambios deexcentricidad. Los centradores se mueven a través de las irregularidades de la

pared del pozo. Estos movimientos laterales alteran el área de flujo y estimulan eldesplazamiento del lodo canalizado.

Los movimientos recíprocos crean una presión substancial y oleadas develocidad en la pared del agujero, que favorecen el efecto de erosión del cementosobre el lodo canalizado por un aumento de fuerzas de arrastre y dedesplazamiento. Sin embargo, es importante conocer la magnitud de los cambiosde presión para evitar fracturar la formación y originar pérdidas de circulación.

Al remover el enjarre de lodo, teóricamente se mejora la adherencia delcemento con la formación. Ahora bien, esto beneficiaría las cementacionessiempre y cuando se logre la remoción total del enjarre, pero se podrían generarpérdidas de circulación y otros problemas relacionados con la deshidratación decemento (pérdida de filtrado).

Acondicionar el lodo antes de la cementación

Reduciendo la resistencia del gel y la viscosidad plástica de lodo, se mejoranotablemente la eficiencia del desplazamiento y se reducen las presionesrequeridas en la interfase lodo-cemento. También se reducen las fuerzas dearrastre de desplazamiento requeridas para remover el lodo canalizado y disminuirlos efectos de las fuerzas resistivas tubería-lodo-pared del agujero.

Bajo ciertos y bien definidos límites de presión, puede bajarse la densidaddel lodo empezando con la resistencia del gel y la viscosidad plástica, casi al límitede presión de formación del pozo. Si esto se logra, la tubería debe ser rotada sólopara ayudar en la acción de limpieza y puede llevar a reducir la presión por debajode la presión de formación.




144

Evitar reacciones adversas lodo-cemento

Por los efectos de contaminación, puede existir la posibilidad de mezclar elcemento y el lodo durante el bombeo y el desplazamiento, lo que da comoresultado:

• Que el fraguado se acelere o retarde.• La reducción de la fuerza de compresión del cemento.• El aumento de pérdida de filtrado (más alta en el lodo que el cemento), y si

es lodo base aceite puede llegar a formarse una mezcla imbombeable yque el cemento no fragüe o no alcance consistencia.

Un estudio API, mostró que químicos inorgánicos tienen un efecto adverso

sobre los cementos (generalmente tienden a acelerar el fraguado) y el efectodepende de la concentración, mientras que los químicos orgánicos generalmentelo retardan y en algunos casos pueden inhibirlo completamente.

Antes de efectuar trabajos con algunas relaciones lodo-lechada decemento, se deben realizar pruebas de laboratorio para identificar problemaspotenciales. Para prevenir problemas de contaminación de las lechadas con ellodo, es mejor disminuir o evitar su contacto. El tapón limpiador previene lacontaminación dentro de la tubería y el fluido espaciador reduce el contacto en elaspecto anular.

Controlar los gastos de desplazamiento y la reología de las lechadasGeneralmente, altos gastos de desplazamiento mejoran la eficiencia si el cementopuede alcanzar flujo turbulento hasta el espacio anular. Las condiciones quepueden evitar alcanzar esto, incluyen:

• Capacidad de gasto de desplazamiento limitada (equipo de bombeo).• Una presión limitada de desplazamiento y• Condiciones de flujo inapropiadas (reología) de lodo y/o lechada.

Las propiedades de la lechada de cemento también se pueden alterar; por

ejemplo, se pueden agregar dispersantes para bajar resistencias de gel y punto decedencia y alcanzar el flujo turbulento a bajo gasto de desplazamiento. Lo anteriores recomendable cuando se requieren altos gastos de bombeo.

Cuando las condiciones de la pared del pozo son tales que la turbulenciano deba alcanzarse, hay que desplazar el cemento en régimen de flujo tapón paramantener un perfil de velocidades favorable en el espacio anular. Mientras que las




145

fuerzas de arrastre con flujo tapón no son tan efectivas como cuando se tiene flujoturbulento, puede ser beneficioso incrementar la resistencia del gel del cemento

tan alto como sea posible, particularmente en la primera parte de la lechada.Los gastos de bombeo no deben producir un aumento de velocidad en el

espacio anular mayor a 90 pies/minuto. Bajo ciertas condiciones, lo anterior nopuede efectuarse controlando el flujo (gasto de bombeo). Por ejemplo, con efectode tubo U por la alta densidad de cemento y la presencia de pérdida decirculación.

Finalmente, podemos mencionar como se colocan generalmente losaccesorios en las tuberías, y se realizan de la siguiente manera:

ð

Zapata guía en el primer tramo, puede ser flotadora y esto dependerá delas condiciones de diseño.ð Cople flotador o diferencial, generalmente se coloca entre el segundo y el

tercer tramo, y también dependerá de las condiciones de diseño.ð Dos centradores en cada uno de los dos primeros tramos y luego

alternados uno cada tercer tramo o como se determinen de acuerdo alregistro de calibración. Los centradores pueden ser rígidos o flexibles.

ð La zapata y el cople necesitan enroscarse utilizando algún tipo depegamento adecuado para el acero, esto evita el desenroscamiento odesprendimiento de los mismos, así como de los tramos de tuberíaconectados a ellos. Existen los accesorios insertables que se adhieren alinterior de la tubería por medio de presión y desarrollan las mismasfunciones que la zapata y cople.

ð En la cementación de las tuberías conductoras y superficiales,generalmente se cementa hasta la superficie.

ð Si durante la cementación de las tuberías superficiales no sale cemento a lasuperficie, se introduce una tubería de diámetro adecuado por el espacioanular entre la tubería de revestimiento y agujero o conductor según sea elcaso, a fin de bombear el cemento necesario, que sirve para fijar los tramossuperficiales.

Nuevas tecnologías en cementación primaria

Tecnología de lechadas de baja densidad con alta resistencia compresiva

Existe una formulación de mezclas de cementación en la que se emplea cementoPortland y aditivos especialmente seleccionados, de tres tamaños de partícula ydiferente gravedad específica, que simulan a las utilizadas en la industria de laconstrucción. Se pueden diseñar lechadas en un amplio rango de densidades quevan de 1.25 a 2.89 gr/cm3.




146

La principal diferencia entre estas mezclas y las tradicionales es eldesarrollo de alta resistencia compresiva temprana que proporciona en cualquiera

de sus densidades. A las 12 horas se logra obtener con baja densidad un valoraproximado de 2,000 psi, a temperaturas de fondo del orden de 70°C en adelante.

Estas formulaciones se han aplicado con gran éxito en cementación detuberías de revestimiento, en campos depresionados con bajo gradiente defractura y en la colocación de tapones de desvío con fluidos de baja densidad.

Hay otra formulación de mezclas de cementación en las que se empleacemento Portland y aditivos especialmente seleccionados para proporcionarlechadas de baja densidad y que desarrollan resistencias compresivas aceptables,del orden de 500 a 2,500 psi en 24 horas, a temperaturas de 27 a 110°C, en un

rango de densidades de 1.20 a 1.66 g/cm

3

.Se han aplicado estas lechadas en cementación primaria, en campos de

bajo gradiente de fractura y baja presión de poro.

Cementos espumados

Son lechadas de cemento de extremada baja densidad que se aplican a pozoscon bajo gradiente de fractura y yacimientos depresionados y que, además, yahayan producido.

Estas lechadas tienen una alta eficiencia de desplazamiento del lodo delespacio anular con baja densidad variable y relativamente alta consistencia. Así seobtiene buena adherencia y aislamiento hidráulico, que evita el daño que causa lacarga hidrostática. Además de establecer las adherencias más apropiadas y elaislamiento entre zonas, el proceso de aislamiento le permite al operador ajustar ladensidad de la lechada durante el trabajo a la densidad necesaria y a lograr unaoperación de alta efectividad. Desde luego se debe hacer un monitoreo de losparámetros de cementación en tiempo real, con lo que se evitan costosos trabajosde reparación. Los requerimientos principales para la cementación de pozos son:

• Adherencia y soporte de la tubería de revestimiento.

• Aislamiento entre las diferencias capas de la formación.• Sello entre las zonas de pérdida de circulación

El éxito de esta técnica de cementación consiste, básicamente, enproducir una espuma estable de alta calidad. Esto se logra cuando se cuenta conel equipo y la tecnología apropiada.




147

El cemento espumado es la mezcla de la lechada de cemento, con unagente tensoactivo espumante, un estabilizador de la espuma y un gas

(normalmente es nitrógeno). Si estos compuestos se mezclan apropiadamente seobtiene una espuma de calidad y estable, cuya apariencia es como la espumapara afeitar y de color gris.

Microsílica

Llamada también humos condensados de sílice, es un subproducto de laproducción de silicio, ferrosilico y otras aleaciones de silicio.

Las partículas individuales son microesferas, amorfas, vidriosas ycristalinas. El tamaño principal de partícula está, usualmente, entre 0.1 y 0.2 mm

de 50 a 100 veces más fino que las partículas del cemento Portland o que lasPuzolanas, consecuentemente, el área superficial es extremadamente alta (15,000a 25,000 m2/Kg).

La Microsílica es altamente reactiva y, debido a su tamaño fino de grano ysu grado de pureza, es el material puzolánico más efectivo disponibleactualmente. El alto grado de actividad puzolánica ha permitido la introducción desistemas de cemento de baja densidad con mayor velocidad de desarrollo deresistencia compresiva. La alta área superficial de la Microsílica incrementa elrequerimiento de agua para prepararse una lechada bombeable; de tal forma quelas lechadas con densidades del orden de 1.32 gr/cm3 pueden prepararse sin quereporten agua libre.

La concentración normal de este material es de aproximadamente 15%por peso de cemento; sin embargo, se puede aplicar hasta un 28% por peso decemento. Lo fino del grano de la Microsílica también promueve el control mejoradodel valor de filtrado, posiblemente por reducir la permeabilidad del enjarre inicialdel cemento. Por esta razón, también se usa para evitar la migración de fluidos enel anular, además, está siendo introducida como fuente de sílice en los sistemasde cementos térmicos.



7. Cementaciones 7.4 Cálculo del volumen de lalechada y rendimiento

148

7.4 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE LA LECHADA Y RENDIMIENTO

Uno de los aspectos importantes de las operaciones de cementación, es tener lacantidad de agua disponible para formar la lechada de cemento. Para dichocálculo, se requiere conocer la densidad y el volumen de la lechada de cemento yel rendimiento. Posteriormente se aplican las siguientes fórmulas:

Va = Da D

DV P s

−×−

l V = Va + Vs Ns =

l V

V

Donde:

Va = Volumen de agua para la cementación, en Lt. /saco.

P = Peso de un saco de cemento, en Kg.

D = Densidad de la lechada de cemento, en gr/cm3.

l V = Volumen de la mezcla de cemento y agua (lechada), en Lt/saco

(Rendimiento).

Vs = Volumen de un saco de cemento, en lt/saco.Ns = Nro. de sacos de cemento.

V = Volumen total de la lechada, en Lt.

Da = Densidad del agua, en gr/cm3.

Aplicación de las fórmulas:

Densidad de lechada – 1.89 gr/cm3.

Volumen de lechada total – 19,600 Lt *

Sacos de cemento de 50 kg.



7. Cementaciones 7.4 Cálculo del volumen de lalechada y rendimiento

149

Operaciones:

Vs = Densidad

Peso =

3/15.3

/50

cm gr

sacokg =

lt kg

sacokg

/15.3

/50 sacolt /873.15=

Va =0.189.1

89.1873.1550

−×−

sacoagualts /)(472.22=

Vl = 22.472 + 15.873 = 38.345 lt/saco (Rendimiento)

Ns = saco Lt

Lt

/345.38

600,19 511.0 sacos de cemento

Cantidad de agua necesaria = 22.472 lt/saco x 511 saco = 11,483 Lt. ≈ 11.5 m3

* El cálculo del volumen de la lechada de cemento se realiza con base a lascapacidades anulares, en donde se requiere la cementación de la T.R., fórmulasque se han aplicado en el manual del perforador.



7. Cementaciones 7.6 Aplicaciones

151

7.6 APLICACIONES

En esta parte de aplicaciones, consideramos que usted conoce la tecnología decementación y que puede comprender fácilmente las siguientes operaciones paraaplicarlas en el campo. Se recomienda realizar una lista de verificación para unaoperación de cementación (con base en esta guía), incluyendo las medidas deseguridad y protección al medio ambiente.

Operaciones Previas a la Cementación

a. Análisis del Agua disponible.

Es de gran importancia conocer con tiempo las características químicasdel agua que se utilizará y efectuar pruebas del cemento con estas. Si seconsidera necesario se transportará cuidando que su salinidad sea menorde 1000 ppm de Cloruros.

b. Pruebas de Cemento de cada lote recibido.

El control de calidad del cemento es de gran importancia einvariablemente deberán efectuarse pruebas de los lotes recibidos,básicamente en cédula No. 5 sin aditivos, así como el cálculo de ladensidad máxima permisible para evitar pérdidas de circulación porfracturamiento de las formaciones y de acuerdo a la temperatura de fondodel pozo para el diseño de la lechada de cemento.

c. Programas de accesorios

El programa de accesorios estará sujeto básicamente a los objetivos quese persigan, fijando normas y condiciones que optimicen los resultados yevitando al máximo un incremento en los costos, así mismo se debenverificar los accesorios en su diámetro, estado, tipo de rosca, diámetrosinteriores, grados y librajes, así como el funcionamiento de las partes delos accesorios antes de la operación, para que cualquier anomalía que sedetecte se corrija a tiempo y no a la hora de iniciar la introducción de latubería.

d. Diseño de la lechada de cemento y los baches lavadores y espaciadores

El diseño de la lechada de cemento es un aspecto muy importante ya queen la misma se deben considerar aditivos para la presencia de gas,




152

retardadores y/o aceleradores y en caso necesario, etc., así mismo debecontemplarse la compatibilidad con el lodo de perforación en uso y los

diferentes baches a utilizar como son los limpiadores y espaciadores.Con el objeto de tener mejores resultados en las cementaciones primarias,el volumen de fluido limpiador que se programe y el gasto, debe estardiseñado para un tiempo de contacto de 8 a 12 min. Utilizando un flujoturbulento, lo cual es un mínimo recomendable para remover el enjarre delos lodos de perforación y para su diseño se deben tomar en cuenta eldiámetro de las tuberías de revestimiento, así como los diámetros de losagujeros, para que sea el volumen adecuado y se obtengan óptimosresultados, así mismo tomar en cuenta el tipo de formación, se bombearádespués de haber soltado el tapón de diafragma.

Cuando se seleccione un fluido espaciador, para efectuar un eficientedesplazamiento del lodo, deberán tomarse en cuenta la reología del fluidoespaciador, gasto de bombeo, compatibilidad del fluido espaciador con ellodo y el cemento y tiempo de contacto; con lodos base agua, un pequeñovolumen de agua como espaciador entre el lodo y el cemento hanregistrado resultados satisfactorios. El criterio más importante en laselección de un fluido espaciador es que el fluido seleccionado puedadesplazarse en turbulencia a gastos de bombeo razonables para lageometría que presenta el pozo.

Operaciones durante la Cementación

a. Colocación de Accesorios y revisión de Tramos

Es muy importante verificar la correcta colocación de accesorios, deacuerdo al programa elaborado previamente, así como también esimportante verificar las condiciones del fluido de control, ya que es un factorde gran importancia para el éxito de una cementación primaria. Así mismola numeración de los tramos, siguiendo un orden de acuerdo al diseño delademe que se utilizará en el pozo en grados, peso y tipos de roscas, lascuales deben satisfacer las condiciones de medida del probador del manualy con el objeto de seguir el orden de introducción programado.

El total de tramos debe coincidir en todas sus partes con el número detramos, apartando los que están en malas condiciones, principalmente enlas roscas y los que se hayan golpeado y dañado durante su transporte y/ointroducción, así como los tramos sobrantes del total programado.




153

El ajuste aproximado de la totalidad de los tramos a utilizar, nos indicará lasprofundidades de circulación, el cambio de grados y pesos de las diferentes

tuberías programadas, hasta llegar a la profundidad total, es muyimportante verificar el calibrador o “conejo” que se esta utilizando, ya que lapérdida del mismo puede ocasionar un problema serio a la hora de lacementación y no se pueda establecer circulación porque el calibrador sequedó dentro del ademe que ya se introdujo al pozo por lo que se debeproceder a su pesca de inmediato.

b. Introducción de la Tubería de Revestimiento

Durante la introducción de la tubería de revestimiento uno de los problemasque puede determinar el éxito o el fracaso de la operación de cementación,sería: el que se origine la presión de surgencia que puede ocasionarpérdidas de circulación que básicamente se pueden originar durante laintroducción incorrecta de la tubería.

La velocidad de introducción deberá calcularse antes de iniciar la operaciónde introducción, velocidad que estará sujeta por la densidad del lodo deperforación, longitud de la columna, espacio entre tubería y agujero yaccesorios de la tubería. Por la experiencia y la práctica se ha observadoque no es conveniente rebasar una velocidad de introducción de 20-34 segpor tramo de 12 metros.

c. Llenado de Tuberías y Circulación.

El llenado de la tubería dependerá de los accesorios programados y delfuncionamiento de los mismos, así como de las condiciones del fluido decontrol, de la velocidad de circulación y recuperación del corte.

Los beneficios de la circulación en el pozo, durante la perforación, así comoen la cementación de tuberías de revestimiento son de gran importancia,tomando en cuenta que la mayoría de los lodos de perforación son de bajoesfuerzo de corte y forman geles con sólidos en suspensión cuandopermanecen en reposo. La circulación y el movimiento de la tubería en loscasos que sea posible, romperá este gel reduciendo la viscosidad del lodo.Los tiempos suficientes de circulación, dependerán de la profundidad, pozo,espacio anular entre tuberías y agujero, tipo de formaciones que seatraviesen y del buen funcionamiento del equipo de flotación que seprograme.




154

d. Instalación de la cabeza de cementación y de los tapones.

La supervisión del estado físico de la cabeza de cementación es de granimportancia, e implica: roscas, tapas, pasadores, machos y válvulas, asícomo el diámetro correcto. Asimismo es de gran importancia la supervisiónen la colocación y limpieza de los tapones de desplazamiento y en laposición de las válvulas o machos de la cabeza de cementación durante laoperación.

e. Verificación del sistema Hidráulico de bombeo superficial.

Es muy importante verificar el buen funcionamiento de las bombas de losequipos de perforación, así como la limpieza de las mismas, con el objetode evitar contratiempos en los desplazamientos de las lechadas decemento, se debe checar su eficiencia y volúmenes por embolada queestará sujeto a los diámetros del pistón y carrera del mismo.

f. Operación de Cementación.

En el proceso de operación es importante verificar la instalación correcta deequipos programados y auxiliares, checar circulación, preparar el colchónlimpiador de acuerdo al programa en tipo y volumen y bombear al pozo,preparar el colchón separador, soltar el tapón de diafragma o limpiador,bombear el colchón separador, bombear la lechada de cemento de acuerdoa diseño elaborado en cuanto a densidad, soltar el tapón dedesplazamiento o sólido, bombear un colchón de agua natural y desplazarla lechada con el volumen calculado; durante la operación es importanteverificar la circulación, niveles de presas y presión de desplazamiento.

La verificación de la llegada del tapón de desplazamiento al cople deretención o presión final es de gran importancia, ya que será una manerade checar el volumen calculado de desplazamiento, además de comprobarque la maniobra efectuada en la cabeza de cementación fue correcta. Lapresión final se descargará a cero y se checará el funcionamiento delequipo de flotación y en caso de falla del mismo se represionará con unapresión diferencial adecuada, para evitar el efecto de microanillo y secerrará el pozo hasta el fraguado inicial de la lechada.




155

Por último se elaborará el reporte final de la operación, que incluirá el ajustefinal de la tubería de revestimiento indicando grado, peso y rosca, número

de centradores utilizados, presiones de operación, si se presentó algunafalla mencionarla, indicar si durante la operación la circulación fue normal ose presentaron pérdidas y si funcionó o no funcionó el equipo de flotación,además se indicará el tiempo de fraguado y el programa de terminación.

Operaciones posteriores a la Cementación

La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su peso, se cortará, biselará yse colocarán empaques secundarios, carrete adaptador y se probará con presión,posteriormente se bajará a reconocer la cima de cemento, se probará la tubería,se escariará y se evaluará la cementación tomando un Registro Sonico deCementación CBL-VDL.

Ejemplo:

Se va a realizar la cementación de la tubería de explotación de 6 5/8”, N-80,combinada 24-28 lb/pie a 2500 m.

• T.R. Explotación 6 5/8”, 24 lb/pie de 0 a 1800 m6 5/8”, 28 lb/pie de 1800-2500 m

• Diámetro Agujero = 8 5/8”

• T.R. anterior 9 5/8”, N-80, 40 lb/pie a 1500 m.

• Intérvalo de interés 2350-2400 m.

• Cima de cemento a 1800 m.

• Cople flotador 6 5/8” a 2470 m.

Cálculos:

Primero se requiere conocer los diámetros interiores de la T.R. deexplotación y su capacidad, así mismo se deben calcular las capacidades de losdiferentes espacios anulares entre el agujero y el diámetro exterior de la TR deexplotación, en este caso se consideró un agujero uniforme, pero en la realidadesto varia sustancialmente ya que con la toma de un registro calibrador se conoceel diámetro real del agujero.




156

Cap. TR 6 5/8”, 24 lb/pie (D. Int = 5.921”) = 17.76 lts/mCap. TR 6 5/8”, 28 lb/pie (D. Int = 5.791”) = 16.99 lts/mCap. EA (Agujero-TR Explotación) = 15.45 lt/m

Posteriormente se calculan los volúmenes requeridos, únicamentemultiplicando la capacidad por la profundidad, es importante mencionar queexisten libros y/o manuales de las diferentes compañías de servicio en dondevienen especificadas las características de todas las TR y en ellos vienen losdatos de las capacidades de TR´s y diferentes espacios anulares por bl/m ogal/pie.

Vol. Desplaz. 24” = 2470 - 17.76 x 1800 m. = 31968lts = 201 bls2470 – 1800 = 670 m.

Vol. Desplaz. 28” = 16.99 x 670 m. = 11383 lts = 71.6 bls31,968 + 11,383 = 43,351 lt.

Vol. Total Desplaz. al cople flotador = 43321 lts = 272.6 bls

Vol. Lechada EA = 15.45 lts/m (2500-1800 m) = 10,815 lts = 68 bls

Vol. Lechada TR 6 5/8” = 30 m x 16.99 lts/m = 509.7 lts = 3.2 bls.

Vol. total lechada cemento = 11,325 lts = 71 bls

Vol. Bache limpiador = 15.45 lts/m x 100 m = 1545 lts = 10 bls

Vol. Bache separador = 15.45 lts/m x 30 m = 463.5 lts = 3 bls

Los volúmenes de bache separador y limpiador generalmente son de 3 a 5m3 y 5 a 10 m3 respectivamente o realmente depende del EA que se va a cubrir.



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8 CABLE DE PERFORACIÓN



8. Cable de Perforación 8.1 Programa de deslizamientoy corte de cable

159

8.1 PROGRAMA DE DESLIZAMIENTO Y CORTE DE CABLE

En el manual para Perforador y Cabo, se proporcionó el concepto yrecomendaciones de la operación del deslizamiento y corte del cable deperforación, en esta parte complementaremos los conocimientos con la selecciónde la meta de servicio y el cálculo del trabajo realizado del cable de perforación.De acuerdo con estos valores se realizará el programa y control de deslizamientoy corte del cable.

Para seleccionar la meta de servicio (Ton x Km.) de un cable deperforación se hace uso de la gráfica 8.1 y 8.2, con base en los siguientes datos:

° Diámetro del cable.

° Altura del mástil.° Factor de seguridad.

Gráfica 8.1




160

Gráfica 8.2

Posteriormente se localiza en la tabla 9.2 la longitud del cable deperforación por cortar (Capítulo 9 “Cables de Perforación” Manual del perforador),para que anexada a la información anterior se realice el programa dedeslizamiento y corte del cable, sin olvidar la recomendación de hacer el númeromínimo de deslizamientos.

Para llevar el control del trabajo realizado por el cable y aplicar nuestroprograma, se calcula el trabajo realizado del cable en cada operación,acumulándose en un formato especial para compararlo con el programa y tomar ladecisión de deslizar ó deslizar y cortar el cable. Para el cálculo del trabajo delcable se aplican las siguientes formulas:




161

Tvr =000,000,1

)2(2)(1 C A P x P Lp P xW +++

Tp = )(3 12 T T − Tm = )(2 34 T T −

Tc =000,000,2

4)( A x P xWc P Lc P ++

*T = Pt x2

* Como sugerencia para un trabajo de pesca muy fuerte se recomienda dichaformula.

Formulas complementarias:

D =8

Pr

Cm =S F

Rr x N

.

H.P.G. =75 xt

d x Ps

Nomenclatura

D = Diámetro del tambor, en pulg.

Pr = Perímetro del tambor, en cm.

Cm = Carga máxima permisible en las líneas, en tons.

N = Numero de líneas guarnidas

Rr = Resistencia a la ruptura del cable, en tons.

F.S. = Factor de seguridad, sin unidades (2.5, 3.0, 3.5 ó 4.0)

H.P.G. = Potencia al gancho, en H.P.

Ps = Peso de la sarta de perforación flotada, en Kg.




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d = Distancia recorrida, en m.

t = Tiempo para sacar una lingada, en Seg.

Tvr = Trabajo realizado en un viaje redondo, en Ton-Km.

W1 = Peso de la T.P flotada, en Kg/m.

P = Profundidad del pozo, en m.

Lp = Longitud de una parada, en m.

A = Peso de aparejo, en kg.

C = Peso de los D.C. flotada (Kg/m) menos el peso de la T.P.(Kg/m) flotada,multiplicado por la longitud de las D.C., en Kg

Tp = Trabajo realizado cuando se perfora, en Ton-Km.

T2 = Trabajo realizado para un viaje donde se termina de perforar, en Ton xKm.

T1 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde secomenzó perforar, en Ton x Km.

Tm = Trabajo realizado cuando se muestrea, en Ton x Km.T4 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde se

terminó de muestrear, Ton x Km.

T3 = Trabajo realizado para un viaje redondo a la profundidad donde secomenzó a muestrear, en Ton x Km.

Tc = Trabajo realizado cuando se baja un casing (T.R.), en Ton x Km.

Wc = Peso de la T.R. en el lodo, en Kg/m.

Lc = Largo de una T.R., en m.

T = Trabajo realizado para una operación de pesca, en Ton x Km

Pt = Trabajo realizado de un viaje redondo a la profundidad total del pozo, enTon x Km.




163

Formula simpli f icada para calcular el trabajo (TON x KM) del cable en un

viaje redon do (T).

T =00.5000

P x (0.5 x PT.P x Pl +C + A)

Donde:

P = Profundidad del pozo, en m.

Pl= Profundidad más longitud de una parada, en m. (Prof. + 28)

PT.P. = Peso de la T.P. flotada, en Kg /m.

PD.C. = Peso de los D.C. flotado, en Kg / m.

A = El doble del peso del aparejo, en kg (20.00 kg para 10.000 kg, 24.000 kg para12.000 kg etc.).

C = P f

−

..

..1C D

P T

P

P ; en Kg.

P f = Peso total entre D.C. y H.W. flotado, en kg.



8. Cable de Perforación 8.2 Inspección y evaluación de problemasen el cable de perforación.

164

8.2 INSPECCIÓN Y EVALUACIÓN DE PROBLEMAS EN EL CABLE DEPERFORACIÓN

Alargamiento de un cable de acero

El alargamiento de un cable de acero en uso podría ser producto de variosfactores, algunos de los cuales producen elongaciones que son muy pequeñas ygeneralmente pueden ser ignoradas. La lista siguiente cubre las causasprincipales de alargamiento de un cable. Las dos primeras son las másimportantes y la tercera tiene una cierta influencia en determinadas circunstancias.

1. Alargamiento debido al acomodamiento de los alambres en los torones ylos torones en el cable cuando esta puesto en servicio, lo que usualmente

se conoce como “Alargamiento Permanente por Construcción”.

2. Alargamiento elástico debido a la aplicación de una carga axial. Esta secomporta según la “ley de Hooke” dentro de ciertos limites.

3. Expansión o contracción térmica debido a variaciones en la temperatura.

4. Alargamiento causado por la rotación de un extremo libre del cable.

5. Alargamiento debido al desgaste por fricción interna de los alambres en elcable, lo que reduce el área de la sección de acero originando un

alargamiento permanente extra por construcción.

6. El alargamiento permanente del cable cuando esta sujeto a carga axialessuperiores al “punto de fluencia del acero” (limite elástico).

Criterio para el reemplazo de un cable de acero

Esto se basa en la cantidad de alambres quebrados o rotos en el cable o en eltorón. En este contexto hay que considerar “el patrón“que es un paso del cable.

Figura 8.1




165

Como definición se puede decir que “el paso de un cable” es la distanciamedida por el eje del cable en donde un torón hace revolución completa alrededordel alma.

Una inspección visual de la superficie permite la ubicación del sector demayor deterioro con respecto a la cantidad y distribución de alambres quebrados.

En la tabla 8.1 se mencionan dos tipos de criterios con respecto a lacantidad máxima de alambres quebrados en un cable, sugeridos para mantenerun adecuado nivel de seguridad. Si existen más alambres rotos que los indicados,entonces se recomienda el reemplazo del cable.

La primera columna se refiere a la cantidad de alambres rotos con unadistribución pareja, y la segunda, se refiere a los alambres rotos en un solo torón

en la misma longitud axial (un paso del cable).

Tabla 8.1

Máxima cantidad permitida dealambre quebradoEquipos

En un paso delcable

En un solo torón

Grúas puente, Pórtico 12 4Grúas torre, Portal. 6 3Grúas Móviles 6 3

Grúas Derrick 6 3Tambores de izaje o arrastresimples. 6

3

Grúas flotantes 6 3Polipastos 12 4Equipos de izaje personal (1) 6 3Equipos de izaje materiales (1) 6 3

NOTA: Si existe un sector donde se observa un alambre quebrado dentro del valle entredos torones, entonces se recomienda que se reemplace el cable de inmediato, porque esprobable que el alma haya perdido su consistencia y falte apoyo a los torones exteriores.




166

Medición del diámetro de un cable

El diámetro correcto del cable es el del círculo circunscrito tangente a todos los

torones exteriores. Para medir el diámetro en la forma correcta se recomienda eluso de un calibrador en la manera indicada y a su vez tomar en cuenta que eldiámetro real de un cable nuevo es ligeramente superior a su diámetro nominal.

Figura 8.2

Tambores

Los tambores se ranuran cuando los cables trabajan con fuertes cargas o cuandoestos se enrollan en varías capas, con el fin de evitar su aplastamiento.

Estas ranuras presentan un perfil formado por un arco de circunferencia de 130o ypaso igual a 1.15 d., tal como se indica en la figura 8.3.

Verdadero diámetro

CORRECTO

INCORRECTO




167

Figura 8.3

Por último, las tolerancias permisibles en el diámetro de la ranura de una

polea o tambor con relación al diámetro del cable aparecen en el siguiente cuadro:

Diámetro de cable (pg) Diámetro ranura (pg)6.4 – 8 mm (1/4 – 5/16) + 0.4-0.8 mm + (1/64 – 1/32 )9.5 – 19 mm (3/8 – ¾) + 0.8 – 1.6 mm + (1/32 – 1/16)20. – 29 mm (13/16 – 1- 1/8) + 1.2 – 2.4 mm + (3/34 – 3/32)30. – 38 mm (1-3/16 – 1- ½) + 1.6 – 3.2 mm + (1/16 – 1/8)40. -52 mm (1- 19/32 – 2) + 2.4 – 4.8 mm + (3/32 – 3/16)

Ángulo de ataque en poleas y tambores

No siempre puede evitarse la formación de un ángulo de desvío en el cable. Estosucede en instalaciones integradas por un tambor y una polea fija, tal como loindica la figura 8.4 en las que este ángulo se forma necesariamente; si en ellas elcable toma una oblicuidad excesiva éste tendera a salirse de la polea,produciéndose un enrollamiento irregular, traslapamientos y rápido desgaste delcable por fricción de si mismo contra sus propias vueltas en el tambor.

La experiencia ha demostrado que el mejor servicio obtenido es cuando el ángulode ataque no excede de 2° en tambores ranurados.




169

Ejemplo:

A = 0.38 m hacia el lado derecho del tambor de enrollado.

B = 23 m

Suponiendo A = 0.76 m hacia el lado izquierdo del tambor de enrollado: el ángulode la cuerda para el lado izquierdo del tambor de enrollado:

Ángulo poco menor de 1° parael lado derecho de la cuerda (seencuentra dentro del rangorecomendado)

W = ang. tg B

A = ang. tg

23

38.0 = 0.946 ° ≈ 1°

w = ang tg2376.0 = 1.89 ° El ángulo de la cuerda para el lado izquierdo esaproximadamente 2°. Debe moverse la polea a

la izquierda.



8. Cable de Perforación 8.3 Aplicaciones

170

8.3 APLICACIONES

• Con la siguiente información realizar un programa de deslizamiento y cortedel cable de perforación.

Diámetro del cable: 1 1/2” Altura del mástil: 43.28 m (142 pies)Factor de seguridad: 5Malacate: National 1625-DEDiámetro del tambor: 36”

Operaciones:

Meta de servicio (gráfica 8.1): 40 x 100 = 4000 Ton x KmMeta de servicio con factor de seguridad de 5 (gráfica 8.2): 4000 Ton x Km x 1.0

= 4000 Ton x Km Corte del cable: 27.0 m

Programa:

Operación 1 Operación 2

Acumular 2000 Ton x km Acumular 2000 ton x kmDeslizar 13.5 m de cable para las 4000 ton x km

Deslizar 13.5 m y cortar 27.0 m decable.

• Encontrar el trabajo realizado del cable de perforación en las siguientesoperaciones:

Viaje redondo: 2500.0 mViaje redondo: 3020.0 mPerforando: de 2500.0 m a 3020.0 m

Datos:

T.P.: 5” – 29.05 kg/mT.P. extrapesada (H.W.): 5” x 3” – 74.50 kgs/m – 110.0 mLastrabarrenas: 8” x 3” – 219.0 kg/m – 80.0 m (herramienta)Barrena P.D.C.: 12”Lodo: 1.48 gr/cm3 Peso del aparejo: 8 tons.



173

9. CONEXIONES SUPERFICIALESDE CONTROL



9. Conexiones superficiales de control 9.1 Análisis de preventores (API)

176

A = cabeza rotatoria.

*M = presión de trabajo = 100 lb/pg

2

.*K = 1000

No olvidar que al usar la codificación API se enlistan de abajo hacia arriba.

Como se ha especificado en los arreglos API, no se menciona la posicióndel ariete ciego, por que esta sujeto a la experiencia del área y condiciones delpozo, para tomar la decisión de donde ubicarlo. También se debe de considerarque entre los arreglos con una misma presión de trabajo, la clave que existe en loscambios de uno a otro, es la posición del carrete de perforación ó de control y lainstalación de un preventor doble de arietes es opcional.



9. Conexiones superficiales de control 9.2 Análisis de un arreglo de preventores

177

9.2 ANÁLISIS DE UN ARREGLO DE PREVENTORES

Es condición necesaria que todo arreglo de preventores que se encuentre en elpozo sea analizado en todo su conjunto para tener un conocimiento efectivo delmismo y tomar la decisión adecuada cuando se presenten operacionesimprevistas en un descontrol del pozo y de esta forma evitar o disminuir losriesgos.

A continuación se proporciona un ejemplo del análisis de un arreglo depreventores, tomando en cuenta la posición del ariete ciego. Es de considerar quese pueden tener otras observaciones de acuerdo a la experiencia del área y de lasoperaciones de cada uno de los arreglos.

Análisis del arreglo 13 5/8”- 5M-R S R A (Fig.9.1)

Figura 9.1



9. Conexiones superficiales de control 9.2 Análisis de un arreglo de preventores

179

Recomendaciones en el requer imiento de preventores.

•

Cuando se esté perforando la etapa de yacimiento, se deberán utilizararietes de corte en sustitución de los ciegos.

• Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubería de diámetromayor se instalarán en el preventor inferior, y los de diámetro menor en elsuperior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipo de variable.

• Debe observarse que si ocurre un brote cuando se esté sacando del pozola tubería de perforación de diámetro menor, sólo se dispondrá delpreventor anular y uno de arietes.

Es entonces que no será posible intercambiar arietes de ese mismodiámetro de tubería de perforación en algún otro preventor, por lo que seráconveniente ubicar los arietes ciegos en la parte superior del preventordoble, aun cuando las desventajas señaladas anteriormente seríanmayores por tener doble brida adicional.

Una opción practica, sin cambiar la posición establecida, recomienda bajaruna parada de tubería del diámetro mayor para cerrar el preventor inferior ycambiar arietes al superior.



9. Conexiones superficiales de control 9.3 Pruebas operativas de los preventorescon la unidad de cierre (API)

180

9.3 PRUEBAS OPERATIVAS DE LOS PREVENTORES CON LA UNIDADDE CIERRE (API)

Para una aceptación de campo, esta prueba debe llevarse a cabo cada vez que seponga en servicio un preventor de reventones, nuevo o rehabilitado, o unpreventor de reventones de condición desconocida.

Inspección para determinar si hay fugas en el sello de la cámara de cierre.

• Desconecte la línea de abrir.

• Aplique la presión de cierre (presión recomendada por el fabricante para elsistema hidráulico del preventor.)

• Observe el puerto de la línea de abertura para ver si hay fugas de fluido, no hacerlo en forma directa.

• Libere la presión de cierre.

• Conecte la línea de abertura y quite la línea de cierre para la siguienteoperación.

Inspección para determinar si hay fugas en el sello de la cámara de abrir.

• Aplique la presión de abrir.

• Observe el puerto de la línea de cierre para ver si hay fugas de fluido.

• Libere la presión de abrir.

• Conecte la línea de cerrar.

Nota. Recuerde cerrar los preventores de arietes para tubería con T.P enel pozo y en el caso de los arietes ciegos, operarlos para su cierre inicialmente conpresión baja y posteriormente incrementar su presión de cierre normal, con la

finalidad de no dañar los elastómeros.



9. Conexiones superficiales de control 9.3 Pruebas operativas de los preventorescon la unidad de cierre (API)

181

Estas operaciones de pruebas realizadas en el preventor soncomplemento de las pruebas hidráulicas programadas en el arreglo depreventores. Con base en las pruebas descritas, se adquieren conocimientos y

experiencia, para cuando se requiera verificar la comunicación de las cámaras depresión de cierre y de abrir.

Cuando un preventor se encuentra cerrado para control del pozo, sepueden verificar si hay fugas, observando el depósito de fluido hidráulico en dondese encuentran instaladas las válvulas de cuatro vías, verificando si hay salida defluido hidráulico en algunas de ellas. Esta misma prueba se realiza cuando lasválvulas de cuatro vías se mantienen en posición abierta.



9. Conexiones superficiales de control 9.4 Ley de los gases

182

9.4 LEY DE LOS GASES

En el comportamiento térmico de la materia, es de nuestro interés cuatrocantidades medibles: la presión, el volumen, la temperatura y la masa de unamuestra. En este tema sólo nos enfocaremos a la presión y volumen con respectoa un gas, donde sus moléculas individuales están tan distantes entre si que lafuerza de cohesión que existe entre ellas es generalmente pequeña.

Un gas ideal se considera como aquel en donde su comportamiento no seve afectado en lo absoluto por fuerzas de cohesión o volúmenes moleculares.

Aunque no existen gases reales considerados como ideales, en condicionesnormales de temperatura y presión, el comportamiento de cualquier gas es muy

parecido al comportamiento de un gas ideal. Las observaciones experimentales delos gases reales han conducido a deducciones de leyes físicas generales querigen su comportamiento térmico. Una de las primeras mediciones térmica de losgases fue realizada por Roberto Boyle, demostrando, en 1660, que el volumen deun gas es inversamente proporcional a su presión, considerando la temperatura ymasa constante.

Ley de Boyle: Siempre que la masa y la temperatura de una muestra degas sea constante, el volumen del gas es inversamente

proporcionalmente a su presión absoluta.



9. Conexiones superficiales de control 9.4 Ley de los gases

183

Figura 9.2



9. Conexiones superficiales de control 9.6 Desviador de flujo (Diverter)

185

9.6 DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTER)

El sistema desviador de flujo se emplea como medio de control del pozo, antes decementar la tubería de revestimiento superficial e instalar el conjunto inicial depreventores, con el fin de poder manejar los posibles flujos de formaciones muysomeras, derivándolas a sitios alejados del equipo y del personal. Los desviadoresno han sido diseñados para cerrar el pozo ni detener el flujo sino más bien parapermitir la desviación del flujo hacia una distancia segura y controlada.

Uno de los mejores diseños del sistema de desviador de flujo, es que en elmomento de cerrar el desviador de flujo automáticamente debe de abrirse laválvula (s) en su parte inferior. Se recomienda que las salidas laterales del

desviador sean de un diámetro interior mínimo de 10” en equipo terrestre, y de 12”en equipo marinos. Una válvula de 10” tiene un área de flujo de 78.54 pg 2, que esel equivalente a dos válvulas de diámetro interior aproximadamente de 7”, lascuales se pueden ocupar en caso de no tener una de 10”.

Cuando se instale un sistema de desviador de flujo, se recomienda losiguiente:

• Adiestrar al personal para su operación.

• Para garantizar el funcionamiento correcto del sistema, se debe de

activar cuando se instale y si es necesario a intervalos apropiadosdurante las operaciones, en este último caso se puede aprovechar pararealizar simulacros.

• Debe bombearse fluido a través de cada línea desviadora, para verificarque no se encuentren tapadas.



9. Conexiones superficiales de control 9.7 Inspección en la instalación de lasconexiones superficiales de control

186

9.7 INSPECCIÓN EN LA INSTALACIÓN DE LAS CONEXIONESSUPERFICIALES DE CONTROL

Una de las actividades críticas y de mayor importancia en materia de seguridad delpersonal y del pozo, es la de realizar las inspecciones durante la instalación de lasconexiones superficiales de control, así como verificar que las pruebas hidráulicasse realicen de acuerdo a los procedimientos de campo establecidos, ya que es laúnica forma de asegurarnos que nuestro equipo se encuentra en condicionesoperativas adecuadas para cuando se requiera su uso.

Para tener una información completa sobre la inspección que se debe realizar enla instalación de las conexiones superficiales de control, se recomienda consultaren el manual del perforador (Capítulo 10) las normas y recomendaciones

aplicadas a dicho sistema de control.

Actividad

Con base en la consulta de las normas y recomendaciones para las conexionessuperficiales de control, realizar una lista de verificación de la instalación delsistema de control.



9. Conexiones superficiales de control 9.8 Aplicaciones

187

9.8 APLICACIONES

• Disponga de un arreglo de preventores de la última etapa de perforación delárea en que se encuentre laborando y analice el conjunto del sistema.

Arreglo de preventores:

Posición del ariete ciego:

Ventajas Desventajas

•

Calcular la cantidad de fluido hidráulico y el número de acumuladores conbase en los tres criterios.

Datos:

Arreglo: 13 5/8 - 5M – RSRAUnidad de cierre: 3000 psi (Koomey)Precarga: 1000 psiCapacidad total del acumulador: 10 gal.Válvula hidráulica en la línea de estrangulación.Preventor de ariete tipo “U”, Cameron.

Preventores anular (esféricos) tipo “D”, Cameron.




188

Operaciones:

Volumen para abrir y cerrar los preventores y válvula hidráulica. Abrir cerrar

Preventor anular 10.34 gal 12.12 galPreventor de ariete 5.2 gal 5. 5 galPreventor de ariete 5.2 gal 5.5 galVálvula hidráulica 0.5 gal 0.5 galTotal 21.24 gal 23.62 gal

Criterios

Presiones normales Alta presión Canadiense

Factor de seguridad 50%,con una presión remanente de1200 psi:

Vol. Para cerrar – 23.62 gal.Factor de seg. - 11.81 gal.Total (Vt) 35.43 gal

Ley de Boyle:

V3=5.0

43.35

3000

1000

1200

1000

43.35=

−

V3 =70.86 gal. de fluidohidráulico

17.145

86.70=

Se requieren 14 acumuladores.

Método práctico:

Vol. Para cerrar x 323.62 gal x 3 = 70.86 gal.

Factor de seguridad 100%, conuna presión remanente de1200 psi:

Vol. Para cerrar – 23.62 gal.Factor de seg. - 23.64 gal.Total (Vt) 47.24 gal

Ley de Boyle:

V3=5.0

24.47

3000

1000

1200

1000

24.47=

−

V3 = 94. 48 gal. de fluidohidráulico

896.185

.48.94=

Se requieren 19 acumuladores.

Método práctico:

Vol. Para cerrar x 423.62 gal x 4= 94.88 gal.

Cerrar + abrir + cerrar, con unapresión remanente de 1200psi:

Vol. para cerrar – 23.62 gal.Vol. para abrir – 21.24 gal.Vol. Cerrar - 23.62 gal.Total (Vt) 68.48 gal.

Ley de Boyle:

V3=5.0

48.68

3000

1000

1200

1000

48.68=

−

V3 =136.96 gal. de fluidohidráulico

39.275

96.136=

Se requieren 27 acumuladores.Método práctico:Vol. Para cerrar/abrir x 268.48 gal x 2 =136 .96 gal.




189

• ¿Qué volumen de gas hidrógeno a presión atmosférica se requiere parallenar un tanque de 5000 cm3 bajo una presión manométrica de 5.5 kg/cm2?

Presión atmosférica – 1.033 kg/cm

2

Operaciones:

V1 =? V2= 5000 cm3

P1 = 1.033 Kg/cm2 P2= 5.5 + 1.033 = 6.533 kg/cm2

P1 x V1 = P2 x V2

V1 =3

32

1

12

/033.1

5000/533.6

cmkg

cmcmkg

P

xV P ×=

V1= 31,621.0 cm3

• Con base en la recomendación del API (tema 9.5) realizar el siguientecálculo:Si un acumulador (botella) de la unidad de 3000 lb/pg2, se le suministrainicialmente una presión de precarga igual a 1000 lb/pg2 ¿Cuál es elvolumen de fluido hidráulico aprovechable si se deja una presión remanentede 1200 lb/pg2

Operaciones:

Capacidad del acumulador -10 gal.



10. Barrenas 10.1 Selección de una barrena tricónica o decortadores fijos (PDC) para perforar

195

alcanzar un rendimiento óptimo se deben utilizar los mejores parámetros dehidráulica en las aplicaciones de barrenas de diamante.

Énfasis en los costos. Indica la sensibilidad del personal con respecto al costo. Lamayoría de las veces esto se traduce en barrenas de menor precio. Los Ingenierosde diseño y operación deben tomar en cuenta el número de oportunidades queafectan los costos de un pozo y que dependen del tiempo. Se debe recordarsiempre que esto mejoraría si se selecciona una barrena de perforación de altacalidad. La barrena debe tener las cualidades que satisfagan las necesidades deaplicación de la compañía perforadora sin aumentar indebidamente su costo. Unabarrena de diamante que pueda volver a utilizarse da lugar a costos más bajos deperforación. Así la compañía perforadora tendrá la oportunidad de utilizar unproducto de alta tecnología que, en otro caso, sería una situación económicamarginal.

Restr icc iones de p erforación

Los parámetros operativos deben corresponder a una escala aceptable para queuna barrena de diamante ofrezca los mayores beneficios. Por lo general, losparámetros que no se corresponden con escalas reducirán la eficiencia del costodel producto. Cuando se encuentran estas situaciones se debe considerar unabarrena de roles. Por el contrario, algunas restricciones brindan oportunidadespara seleccionar una barrena de diamante.

Limitaciones de peso sobre barrena. Cuando se encuentran situaciones de PSB

limitado, una estructura de corte eficiente como un PDC tiene posibilidades deofrecer un mayor Ritmo de Penetración (ROP) que una barrena de roles.

Escalas de revoluciones por minuto (RPM). La velocidad que el personal técnicoespera utilizar en la barrena, indica los parámetros de vibración y resistencia aldesgaste que se necesitarán para mantener un desgaste parejo de la barrena yprolongar su duración. Las barrenas de diamante se pueden utilizar mejor que lasbarrenas de roles a altas velocidades de rotación.

Formaciones nodulares. Las formaciones de ftanita, pirita y conglomerados sedenominan comúnmente formaciones nodulares. Por lo general, en este tipo de

formaciones no se puede utilizar la mayoría de las barrenas de diamante debido aldaño por impacto en la estructura de sus cortadores. Sin embargo, existenestructuras de corte que pueden perforar eficazmente en estas aplicaciones.

Ampliación. Si se planifican más de dos horas de operaciones de ampliación, sedebe considerar seriamente la corrida de una barrena de roles. El ensancheexcesivo puede dañar la superficie del calibre de una barrena de diamante porquelas cargas de la barrena se concentran en una superficie muy pequeña. La




196

vibración lateral también se debe considerar. La estructura de corte está sóloparcialmente engranada y, por tanto, hay escasas oportunidades, o ninguna, paraque las características del diseño de la barrena puedan funcionar.

Pozos profundos. Estos pozos pueden resultar en una cantidad desproporcionadade tiempos de viaje con respecto al tiempo de perforación. Como resultado, laeficiencia de perforación es extremadamente reducida. Se debe considerar unabarrena de diamante para ofrecer mayor duración de la barrena (menos viajes) yuna mejor eficiencia general de la perforación.

Pozos de diámetro reducido. Si el pozo tiene menos de 6 ½ pulgadas, se necesitauna reducción física del tamaño de los cojinetes en todas las barrenas de roles.Estas limitaciones requieren una reducción de PSB, que resultará en un mayorcoeficiente de penetración. Se debe considerar una barrena de diamante para

aumentar el coeficiente de penetración y para permanecer en el pozo duranteperiodos prolongados.

Aplicaciones con motores. Algunos motores dentro del pozo funcionan a altasvelocidades (a más de 250 R.P.M.). Las excesivas R.P.M aumentan la cargatérmica en los cojinetes y aceleran las fallas de la barrena. Se debe consideraruna barrena de diamante, que no tiene partes móviles, para optimizar las R.P.M ylos objetivos de perforación.

Atr ibuto s del medio ambiente

Para lograr una selección total de barrenas para el pozo que se va a perforar esnecesario analizarlo por secciones que se puedan manejar. El más evidente es,por supuesto, el diámetro del pozo. Luego se podrá subdividir cada sección delpozo en intervalos con atributos comunes respecto a su medio ambiente. Elrendimiento económico es una función del costo operativo, el costo de lasbarrenas, el coeficiente de penetración y el intervalo perforado.

Los atributos del medio ambiente pueden dividirse según categorías deparámetros en cuanto al tipo de roca, medio ambiente y operativos. Un análisisdetallado de cada una de estas categorías indicará los parámetros individuales deselección de barrenas tricónicas o de diamante. En formaciones en donde pueden

perforar las barrenas de diamante con ritmos de penetración mucho mayores quelas barrenas tricónicas es indiscutible su utilización. Debido a lo anterior en losúltimos años cuando se selecciona una barrena, antes que nada se hacenestudios para seleccionar las de diamante.




197

Tipo de roca

Si se cuenta con datos precisos sobre las formaciones que deberán perforarse en

el intervalo objetivo, se podrá seleccionar con más facilidad la estructura óptima decorte y la densidad que requiere la aplicación, ya sea barrena tricónica o dediamante.

Litología. Por lo general, la información litológica es la primera que se necesitapara determinar la mejor selección. Definidos los tipos de rocas se asocian máscon la mecánica de corte de las barrenas de diamante. Sin embargo, para lasaplicaciones de diamante quizás sean aún más importantes los tipos litológicosdesfavorables, que seguramente provocarán fallas graves. El tipo de roca ayuda adeterminar el tipo de corte necesario para vencer su resistencia: corte, surcado omolido.

Características litológicas. Definen aún más los parámetros de selección para labarrena una vez que se eligió. Para las barrenas de diamante indican la densidadrequerida para los cortadores, la configuración hidráulica y permiten estimar laduración de la barrena y su coeficiente de penetración.

De transición. Indica cambios en la dureza de la formación del intervalo objetivo.Provocará cargas disparejas en el perfil de la barrena a través de la transición. Lasvibraciones axiales, de torsión y laterales son, posiblemente, factores en estemedio ambiente. La calidad y la densidad específicas de los cortadoresconstituirán el criterio de selección.

Homogeneidad. Indica la consistencia de la formación. Existe más flexibilidad deselección con respecto a características agresivas de la barrena, como menordensidad de los cortadores. Para las barrenas tricónicas sólo basta escogerlas deacuerdo con la dureza de la roca.

Interestratificación. Esta característica se relaciona con las formaciones detransición e indica cambios en la litología del intervalo en estudio. Se deberáconsiderar la selección de tipos específicos de cortadores o dientes, así como sucalidad y densidad.

Fracturados o nodulares. A este indicador se le debe prestar mucha atención. Esuna situación de alto impacto para la cual, por lo general, no se recomiendan lasbarrenas de diamante. Sin embargo, determinadas estructuras de corte, como lasbarrenas de diamante natural con fijaciones dorsales y las barrenas impregnadas,pueden perforar eficazmente en estas aplicaciones.




198

Tendencias de desviación. Normalmente esto se relaciona con formaciones debuzamiento y perforación de transición. El tipo de calibre es el criterio de selecciónfundamental para estas aplicaciones.

Vibración. La vibración en el proceso de perforación ha demostrado tener unafunción fundamental en el rendimiento y la duración de las barrenas deperforación. En realidad, el control de las vibraciones forma, en la actualidad, parteintegral de la tecnología y el diseño de las barrenas. Existen parámetros deselección de barrenas que se refieren especialmente al control de la vibración. Laselección de calibre también desempeña una función importante para determinarel nivel de control de la vibración de acuerdo con el diseño de barrena ya seatricónica o de diamante.

Selección por medio de registros geofísicos

Los registros geofísicos de los pozos son una importante fuente de informaciónsobre las características de las formaciones que se perforan en un pozo. Existeuna gran variedad de registros, cada uno diseñado para medir diferentespropiedades de las rocas.

Algunos de estos registros son utilizados cuando se evalúa principalmenteuna aplicación de barrena de diamante. Los registros necesarios son: neutrones,rayos gamma, sónico y densidad. A continuación se describe cada uno de ellos.

Registro de neutrones

Mide la capacidad de las formaciones para atenuar los flujos de neutrones. Puestoque la masa atómica esta muy cercana al hidrógeno, los neutrones no pueden fluirfácilmente a través de formaciones que tengan alto contenido de hidrógeno, locual permite medir el hidrógeno de la formación. Esta medida se puede usar paracomputar la porosidad de la formación. (Gráfica 10.1)

Registro de rayos gamma

Detecta el grado de radiación gamma natural que emiten las formaciones. Estopermite identificar los intervalos de lutita que emiten altos niveles de radiación. El

registro diferencia las lutitas de las areniscas y de los carbonatos y es lo bastantepreciso para detectar lechos delgados de lutitas y arcillas. (Gráfica 10.1)




199

Gráfica 10.1




200

Registro sónico

Depende de la propagación de las ondas acústicas a través de la formación. Las

ondas las genera un transmisor situado en la herramienta. Receptores, tambiénpuestos en la herramienta, vigilan las ondas de retorno y calculan el tiempo dedesplazamiento. Mientras más corto sea el intervalo entre la emisión y larecepción de las ondas, más densa es la formación. (Gráfica. 10.2)

Gráfica 10.2




201

Registro de densidad

Mide la densidad en masa de la formación. La herramienta de registro tiene una

fuente de rayos gamma y algunos detectores. Formaciones de baja porosidaddispersan los rayos gamma y así pocas logran ser detectadas por lainstrumentación de la herramienta. Las formaciones de alta porosidad tendránmenor efecto de dispersión que los rayos, y así logran que mayor cantidad lleguea ser detectada. (Ver gráfica 10.1)

Análisis de resistencia a la compresión

Es un método cualitativo, relativamente nuevo para calcular la dureza de la roca,muy útil para determinar cuándo se debe usar barrenas PDC. Antiguamente, elanálisis de la dureza de las rocas se basaba en el uso de registros de la velocidad

de las ondas sonoras, obtenidos de registros sónicos, como medio parareemplazar la medición directa o el cálculo de la dureza. Recientemente se handesarrollado programas para obtener el valor correspondiente a la resistencia a lacompresión de rocas no confinadas (a presión atmosférica), usando la informaciónde la velocidad sónica para computar un valor correspondiente a la naturaleza dela roca no confinada. Aunque este enfoque es mejor que el de usar directamentelas velocidades sónicas, el cálculo de la dureza de rocas no confinadas asíobtenido es frecuentemente más bajo que el de las rocas comprimidas(confinadas) que se perforan. La resistencia de la roca es su dureza a presiónatmosférica.

Algunas compañías de barrenas han desarrollado un programa decómputo que ayuda a seleccionar barrenas PDC. Los datos de los registros seintroducen en dichos programas en código ASCII. Esta información es la basepara calcular la resistencia a la compresión de la roca a condiciones de fondo.Estos programas definen con mayor precisión la dureza de la roca en lo referentea su dureza confinada, valor que se aproxima a la dureza de las formaciones en elfondo del pozo.

Los programas utilizan los registros sónico y de rayos gamma, así comogran número de datos de ingreso de registros del lodo. Dentro de la escala delitologías, para la cual son válidos los programas, la dureza de las rocas se puede

determinar con más precisión. El programa genera gráficos, en formato deregistros, que muestran trazas de los datos originales de los registros del lodo, lalitología interpretada por las computadora, los valores calculados de la resistenciade la roca confinada y otros datos opcionales sobre las características mecánicasde la roca.(Gráfica 10.3)




202

Gráfica 10.3




203

Con el fin de tener un panorama de cómo funcionan los programas de cómputopara obtener la resistencia de las rocas a partir de los registros antesmencionados, presentamos el siguiente diagrama de flujo.

GAMMASÓNICO

REGISTROS DEL LODO

FRACCIÓN DE ARCILLA SÓNICO

MÓDULOYOUNG

(ELASTICIDAD)

RESISTENCIADE LA ROCACONFINADA

(LBS/PG2)

POROSIDAD

DENSIDAD




204

Selección en función de la formación que se va a perforar

La primera y más importante tarea para seleccionar y utilizar una barrena en una

aplicación específica es realizar la completa descripción de las formaciones que sehan de perforar. El conocimiento de sus propiedades físicas puede demostraralgunos indicativos sobre el tipo de barrena que se debe seleccionar en intervalosdeterminados.

Si la formación es muy elástica, tiende a deformarse cuando se comprimeen lugar de fracturarse. Aunque la roca tenga resistencia a la compresiónrelativamente baja, es posible que la barrena no genere recortes fácilmente. Enestas situaciones cuando se perfora con barrenas PDC se recomienda cortadoresgrandes.

Las barrenas PDC se desarrollaron primordialmente para perforarformaciones sedimentarias blandas a medianas que antes se perforaban conbarrenas de dientes fresados y con barrenas con insertos de carburo detungsteno. En estas formaciones blandas, las barrenas PDC han logrado ritmos depenetración hasta tres veces más altos que con barrenas de rodillos.

El incremento de los ritmos de penetración se debe al mecanismo de cortepor cizallamiento de las barrenas PDC, a su más larga duración efectiva, a laresistencia de los diamantes a la abrasión y al hecho de que las barrenas PDCcarecen de piezas móviles que puedan fallar. La siguiente lista resume losprincipales tipos de formaciones, en orden descendente de dificultad para

perforarlas. Las formaciones que se consideran aptas para perforarse conbarrenas PDC son las de tipo 1 a 7, si bien en ciertas aplicaciones se puede usarpara perforar areniscas blandas (tipo 8) y algunas evaporitas (tipo 9, 10 y 11). Lasformaciones de tipo 12 ó de números más altos aún no se pueden perforar conbarrenas PDC.

• Arcilla

• Barro compacto (mudstone)

• Marla

• Evaporita

• Yeso

• Lutita




205

• Limo

• Arenisca

• Anhidrita

• Caliza

• Dolomita

• Conglomerado

• Horsteno

• Rocas volcánicas

Debe recordarse que dentro de cada grupo de formaciones hay“subgrupos”, algunos de los cuales no se pueden perforar con barrenas PDC, almenos hasta ahora con la tecnología existente.

La resistencia de la roca puede estar relacionada con la litología. Se debetener cuidado de no equiparar el nombre de la formación con el tipo de roca,especialmente cuando se trata de lutitas. Algunas formaciones denominadas”lutitas” no coinciden con la definición. Ejemplos de estas anomalías son las lutitasLaffan de Dubai y las lutitas Wolfcamp de Texas, las cuales son rocas de

carbonato.

En las tablas 10.1, 10.2 y 10.3 se proporciona una guía para seleccionaruna barrena tricónica o PDC para perforar.




206

Tabla 10.1Características de diseño, construcción y funcionamiento de las barrenas de dientes de acero

maquinado.




208

Tabla 10.3

GUÍA DE SELECCIÓN DE BARRENAS DE DIAMANTEBarrenas PDC Barrenas D.N Barrenas TSPFormación Tipo de Roca

Código I. A. D. C.

Formación suavecon capaspegajosas y bajaresistenciacompresiva.

LutitaMarga

M 314M 611M 612M 672M 342

Formación suavecon bajaresistenciacompresiva y altaperforabilidad.

MargaSal

Anhídrita Arcilla

M 312M 645

D 2 R ID I X 2

Formación suavea media con bajaresistenciacompresiva conintercalación decapas duras.

Arena ArcillaYeso

M – 646M – 346M – 256

D 2 R 2M 2 6 3

T 2 R 8T 6 4 6

Formación mediaa dura densa conalta a muy altaresistenciacompresiva perono abrasiva o conpequeñas capasabrasivas.

ArcillaMudstone Arenisca

CalizaDolomía

Anhidrita

D 2 X 5D 4 X 6

T 2 X 8T 2 R 8

Formación dura ydensa con muyalta resistenciacompresiva yalgunas capasabrasivas.

Siltstone Areniscamudstone

D 5 X 9D 4 X 9

D 5 6 0

Formaciónextremadamentedura y abrasiva.

CuarcitaVolcánica

D 5 6 0



10. Barrenas 10.2 Tecnología de los cortadores fijos

209

10.2 TECNOLOGÍA DE LOS CORTADORES FIJOS

Barrenas de cortadores fijos

Las barrenas de diamante tienen un diseño muy elemental. A diferencia de lastricónicas, carecen de partes móviles, aunque esta característica sería deseable.El material usado para la construcción, además de los diamantes, puede variarsegún el tipo de las barrenas y de las características de los fabricantes.Normalmente el cuerpo fijo de la barrena puede ser de acero o de carburo detungsteno (matriz) o una combinación de ambos.

Estas barrenas son fabricadas con diamante natural o sintético, según el

tipo y características de la misma. La dureza extrema y la alta conductividadtérmica del diamante lo hacen un material con alta resistencia para perforar enformaciones duras a semiduras, y en algunos tipos de barrenas, hastaformaciones suaves.

Las barrenas de diamante, a excepción de las barrenas PDC, no usantoberas de lodos para circular el fluido de control para aprovechar su hidráulica.Están diseñadas de tal manera que el fluido de perforación pueda pasar a travésdel centro de la misma, alrededor de la cara de la barrena y entre los diamantespor unos canales llamados vías de agua o de circulación. (Fig.10.1)

Figura 10.1 Barrena de diamantes




210

Los conductos para encauzar el fluido de perforación (vías de agua), enlas barrenas de diamantes no son tan variables como los de las barrenas de

chorro con toberas. Estas tienen dos configuraciones básicas, el flujo con matriz yel flujo radial, también existen variaciones de cada tipo, así como combinacionesde ambos.

Por la configuración de este tipo de barrenas, el fondo del agujero seencuentra junto a las vías de circulación para crear restricciones al flujo, y asíforzar el fluido de perforación a través del diamante para limpiar y enfriar labarrena y, a la vez, cortar la roca por fricción y compresión. Por lo general entremás dura y más abrasiva sea la formación, más pequeño será el diamante que sedebe usar en la barrena.

Códigos IADC para barrenas de cortadores fijos

La IADC desarrolló un sistema de codificación para la identificación de barrenasde cortadores fijos que incluye a todos los tipos: diamante natural, compactos dediamante policristalino (PDC) o de diamante térmicamente estable (TSP). Estecódigo consiste en cuatro caracteres (una letra y tres números) que describensiete características básicas:

1. Tipo de cortadores.2. Material del cuerpo de la barrena3. Perfil de la barrena.4. Diseño hidráulico para el fluido de perforación.5. Distribución del flujo.6. Tamaño de los cortadores.7. Densidad de los cortadores.

En función de la identificación con el código IADC, existen por lo menoscinco aspectos fundamentales en el diseño de las barrenas de diamante: la formade los cortadores, ángulos de inclinación lateral y de retardo, tipo de protección alcalibre y longitud de la sección del calibre. Si bien todos ellos son factoresimportantes en el desarrollo de las barrenas de diamante, lo que se pretende coneste código IADC es dar una idea del tipo de barrena y lograr que se identifiquenfácilmente sus principales características.

Cabe hacer notar, que a diferencia del código IADC para barrenastricónicas, el código IADC para barrenas de diamante no los relaciona con laformación por perforar. Únicamente, como ya se mencionó, se pueden identificarsus características más elementales (Ver tablas de códigos IADC en el manualpara Perforador-Cabo. Capítulo 5. Barrenas).




211

Barrenas de diamante natural

Las barrenas de diamante natural, al igual que las de otros tipos de diamante,tienen un cuerpo fijo cuyo material puede ser de matriz o de acero (ver Fig. 10.1).El tipo de flujos es radial o de contramatriz, y el tipo de cortadores es de diamantenatural incrustado en el cuerpo de la barrena, con diferentes densidades y diseñoscomo se clasifica en el código IADC.

El uso de estas barrenas es limitado en la actualidad salvo en casosespeciales para perforar formaciones muy duras, y cortar núcleos de formacióncon coronas de diamante natural (Fig. 10.2).

Figura 10.2 Coronas de diamante natural.

Otro uso práctico es la aplicación de barrenas desviadoras (Side Track),

para desviar pozos en formaciones muy duras y abrasivas (Fig. 10.3).

Figura 10.3 Barrenas desviadoras (SIDE TRACK)




212

El mecanismo de corte de este tipo de barrenas es por fricción y arrastre,lo cual genera altas temperaturas. El tipo de diamante utilizado para su

construcción es el diamante en su forma natural y no comercial; el tamaño varíade acuerdo con el tipo de diseño de la propia barrena: entre más dura y abrasivasea la formación, más pequeño será el diamante que se debe usar. Los diamantesutilizados para este tipo de barrenas son redondos, pero de forma irregular.

El diamante natural es una forma cristalina y pura de carbón con unaestructura cúbica de cristal. Es el material más duro hasta ahora conocido y en suforma natural el 80% de los diamantes es para uso industrial, mientras que el solo20% son para gemas de calidad tras varios procesos de limpieza y depuración.

Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP)

El diseño de las barrenas de diamante térmicamente estable (TSP), al igual quelas de diamante natural, es de un solo cuerpo sin partes móviles. Son usadas paraperforación de rocas duras como caliza dura, basalto, y arenas finas duras, entreotras. Son un poco más usadas para la perforación convencional que la barrenasde diamante natural. La Fig. 10.4 muestra el tipo de barrena de diamante TSP.

Figura 10.4 Barrenas de diamante TSP

El uso de las barrenas TSP también es restringido por que, al igual que lasde diamante natural, presentan dificultad en su uso por restricciones de hidráulica.

Así las vías de circulación están prácticamente en contacto directo con laformación y, además, se generan altas torsiones en la tubería de perforación porla rotación de las sartas, aunque en la actualidad se pueden usar con motores defondo.




213

Este tipo de barrenas usa como estructura de corte, diamante sintético enforma de triángulos pequeños no redondos, como es el caso de las barrenas de

diamante natural. La densidad, tamaño, y tipos son características que determinancada fabricante. Estas barrenas también tienen aplicación para cortar núcleos ydesviar pozos cuando así lo amerite el tipo de formación.

Las barrenas TSP originalmente fueron diseñadas con diamante sintéticofabricado en 1955, por la General Electric. Esta enorme compañía diseñó aparatoscapaces de obtener presiones de 100,000 psi y más de 70,000º F de temperaturasimultáneamente. Esto no fue fácil, sin embargo se tuvo éxito en la sintetizaciónde diamantes que es, precisamente, otra forma de carbón.

Barrena de compacto de diamante policristalino (PDC)

Las barrenas PDC pertenecen al conjunto de barrenas de diamante con cuerpossólidos y cortadores fijos y, al igual que las barrenas TSP, utilizan diamantesintético. Su diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma depastillas (compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de labarrena de diamante natural y las TSP, su diseño hidráulico se realiza con sistemade toberas para lodo, al igual que las barrenas tricónicas.

El mecanismo de corte de las barrenas PDC es por arrastre. Por su diseñohidráulico y el de sus cortadores en forma de pastillas tipo moneda y, además, porsus buenos resultados en la perforación rotatoria, este tipo de barrenas es la másusada en la actualidad para la perforación de pozos petroleros. Tambiénrepresenta muchas ventajas económicas por su versatilidad.

Por su diseño y características, las barrenas PDC cuentan con una grangama de tipos y fabricantes, especiales para cada tipo de formación: desde muysuaves hasta muy duras, y en diferentes diámetros según el diseño de los pozos.

Además, estas barrenas pueden ser rotadas a alta velocidades, utilizadas conturbinas o motores de fondo, con diferentes pesos sobre barrena y por su altaresistencia, así como fácil manejo según las condiciones hidráulicas.

La experiencia de campo con estas barrenas ha creado entre el personaloperativo la creencia de que contribuyen al incremento del ángulo de desviacióndel pozo. Esto no ha sido comprobado totalmente; lo cierto es que la teoría defabricación de estas barrenas es de efecto contrario, pues por su cuerpo fijo,tiende a la estabilización del pozo.




214

Una desventaja de este tipo de barrenas son los problemas deacuñamiento en formaciones deleznables y en pozos donde se debe repasar el

agujero por constantes derrumbes de la formación. Este fenómeno contribuye aque la formación las atrape más fácilmente que una barrena tricónica.

Una secuencia lógica para selección adecuada de una barrena PDC contempla lossiguientes pasos:

a). Obtener información de los pozos prospecto: identificar el objetivo del pozo,diámetro del agujero, datos del intervalo a perforar, tipo de formación,contacto geológico, litología, condiciones y requerimientos especiales delpozo, determinación de restricciones e indicaciones de la perforación.

b). Seleccionar la estructura de corte, cuerpo y perfil de la barrena: identificar eltipo, tamaño, densidad, distribución e inclinación de los cortadores.También el tipo de perfil y cuerpo de la barrena lo cual ayudará a la óptimaestabilización y agresividad durante la perforación.

c). Elaborar análisis económico: identificar la ganancia o ahorro esperado conel uso de este tipo de barrenas con base en el costo por metro yrentabilidad económica, entre otros.

d). Seleccionar el diseño hidráulico: identificar la hidráulica óptima paraperforar, así como el tipo de fluido de control usado, con base en la limpiezade los recortes y el enfriamiento de la barrena.

Barrenas especiales

• Barrenas desviadoras• Barrenas monocónicas• Barrenas especiales

Las barrenas de chorro desviadoras a veces se emplean para laperforación direccional de formaciones blandas durante operaciones de desviacióndel agujero. La tubería de perforación y la barrena especial son bajadas dentro delagujero; y el chorro grande es apuntado de modo que, cuando se aplica presiónde las bombas, el chorro deslava el lado del agujero en una dirección específica.

Una barrena considerada para trabajar en condiciones especiales es labarrena para perforar con aire. Las barrenas de chorro de aire están diseñadaspara la perforación con aire, gas ó neblina, como medio de circulación. Estasbarrenas están provistas de conductos para circular parte del aire, gas ó neblina através de los cojinetes no-sellados, con el fin de enfriarlos y mantenerlos limpios.




215

Los filtros de tela metálica colocados sobre la abertura de la entrada deaire evitan que los ripios, u otras materias extrañas, obstruyan los cojinetes.

Además, existen otros tipos de barrenas especiales que, como suclasificación lo indica, se usan para operaciones muy específicas y, por lo tanto,no se considera su análisis económico comparativo para su aplicación directa.Entre estas se pueden mencionar: las barrenas ampliadoras, las barrenas paracortar tuberías de revestimiento, barrenas para perforar diámetros demasiadograndes o pequeños, con aplicación de tubería flexible etcétera.



10. Barrenas 10.3 Problemas más comunes en lasbarrenas

216

10.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LAS BARRENAS

Factores que afectan el desgaste de las barrenas

Los factores que afectan el desgaste de las barrenas se puede dividir en:geológicos, operativos, de manejo y de transporte. Los dos últimos parámetrospueden obviarse; pero el primero debe ser bien estudiado antes de definir el tipode barrena que se va a utilizar. Esto permitirá minimizar el desgaste y determinarsu rendimiento de operación sobre las formaciones que se van a perforar.

Factores geológicos

El factor más importante para la selección y operación de una barrena es el

conocimiento de la geología del sitio que se va a perforar; es decir las propiedadesfísicas de la formación, entre las que se pueden mencionar:

Abrasividad . La composición de materiales abrasivos en la constitución de la roca(pirita pedernal, magnetita, etc.) son la causa del desgaste prematuro en toda laestructura de una barrena; el calibre es el parámetro más afectado.

Resistencia específica de la roca. Está relacionada con la litología y los eventosgeológicos que se hayan experimentado. Existen rocas que fueron confinadas agran profundidad y que posteriormente quedaron a profundidades someras debidoa levantamientos tectónicos. Por esto son más compactas que las de tipos

similares, pero que no han cambiado de profundidad. La resistencia específica dela roca también depende de la cementación de los granos, forma y tamaño.

Factores operativos

Estos factores deben de ser diseñados de acuerdo con la geología por atravesar ycon la geometría del agujero. Pueden ser modificados en el campo en función deldesempeño observado. A continuación se mencionan los principales factoresoperativos así como las consecuencias inherentes a una inadecuada selección:

Peso sobre barrena. A medida que la barrena perfora, los dientes o cortadores se

desgastan, por lo que generalmente se le aplica cada vez más peso. Éste esrecibido por los conos o por la cara de la barrena. Este aumento de peso puedehacerse hasta lograrse un ritmo de penetración aceptable o hasta llegar al límiteprescrito en las recomendaciones de operación de la barrena; en caso contrario labarrena, de conos o de diamante, tendrá un desgaste prematuro.




218

Manejo – Transporte. Otro factor no menos importante de desgaste de lasbarrenas es su manejo y transporte. Sin importar el tipo de barrena, de conos o dediamante, debe tratarse bajo ciertos cuidados: se debe remover de su embalaje y

colocarse sobre madera o alguna alfombra de caucho; nunca se debe rodar unabarrena sobre la cubierta metálica del piso de perforación porque en el caso de lasbarrenas de diamante los cortadores son muy frágiles y pueden astillarsefácilmente. Si la barrena se deja caer por descuido y se rompen algunos dientes ocortadores, es posible que se acorte drásticamente su duración. En ese caso sedebe anotar su número de serie, así como su tipo y su diámetro; revisarla enbusca de daños que le pudieron haber ocurrido en tránsito y finalmenteinspeccionar su interior para determinar si hay objetos extraños que puedenobstruir las toberas.

Evaluación del desgaste de barrenas

Sistema IADC de clasificación de desgaste

El análisis y evaluación de cada barrena gastada puede ser de mucha utilidadpara decidir el tipo de barrena que se va a utilizar después y si, en su caso, lapráctica de operación debe ser modificada. Quien aprende a “leer” el desgaste decada barrena y entienda bien que significa su aspecto, estará muy cerca deobtener el máximo rendimiento de cada una de ellas.

La información que se obtiene al evaluar el desgaste de las barrenaspuede ser muy significativa. Este valor fue reconocido por la Asociación

Internacional de Contratistas de Perforación IADC (Interntional Association ofDrilling Contractors) hace algunos años, cuando se estableció un sistema mundialpara la evaluación de desgaste de las barrenas de conos.

Para las barrenas de cortadores fijos, este sistema de evaluación deldesgaste no pudo ser aplicado y se tuvo que establecer un nuevo sistema. Elsistema de evaluación de desgaste para cortadores fijos fue desarrollado por elSubcomité de Barrenas de Perforación de la IADC en 1987, y revisado en 1991.

La tarea de evaluar y clasificar el desgaste de las barrenas representa unpunto de gran importancia en aspectos clave para las operaciones de perforación:

las revoluciones por minuto; la hidráulica y el peso sobre barrena que influyen ensu rendimiento; para aprovechar al máximo su vida útil y así seleccionar mejor eltipo de barrena idóneo para la formación que se va a perforar.




219

El sistema de evaluación de desgaste puede ser utilizado para todas lasbarrenas de conos, incluyendo a las de diamante natural (ND), de compactos dediamante policristalino (PDC), de diamante policristalino térmicamente estable

(TSP), barrenas impregnadas, coronas y otras barrenas que no son de rodillo yque no utilizan el diamante como elemento cortador.

La tabla de evaluación de desgaste adoptada por la IADC incluye todoslos códigos necesarios para analizar el desgaste tanto de barrenas de conos comode barrenas de cortadores fijos.

En este sistema, el desgaste se divide en ocho factores: las primerascuatro columnas definen el grado de desgaste de los dientes, insertos ocortadores fijos de las hileras interiores y exteriores ya sea para barrenas deconos ó de diamante, en escala de 0 a 8, con base en la cantidad de desgaste

comparada con el tamaño original del diente o el cortador, los números aumentancon la cantidad de desgaste, el “cero” representa sin desgaste y el “ocho” indicadesgaste total de los dientes ó cortadores.

La primera columna representa los cortadores situados dentro de los dostercios del radio de la barrena para las de diamante, y para las barrena de conosrepresenta las hileras de dientes interiores.

Al evaluar una barrena de diamante desgastada, se debe registrar elpromedio de desgaste de los dos tercios del radio, que representa las hilerasinternas, suponiendo que tenga 6 cortadores con desgaste 8, 6, 7, 4, 2 y 3

respectivamente, el desgaste de la hilera interior será:

6

)324768( +++++

La segunda columna para las barrenas de diamante comprende el terciorestante y para las barrenas tricónicas la hilera de dientes exteriores, si losdesgastes de una barrena de diamante 2, 1 y 3 entonces el desgaste de la hileraexterior es:

23

)312(=

++

En las barrenas de dientes la experiencia de campo es fundamental paraevaluar su desgaste, ya que al analizar la barrena se definirá el desgaste tanto delas hileras interiores como exteriores.




220

La tercera y séptima columnas sirven para anotar las características dedesgaste de la barrena, o sea, los cambios físicos más notorios desde sucondición de nueva, como pueden ser: tobera perdida, cono roto, embolamiento,

interferencia de conos.

La cuarta columna se refiere a la ubicación. Se utiliza para indicar lalocalización de la característica de desgaste primaria anotada en la terceracolumna.

La columna número cinco (B), se refiere a los sellos del cojinete, cuandose trata de barrenas de cortadores fijos se marca siempre con una X, puesto quelas únicas barrenas que tienen cojinetes son las de rodillos.

La columna número seis (G) se refiere al calibre. Se utiliza para registrar la

condición del calibre de la barrena. Se registra “I” si la barrena permanececalibrada, de lo contrario, se registra lo descalibrado que está la barrena utilizandouna medida lo más cercana posible a 1/16 pg.

La última columna del sistema de evaluación de desgaste de la IADC seutiliza para registrar la razón de salida de la barrena. Los puntos anteriores parasu mejor compresión se ilustran en la Fig. 10.5




221

Figura 10.5

Otro punto fundamental y casi no usado es el análisis de los récords de

barrenas. Ahí, además de anotar datos como la profundidad inicio y término deperforar, las condiciones de operación, el tipo, las toberas utilizadas, el tiempo deperforación, etc., se incluyen las observaciones, en donde se puedan explicar lascondiciones en las que fue operada la barrena, que en muchos casos sonespeciales, tales como:




222

• Inicio de desviación.• Mantener, incrementar o reducir ángulo.• Velocidad de perforación controlada por pérdida de circulación, cambio de

formación, etc.• Utilización de motores de fondo, turbinas y/o sartas navegables.• Utilización de martillo en casos de atrapamiento.• Perforar con pérdida total de circulación.• Perforar con presencia de gases amargos como ácido sulfhídrico y bióxido

de carbono.• Perforar con condiciones no óptimas de cualquier tipo por incapacidad del

equipo de perforación, como el gasto, las revoluciones por minuto, etc.

Con las observaciones mencionadas anteriormente, se tendrá un mejorcriterio para evaluar el desgaste y no se sacrificará el uso de un tipo de barrena

que ha sido seleccionado correctamente. Esto podría suceder en el caso de unabarrena de conos que se ha utilizado para iniciar a desviar, y al evaluarla tenga unexcesivo desgaste en los baleros y los metros perforados sean pocos. A simpleinspección se supondría que tuvo un bajo rendimiento, pero la realidad es que seutilizó con operaciones drásticas con un fin específico. En el mismo caso podríaestar una barrena de diamantes; por esta razón se recomienda llevar los recordsde las barrenas que se van a evaluar.

Aplicaciones prácticas

El sistema de evaluación de desgaste de la IADC puede ser utilizado con varios

propósitos. Los fabricantes evalúan el diseño y aplicación de las barrenas; elpersonal técnico evalúa y mejora sus programas de perforación. El sistema puedeser computarizado para construir una base de datos mundial para coordinar lasaplicaciones de las barrenas. El objetivo principal de este sistema es obtener un“cuadro estándar” de una barrena, sin importar dónde, o bajo qué circunstancia hasido utilizada.

Algunas compañías que fabrican barrenas efectúan otras evaluaciones dedesgaste apegadas a la IADC, con la finalidad de llevar un control más estricto yasí efectuar las mejoras necesarias. Como ejemplo se puede mencionar quealgunas compañías evalúan los tres conos de las barrenas de rodillos y para las

barrenas PDC califican cada uno de los cortadores y la información se divide ennueve categorías. Las dos primeras categorías, las cuales se enumeran, indican laubicación del cortador en la barrena respecto a las aletas; la tercera categoríaidentifica el porcentaje de desgaste del cortador mediante un calibrador especialde desgaste. Las dos siguientes categorías indican la condición general de cadacortador y de su soporte; las categorías seis y siete se relacionan con la erosión ylas dos últimas con los postes impregnados de diamantes y con cualquier otra




223

observación pertinente. Lo anterior con la finalidad de continuar con las mejorasen el rendimiento con base en el diseño. Ejemplos de evaluación de desgaste sepueden observar en las Fig. 10.6 y 10.7

Figura 10.6 Ejemplos de evaluación de barrenas de arrastre (diamante y PDC)

Figura 10.7 Ejemplos de evaluación de barrenas de conos

Estructura Cortadora B G Observaciones

HileraInterior

HileraExterior

Caract. deDesgaste

Ubicación Sellos delCojinete

Calibre1/16”

OtrasCaract.

RazónSalida

6 8 RO T X 1/16 WT PR


HileraInterior

HileraExterior

Caract. deDesgaste

Ubica-ció

Sellos deCojinete

Calibre1/16”

OtrasCarac.

RazónSalida

4 5 BT T X I ER DTF


HileraInterior

HileraExterior

Caract. deDesgaste

Ubicación Sellos deCojinete

Calibre1/16”

OtrasCarac

RazónSalida

1 1 WT A E I NO TQ

Estructura Cortadora B G ObservacionesHilera

Interior

Hilera

Exterior

Caract de

Desgaste

Ubicación Sellos de

Cojinete

Calibre

1/16”

Otras

Caract.

Razón

Salida0 0 NO A E I NO BHA



10. Barrenas 10.4 Análisis del costo por metro

224

10.4 ANÁLISIS DEL COSTO POR METRO

En el manual para Perforador-Cabo, se proporcionó la fórmula del costo por metroperforado, para evaluar el rendimiento económico de una barrena. En este casoanalizamos por medio de una gráfica los costos que se involucran en la misma.

M

TcTvT R BC

)( +++=

Costo fijo = B +R (Tv + Tc) Independiente de las condiciones deM operación de la barrena (P. S. B. y r.p.m.)

Costo de rotación = R + T Está en función de las condiciones deM operación de la barrena.

Costo total = Costo fijo + Costo de rotación = C

Nota: A partir del costo mínimo se incrementa el costo, suponiendo desgaste de labarrena.

.



10. Barrenas 10.5 Análisis de igualdad de costo entrebarrenas

225

10.5 Análisis de igualdad de costo entre barrenas

La fórmula del costo por metro se puede emplear para comparar costos usandobarrenas de diamante contra barrenas convencionales o comparar las ventajaseconómicas relativas con tipos diferentes de barrenas de diamante. Anteriormente,a raíz de la introducción de las barrenas de diamante, casi todas lascomparaciones se hacían con barrenas convencionales. Hoy, sin embargo, uncreciente número de las evaluaciones se hacen para comparar el rendimiento dediversas barrenas de diamante.

El costo previsto por metro perforado para una barrena propuesta suelecompararse con el costo real de otras barrenas empleadas para perforar en lamisma región y bajo condiciones similares de perforación. Los pozos que se usan

para hacer las comparaciones suelen denominarse “vecinos”, o pozos decorrelación (pozos offset). En general, la comparación es más válida mientras máscercano esté el pozo vecino a la localización propuesta y mientras más parecidossean los parámetros de perforación.

Cuando se propone usar una barrena de diamante en regiones donde se usanbarrenas tricónicas convencionales, es muy útil efectuar un análisis de“IGUALDAD DE COSTO”, también conocido como “NI GANAR, NI PERDER”(BREAK EVEN).

El punto break even se refiere simplemente a los metros perforados y las horas

requeridas a tratar de igualar el costo por metro que se pudiera obtener para unpozo en particular si no se hubiese usado una barrena de diamante. Para obtener“igualdad de costo”, se tiene que usar, para fines comparativos, un buen récord debarrenas de un pozo vecino.

Si se usa el siguiente registro de barrenas de 8 ½ pg tipo 517 que perforaron de4000 a 4915 m, se puede determinar si una barrena de diamante resultaeconómica.

Costo deBarrena.

MetrosPerforados

Horas dePerforación

ROP

1,0001,0001,0004,3504,350

198160130168259

1615152020

12.3710.668.668.408.63




226

Rendimiento de pozo vecino:

Total de horas de rotación = 96

Tiempo total de viaje = 51 horasCosto del equipo = 500 $/HrCosto total de barrenas = $11,700Total de metros perforados = 915 m

Entonces el costo por metro del pozo vecino para el intervalo de 4000 a 4915 mes:

m P C /$92.90915

)5196(5009700/ =

+++=

Para determinar si una aplicación es apta para una barrena de diamante, losrendimientos del pozo vecino se conocen, pero el rendimiento de la barrena seestima. Así, se tiene que asumir cuántos metros hay que perforar o el ritmo depenetración (ROP) que debe lograr la barrena en cuestión.

Suponiendo los metros perforados se emplea, entonces, la siguiente fórmula paracalcular el ritmo de penetración para ni ganar, ni perder:

M

B xT R P C

RC )(

/ +

−

=

Donde:

R = Costo de equipo ($/Hr)C/P = Costo por metro del pozo vecino ($/Hr)T = Tiempo de viaje, barrena de diamanteB = Costo de la barrena de diamanteM = Metros perforados por la barrena de diamante asumidoROP = Ritmo de penetración de igual costo (Ni ganar ni perder)

Entonces, si se tiene:

R = 500$/HrC/P = $ 90.92T = 11Hr




227

B = $ 15700M = 915 m

Así:

hr m x

ROP /3.7

915

)1570011500(92.90

500=

+−

=

La barrena PDC tiene que perforar los 915 m a un ritmo de penetración de 7.3m/Hr para igualar el costo por metro del pozo vecino de $ 90.92 para los mismos915 m.

Si la velocidad de perforación se asume, se usa la siguiente fórmula para calcularel break even de metros perforados:

ROP R P C

BT x R Fbe

// −

+=

Donde:

Fbe = Metros perforados para igual costoROP = Régimen de penetración supuesto (m/Hr)

Entonces: en el ejemplo anterior, si se asume un ritmo de penetración de 30 m/Hrtenemos:

m x

Fbe 28530/50092.90

1570011500=

−

+=

En este caso la barrena de diamante solamente tiene que perforar 285 m parallegar al punto de igualdad de costo.




228

Determinación del momento óptimo para el cambio de barrena

Un método experimentado para determinar el momento preciso para suspender la

perforación y efectuar un cambio de barrena consiste en ir calculando los costospor metro parciales y graficar (Gráfica 10.4) los mismos contra el tiempo.

Tiempo (Horas)

Gráfica 10.4

El costo por metro perforado al inicio de la perforación con cualquier tipo debarrena representará siempre el costo por metro más alto debido a que los metrosperforados son pocos. Lo anterior se observa en la gráfica 2: conforme seincrementa la longitud perforada, y el tiempo, se tendrá una tendencia a disminuirel costo por metro, como se muestra en la región 0A de la gráfica 2.Posteriormente tendrá un comportamiento más o menos constante, después de laestabilización del costo por metro (región AB) y, finalmente, se observará que seincrementa el costo por metro (de la región B en adelante). Esto podría indicar quela vida útil de la barrena ha terminado. El costo por metro aumenta en razón del

grado de desgaste que ha alcanzado la barrena en su estructura de corte, en elcaso de barrenas de diamante o en el sistema de rodamiento para el caso debarrenas de conos.




229

De lo anterior se concluye que el momento óptimo para efectuar el cambiode barrena es el punto B. es obvio que a partir de éste, el costo por metro seempieza a incrementar porque se incrementa el tiempo de perforación y no así los

metros perforados.

La aplicación de este método puede complicarse si no se tiene laexperiencia de campo suficiente para visualizar qué está pasando con todos losparámetros involucrados: si el contacto geológico es el mismo, puesto que tienenpropiedades en algunos casos totalmente diferentes, y la dureza, el factor másimportante en cuanto al rendimiento de barrena. Lo que no sería recomendable escambiar la barrena si los tiempos de perforación se incrementan y mucho menos sila barrena que se está utilizando puede perforar en el cambio de contactogeológico.

Otros puntos que se deben considerar pues suelen dar un inicio equivocado deque la barrena utilizada no es la más adecuada, son los siguientes:

• Efectuar un cambio de fluido por alguna razón operativa.• Iniciar a desviar, incrementar, disminuir o mantener ángulo y rumbo.• Cambiar los parámetros de perforación por alguna circunstancia obligada,

como el peso sobre barrena, revoluciones por minuto, gasto, etcétera.• La inclusión o eliminación de sartas navegables, puesto que en la sarta de

perforación puede incluir motores de fondo o turbinas y lógicamente estomodifica las condiciones de operación.

Una vez mencionado lo anterior y tomando en cuenta que no siempre será fácilelaborar la gráfica del costo por metro parcial contra el tiempo de perforación en elpozo, por las condiciones propias del trabajo, se ha definido un parámetro llamado“TIEMPO MÁXIMO PERMISIBLE” (TMP), el cual se calcula con la siguientefórmula:

)60()/( RCpTMP =

El Tiempo Máximo Permisible se refiere a que se debe detectar el punto de menorcosto por metro parcial para dar por terminada la vida de la barrena, pero CONUNA TOLERANCIA para compensar los errores en la medición y registro de los

datos puesto que en el equipo de perforación no puede tenerse exactitud almarcar un metro sobre la flecha y se perdería el tiempo.




230

De esta manera cuando ya se tiene calculado el costo por metro parcial enun momento dado, simultáneamente se calcula el tiempo máximo permisiblecorrespondiente, que será la base de comparación para los metros que se

perforen a continuación. Este tiempo máximo promedio expresa los minutos quedeberán emplearse para perforar el o los metros siguiente.

Cuando la penetración real en minutos por metro es mayor que el tiempomáximo permisible indica que el costo por metro parcial está aumentado y elmomento de sacar la barrena para cambiarla se aproxima.

Por lo contrario, si la penetración real es menor que el tiempo máximopermisible, entonces indica que el costo por metro parcial sigue disminuyendo y laperforación aún es costeable.

Ahora, si la tolerancia que se mencionó se aplica como igual a un 10 % sepodría decir que a 3185 m el TMP que es 13.3 min/m más el 10 % de tolerancia,significa que los siguientes metros deberán perforarse en un tiempo máximo de14.6 minutos cada uno para que sea aún costeable continuar perforando con esabarrena. Sin olvidar que los aspectos prácticos mencionados anteriormente sedeben tomar en cuenta para tomar decisiones.



10. Barrenas 10.6 Aplicaciones

231

10.6 APLICACIONES

¿Qué es una barrena?

La herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta deperforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el procesode la perforación rotaria.

¿Qué información se necesita para seleccionar una barrena?

• Evaluación de desgaste de barrenas empleadas previamente.• Evaluación de rendimiento de pozos vecinos.

• Registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo (si se tienen).• Datos sísmicos del área.• Software especializado de cálculo y análisis para la selección.• Propiedades de los fluidos de perforación por emplearse con esta barrena.• Tablas e información geológica.• Catálogos de barrenas.• Boletines sobre las características de las barrenas.• Tablas comparativas de barrenas.• Clasificación de barrena (ejemplo del IADC).

¿Cuál es la función de la barrena?

Remover a la roca (ripios de ésta) mediante el vencimiento de su esfuerzode corte, o bien, removerla mediante el vencimiento de su esfuerzo decompresión.

¿Cuáles son los tipos de barrenas?

• Barrenas tricónicas• Barrenas de cortadores fijos (PDC)• Barrenas especiales

Actividad.- Con base a sus conocimientos y experiencia adquirida en el campo óárea donde labora, seleccione una barrena tricónica y una PDC para dosdiferentes formaciones:

Formación Tipo de barrena Código IADC.



233

11. TERMINACIONES



11. Terminaciones 11.1.Accesorios de aparejos de producción

235

11.1 ACCESORIOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN

Los accesorios de producción varían de acuerdo al tipo de terminación que sehaya elegido, sin embargo podemos mencionar los más importantes en cuanto serefiere a las terminaciones sencillas, entre estos accesorios podemos mencionar:

Equipo de control subsuperficial.

Dentro de este equipo podemos mencionar:

Las válvulas de seguridad con las cuales se obstruye la tubería de producción enalgún punto abajo del cabezal cuando los controles superficiales han sido dañados

o requieren ser completamente removidos. Reguladores y estranguladores defondo los cuales reducen la presión fluyente en la cabeza del pozo y previene elcongelamiento de las líneas y controles superficiales.

Válvulas check que previenen el contraflujo en los pozos de inyección. Estosinstrumentos pueden ser instalados o removidos mediante operaciones con cable.Ya que estos accesorios son susceptibles al daño, debe pensarse en una buenalimpieza antes de instalar un dispositivo de control superficial.

Sistemas de seguridad

Los sistemas de seguridad superficial son la primera línea de protección contracualquier daño en los accesorios superficiales. Estos sistemas generalmenteconsisten de válvulas cerradas, las cuales se mantienen abiertas por medio de gasa baja presión que activa un pistón de la válvula. Si la presión de gas es purgada,la acción de un resorte interno cierra la válvula contra la línea de presión.

Empacadores de producción

Estos son clasificados generalmente en dos tipos: permanente y recuperable. Algunas innovaciones incluyen niples de asiento o receptáculos de estos. Losempacadores deben ser corridos cuando su utilidad futura sea visualizada paraque no resulte en gastos innecesarios que deriven en costosas remociones.

Los empacadores sirven para varios propósitos entre los cuales podemosmencionar la protección de la tubería de revestimiento de las presiones, tanto delpozo como de las operaciones de estimulación, y sobre todo de fluidos corrosivos;el aislamiento de fugas en la tubería de revestimiento, el aislamiento de disparoscementados a presión forzada, o intervalos de producción múltiple, cancelación



11. Terminaciones 11.1.Accesorios de aparejos de producción

236

de los cabeceos o el suaveo de fluidos, auxilio de instalaciones artificiales, enconjunto con válvulas de seguridad, o para mantener fluidos de “matar” o fluidos

de tratamiento en el espacio anular.El empacador puede ser descrito como un dispositivo que bloquea el paso

de los fluidos al espacio anular o del espacio anular a la tubería de producción. Lamayoría de las aplicaciones de los empacadores son simples y sencillas, por loque no requieren más que proporcionar el peso de la tubería de producciónsuficiente sobre el empacador para garantizar el sello. Existen otras aplicacionesdonde se deben tomar consideraciones de extrema precaución para el anclaje delmismo, sobre todo en el tipo de aplicación peso para que no falle en la utilizaciónespecifica en el pozo.



11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

237

11.2 SELECCIÓN DE EMPACADORES

Para hacer una buena selección de un empacador se debe tomar los siguientesparámetros:

• Diámetro de la tubería de revestimiento o agujero descubierto en caso del tipoinflable.

• Grado y peso de la tubería de revestimiento.• Temperatura a la que estará sometido.• Presión de trabajo.• Tensión y compresión.• Diseño de operación.

Consideraciones generales en la selección de los empacadores. Laselección involucra el análisis anticipado de los objetivos de las operaciones delpozo, como son la terminación, la estimulación y los trabajos futuros dereparación. Se deben considerar los costos de estos accesorios, así como losmecanismos de sello y empacamiento mecánico, la resistencia a los fluidos ypresiones, su capacidad de recuperabilidad o no, sus características para lasoperaciones de pesca o molienda, si hay posibilidad de efectuar operaciones concable a través de él. También deben considerarse los cambios en la temperatura yla presión.

Tipos de empacadores

A continuación se describen algunos tipos de empacadores más comunes queexisten en el mercado actual.

Empacadores recuperables. Existen diferentes tipos de empacadores de estacategoría, los cuales van desde empacadores que se anclan con el peso, hastaanclados por tensión o de anclaje mecánico o hidráulico, dependiendo de lasoperaciones que se realicen en los intervalos de producción. La función quecumplen viene siendo la misma que la de todos los empacadores y sus principiosde operación varían muy poco, estos empacadores pueden ser recuperados y

reutilizados aplicándoles un mantenimiento mínimo en cada ocasión.

Empacadores permanentes. Como su nombre lo dice, estos accesorios se colocanen los pozos para quedar en forma permanente, también tiene accesoriosadicionales que permiten utilizarlos como tapones puente temporal, paracementaciones forzadas, o para realizar fracturas arriba del empaque. Este tipo de




238

empacadores permite realizar operaciones donde se tienen presiones altas, y enalgunas ocasiones, dependiendo del tipo de terminación o mantenimiento que se

tenga en un pozo, pueden ser utilizados como retenedores de cemento pararealizar operaciones de cementación forzada en un intervalo de abandonodefinitivo, para posteriormente probar un intervalo superior de interés.

Consisten de uno o más elementos de empaque y dos juegos de cuñas,pueden ser introducidos al pozo mediante tubería de producción o cable conductorcon alguna forma de carga explosiva, manipulación de tijeras o dispositivoshidrostáticos.

Estos empaques resisten altas presiones diferenciales de arriba o abajosin que sufra algún movimiento, generalmente son construidos de hierro fundidocentrifugado y las cuñas son de acero de bajo carbón con la finalidad de quepuedan ser molidos con facilidad.

Empacadores de ancla. Consisten simplemente de un elemento de empaque, elcual puede ser comprimido y de esta manera forzarlo a expanderse hasta latubería de revestimiento, por la aplicación de peso sobre el elemento de sello conla tubería de producción.

Empacadores de agarre de pared o de anclaje por peso. Este tipo consistegeneralmente de un elemento de sello, un juego de cuñas y cono, dispositivo defricción y un mecanismo “J”. Este empacador es accionado por rotación de latubería de producción para soltar el mecanismo “J” o por movimiento de la tuberíatanto en sentido ascendente como descendente y resiste altas presionesdiferenciales.

Empacadores con paso de desviado. Este otro tipo consiste de un elemento deempaque alrededor de un aparejo de tubería de producción en adición a algúndispositivo de paso de fluido a través del elemento de empaque. Estos a su vezpueden ser clasificados en tipo ancla (BP-2 de Camco) que consta de un elementode empaque únicamente o del tipo de agarre de pared con un mecanismo dedesanclaje.

Los empacadores anteriormente citados son utilizados en cámaras deacumulación en instalaciones de bombeo neumático o para aislar fugas entuberías de revestimiento.

Empacadores de Cabeza de Control. Estos empacadores están provistos con undispositivo de igualación arriba del mismo, sin que sea necesario levantar lacolumna de fluido arriba del empacador y sin desempacar el elemento de sello delmismo.




239

Empacadores Hidráulicos. Estos empacadores pueden ser permanentes orecuperables con cuñas o sin cuñas, generalmente se accionan por presión

hidrostática en la tubería de producción, aplicada a través de ella desde lasuperficie.

Empacadores Múltiples. Los empacadores múltiples pueden ser de cualquiera delos tipos antes mencionados. Éstos están simplemente construidos para alojar doso más aparejos de tubería de producción a través de ellos y pueden ser colocadoshidráulicamente, pero también existen algunos tipos que se colocan con la o lastuberías de producción.

Anclas Hidráulicas. Son usadas en conjunto con los empacadores y son operadashidráulicamente, una alta presión en la tubería de producción forzará las cuñashacia afuera contra la tubería de revestimiento, proporcionando de esta forma alempacador de una conexión mecánica que lo detendrá evitando cualquiermovimiento entre la tubería de producción y la de revestimiento.

Figura 11.1 Tipos de empacadores

Empacador Empacador Empacador Empacador Empacador Empacador Anclarecuperable permanente de agarre de con paso de hidráulico múltiple

hidráulica

pared desviado




240

Factores que afectan el peso de la tubería de producción sobre el empacador

Hay un gran número de factores que pueden aumentar o disminuir el peso sobreel empacador después de anclado, en la mayoría de los casos, el efecto de estosfactores se pasa por alto. Se debe considerar si existe la posibilidad de que algunode estos factores aumente, en este caso se tomará en cuenta cuando sedetermine el peso que se va a dejar sobre el empacador.

a. Factores que tienden a aumentar peso (incrementan la longitud de latubería), a un empacador ya colocado.

ð Fricción entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento.ð Incremento de la temperatura promedio en la tubería de producción.ð Incremento de la presión en el espacio anular.ð Decremento de la presión en la tubería de revestimiento por efecto de

flotación y contracción radial extendiendo su longitud.

b. Factores que tienden a disminuir el peso (acortando la tubería) a unempacador anclado.

ð Decremento en la temperatura promedio en la tubería de producción.ð Decremento de la presión en la tubería de revestimiento.ð Incremento en presión de la tubería de producción por incremento del

efecto de flotación y expansión radial acortando su longitud.

c. Fricción

Se presenta generalmente entre la tubería de producción y la de revestimiento,especialmente en pozos desviados, tenderá a disminuir el total del peso de latubería de producción aplicado sobre el empacador. Existe la posibilidad en estoscasos que durante la vida del pozo, la tubería de producción se asienteaumentando peso al empacador.

El peso del aparejo de la tubería de producción puede ser calculado, aligual que el total de pérdida del peso del mismo. El total de pérdida del peso sedebe al efecto de flotación de la tubería de producción en el fluido (lodo o aceite)contenido en la tubería de revestimiento, éste puede calcularse y ser deducido delpeso total de la tubería de producción, si el indicador de peso muestra undecremento considerable en el peso de la tubería de producción que el calculado,debe asumirse que la fricción entre las tuberías de producción y revestimientoestán soportando mucho del peso del aparejo. Por lo tanto debe incrementarse elpeso a las 4.5 o 5.5 ton. recomendadas para compensar el efecto por fricción.




241

Ejemplo:

Datos:• Tubería de producción 2”, 7.00 kg/m.

• Fluido de 1.20 gr/cm3.

• Profundidad 3048.0 m.

• La tubería a la profundidad citada pesa 21,345 kg (en el aire).

• Por efecto de flotación 18,082 kg.

• Peso del block 8,000 kg.

Si el indicador de peso muestra aproximadamente 23,000 kg, después quela tubería de producción es bajada lentamente y luego detenida, a la fricción se leatribuirán 3,000 kg. Puede hacerse una comprobación levantando latubería muy lentamente. El indicador de peso debe leer algún peso arriba de26,000 kg, probablemente alrededor de 29,000 kg, entonces debe asumirse que3,000 kg del peso de la tubería están soportados por la fricción de los coples, yparte de este peso se aplicará al empacador al estar fluyendo el pozo.

Conexiones superficiales de control

Cada uno de los sistemas artificiales de producción tiene su sistema deconexiones superficiales, inclusive puede cambiar dependiendo del sistemaartificial de que se trate, en el caso del sistema de bombeo mecánico cambiahasta por el tipo y marca de cada uno de ellos.

Conexiones superficiales para el sistema de bombeo neumático

En la figura 11.2 se muestran las conexiones superficiales típicas que se utilizanen los aparejos de bombeo neumático.




242

Figura 11.2 Conexiones superficiales para bombeo neumático

Conexiones superficiales para el sistema de bombeo mecánico

Respecto a este sistema artificial de producción varia en cuanto al tipo y marca desu diseño, por ejemplo en el caso de bimbas convencionales, en la siguiente figurase muestra algunos de sus accesorios (Figuras 11.3, 11.4 y 11.5).




243

Figura 11.3 Figura 11.4

Figura 11.5




246

Los fluidos que entran al pozo a través del intervalo disparado o agujerodescubierto, vienen fluyendo por el medio poroso de la formación productora

pasan a través de la vecindad del pozo y siguen su curso por el aparejo deproducción. Estos fluidos a su llegada a la vecindad del pozo requieren serlevantados hasta la superficie. Esta acción necesita la actuación del gradiente depresión fluyendo entre el fondo y el cabezal del pozo. Este gradiente a su vez,consiste de la diferencia de energía potencial (presión hidrostática) y la caída depresión por fricción. La magnitud depende de la profundidad del yacimiento ydefine el tipo de sistema de producción que va a ser colocado en el pozo. Estosignifica que si la presión de fondo es suficiente para levantar los fluidos hasta lasuperficie se considera un pozo fluyente, en caso contrario se requiere de unsistema artificial, como puede ser el “levantamiento mecánico”, reducción de ladensidad del fluido en el pozo y por consiguiente reducción de la presiónhidrostática (“gas lift”).

Análisis Nodal

El análisis nodal puede ser realizado con cualquiera de los software que existenen el mercado (WEM, Flo System, y otros desarrollados por otras compañías deservicio) y nos permite crear un modelo que simula el comportamiento deproducción de pozo ajustándolo al gasto y presión de fondo fluyendo del pozo, loque nos lleva a corroborar o descartar la presencia de daño total del pozo(cuando existen curvas de variación de presión, su interpretación y combinacióncon el análisis nodal resulta una herramienta muy poderosa para obtener el dañodel pozo), para ello requiere de información del yacimiento, datos del pozo y de losfluidos producidos, de esta manera es posible corroborar los datos de daño ydemás parámetros del yacimiento.

Diseño de Aparejos de Producción

Las sartas o aparejos de producción son el medio por el cual se transportan losfluidos del yacimiento a la superficie y pueden clasificarse dependiendo de lascondiciones del yacimiento como: fluyente, de bombeo neumático, bombeomecánico, bombeo electro-centrífugo y bombeo hidráulico.

Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de producción es una partecrítica en cualquier programa de operación durante la intervención de un pozo yasea en una terminación y/o reparación.

En un diseño hay que tomar en cuenta el ángulo del pozo, los fluidos deperforación, peso, velocidad de rotaria y otros procedimientos de operación.




247

Propiedades de la Tubería y de las Juntas

Esfuerzo de torsión en las juntas. Es una función de variables como:• Esfuerzo del acero• Tamaño de conexión• Forma de la Rosca• Carga• Coeficiente de Fricción

El área de piñón o caja controla grandes factores y está sujeta a ampliasvariaciones.

El diámetro exterior de la caja y el diámetro interior determinan losesfuerzos de la junta en torsión, el diámetro exterior afecta el área de la caja y eldiámetro interior afecta el área del piñón.

Al seleccionar el diámetro interior y exterior se determinan las áreas delpiñón y la caja, estableciendo los esfuerzos de torsión teóricos, la más grandereducción de estos esfuerzos de una junta durante su vida de servicio ocurre conel uso del diámetro exterior. Es posible incrementar el esfuerzo de torsiónhaciendo juntas con diámetro exteriores grandes y diámetros interiores reducidos.

Clases de tuberías de producción más usuales:

Existen varias clases:

a) Clase Nueva.- Se presenta en sus datos de tensión, torsión y presióninterna y colapso.

b) Clase Premium.- Está basada en una tubería que tiene un uso uniforme yun mínimo de espesor de pared del 80%.

Se recomienda que los datos como el grado, peso y rosca de la tuberíasean grabadas en la base del piñón.

Consideraciones de diseño

Factor de Flotación

El factor de flotación es un factor muy importante que se debe de tomar en cuentaen los diseños de sartas ya que nos reduce el peso normal de la tubería y sepueden calcular con las siguientes formulas:




249

Procedimiento para calcular el peso de la tubería de producción dentro del pozo.

•

Obtención del factor de flotación• Obtención del peso de la tubería de producción dentro del pozo, el cualpuede obtenerse mediante la ecuación siguiente:

F TP TRTP TR F x P o P P o P = Donde:

tpTR P o P = Peso real de la T.P. o T.R.

Ejemplo:

Calcular el peso que debe observarse en el indicador de peso al introducir 2,000mts. de T.P. 2 7/8”, J-55, 6.5 lbs/pie o 9.67 kg/m con un lodo de 1.40 grs/cm3.

821.085.7

40.11 =−= F F

Peso de la T.P en el aire = 2,000 x 9.67 = 19,340 Kg = 19.34 toneladas

Peso de la T.P en el aire x Factor de Flotación = Peso de la T.P dentro del pozo19,340 x 0.821 0 15,878.14 Kg.

Peso de la T.P dentro del pozo = 15,878.14 Kgs.

Procedimiento de diseño de tubería de producción

En este apartado solo se mencionarán las consideraciones más importantes quese toman en cuenta para el diseño de una sarta de producción, dentro de estas seconsideran las siguientes variables:

Wn = Peso nominal de la T.P (lb/pie)

Pt = Resistencia a la tensión (lb)

Rc = Resistencia al colapso (Psi)

Wtp = Peso ajustado de la T.P (lb/pie) (incluye conexión)

Pcp = Punto de cedencia promedio (lb/pg2)




250

Mop = Margen de seguridad por tensión (ton)

Fsc = Factor de seguridad al colapso (1.125)El procedimiento incluye en términos generales dos etapas, la primera es

el diseño de la sarta por Tensión y la segunda el diseño por Colapso.

En el diseño por Tensión se utilizan las siguientes formulas:

)(

)9.0(

KbWn

Mop Pt L

−=

En el diseño por Colapso la sarta debe estar previamente calculada por

Tensión y se utilizan las siguientes formulas.

0122 =−++ R RY Z

)( Pcp A

Wap R=

Rcst

Rct Z =

Wap = Tensión aplicada a la T.P sobre el punto de interés (Kg)

A = Área transversal del acero (cm2)

Rct = Resistencia al colapso bajo tensión (Kg/cm2)

Rcst = Resistencia al colapso sin tensión (Kg/cm2)



11. Terminaciones 11. 3 Cambio de preventores pormedio árbol de válvulas

251

11.3 CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS

Es necesario que antes de realizar la operación del cambio del arreglo depreventores por el medio árbol de válvulas, consulte el manual de procedimientostécnicos operativos del pozo para realizar el programa de trabajo. A continuaciónexpondremos algunas recomendaciones en forma generalizada para estarpreparados antes de realizar dichas operaciones:

• Reunir al personal para dar instrucciones de seguridad y protecciónambiental de las operaciones a realizar y de la asignación deresponsabilidades.

• Inspeccionar las condiciones físicas del cople colgador y bola colgadora

envolvente o colgador integral, conexiones y superficies de sellos.

• Verificar las partes integrantes del medio árbol de producción (fig. 11.8).

• Registrar las características del cople colgador y bola envolvente ó colgadorintegral en la bitácora, así como otras observaciones que considereimportantes.

• Comunicar a la compañía prestadora de servicios de accesorios del cabezalde producción y a la unidad de prueba hidráulica, que se va a realizar elcambio, para el seguimiento de su programa de trabajo.



11. Terminaciones 11. 4 Fracturamientos

253

11.4 FRACTURAMIENTOS

Cuando la formación que contiene petróleo no tiene una buena permeabilidad sepuede bombear un fluido especial al pozo y se hace pasar a través de la formacióna presión, se continúa el bombeo de fluido a presión hasta que la formación falleproduciendo una fractura (fig. 11.9). Mientras tanto, materiales como arena,cáscara de nueces, etc. se mezclan con el fluido de fracturación. A estos aditivosse les llama “material de apoyo” o “material sustentante”, porque cuando el fluidode fracturación deja de bombearse el material de apoyo mantiene las fracturasabiertas. Sin el material de apoyo, las fracturas se unirían nuevamente tan prontose disminuyera la presión sobre ellas. Estas fracturas forman conductos quepermiten que el aceite o gas entre al pozo.

Figura 11.9



11. Terminaciones 11. 4 Fracturamientos

254

Una de las operaciones de estimulación del pozo más comunes es larealización de un fracturamiento, hidráulico y la inyección de un ácido dentro de

las fracturas, generalmente ácido clorhídrico. Este tipo de estimulación esaplicable únicamente a formaciones calcáreas, con solubilidad al ácido clorhídrico(HCL) mayor del 65%.

Los principios básicos y los objetivos del fracturamiento con ácido, son losmismos del fracturamiento hidráulico con sustentante. En ambos casos sepretende producir una fractura conductiva con suficiente longitud para permitir elcambio de patrón de flujo de los fluidos del yacimiento al pozo.

La diferencia entre el fracturamiento con ácido y el fracturamiento consustentante, está en la forma en que se produce la conductividad de la fractura. Enel caso del fracturamiento con ácido, éste fluye a través de la fractura, propiciandoque las paredes de la misma se disuelvan en forma irregular, dependiendo de lacomposición mineralógica y de la distribución de minerales en la formación. Amedida que el ácido fluye va reaccionando con los minerales de la roca, creandouna huella de reacción, en tal forma, que al cerrarse la fractura, los valles y lascrestas producidas generan canales altamente conductivos.

En general, el fracturamiento con ácido está restringido para calizas ydolomías con la utilización de ácido clorhídrico; sin embargo, se ha tenido éxitocon ésta técnica en areniscas que contienen fracturas naturales llenas decarbonatos.

La selección entre fracturamiento con sustentante y fracturamiento conácido, depende de un análisis exhaustivo que tome en consideración estudios delaboratorio y comportamiento de los pozos. Aún cuando el fracturamiento conácido es operativamente menos complicado que el fracturamiento con sustentante,es en general más costoso, y presenta la ventaja de que no se corre el peligro dearenamiento o el regreso del agente sustentante.

En la técnica del fracturamiento con ácido se emplean ácidosconcentrados (HCl al 25 ó 26%). En formaciones con altas temperaturas se puedeconsiderar el empleo de la mezcla de HCl con ácidos orgánicos, o sólo el uso delos segundos, como el acético o el fórmico, aún cuando es de menor efectividad.También y con el fin de retardar la reacción entre el ácido y la roca se hanempleado ácidos con surfactantes que propician el mojamiento de la roca conaceite. A estos ácidos se les conoce con “químicamente retardados”.



11. Terminaciones 11. 5 Aplicaciones

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11.5 APLICACIONES

• Obtenga en su área de trabajo un programa de terminación del pozo yrelaciónelo con los conocimientos adquiridos en éste tema.

• Obtenga por parte de PEMEX o de la compañía prestadora de servicio, undiseño de fracturamiento o de estimulación del pozo, así como el

procedimiento técnico operativo de la operación de fracturamiento,verificando las medidas de seguridad y protección ambiental.



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12. PERFORACIÓN DIRECCIONAL



12. Perforación direccional 12.1 Diseño de un pozo direccional

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12.1 DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL

Aspectos generales

La tecnología de perforación direccional tuvo sus inicios en la década de losveinte. En 1930 se perforó el primer pozo direccional controlado en HuntigtonBeach, California. En 1943 se perforó el primer pozo de alivio en Conroe, Texas.En nuestro país, el prime pozo direccional registrado fue perforado en 1960 en lasChoapas, Veracruz.

La perforación direccional es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de unatrayectoria hacia un objetivo predeterminado, ubicado a determinada distancia

lateral de la localización superficial del equipo de perforación. En sus principiosesta tecnología surgió como una operación de remedio. Se desarrolló de talmanera que ahora se considera una herramienta para la optimización deyacimientos. Comprende aspectos tales como: tecnología de pozos horizontales,de alcance extendido, y multilaterales, el uso de herramientas que permitendeterminar la inclinación y dirección de un pozo durante la perforación del mismo(MWD), estabilizadores y motores de fondo de calibre ajustable, barrenasbicéntricas, por mencionar algunos.

Con frecuencia el control de la desviación es otro concepto que serelaciona con la perforación direccional. Se define como el proceso de mantener alagujero dentro de algunos limites predeterminados, relativos al ángulo deinclinación, o al desplazamiento horizontal con respecto a la vertical o a ambos.

Se ha tratado el diseño de pozos verticales, considerando la perforacióncomo el proceso unidimensional de penetrar la tierra con la barrena a determinadaprofundidad vertical. Sin embargo, la perforación es un proceso tridimensional. Labarrena no sólo penetra verticalmente, si no que se desvía intencionalmente o nohacia los planos X-Y (Fig.12.1). El plano X se define como el plano de dirección yel Y como el inclinación. Los ángulos asociados con los desplazamientos en losplanos X y Y son llamados ángulos de "dirección” y de “inclinación",respectivamente.




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Figura 12.1 Planos de inclinación y dirección conforme un pozo avanza en el plano de la profundidad

Razones para perforar un pozo direccional.

La perforación de un pozo petrolero, ya sea debido a problemas de perforación o a

consideraciones económicas, tiene muchas aplicaciones. A continuación semencionarán algunas de las más comunes.

En la Fig. 12.2 se muestra un ejemplo típico de la situación de control detrayectoria. Aquí, una estructura se ubica casi por completo debajo de un lago. Elpozo 1, perforado sobre una parte de la estructura que no se encuentra debajo dellago, puede ser perforado desde tierra como un pozo con control de la desviación.Sin embargo para desarrollar el resto del campo, se necesitará de la perforaciónde pozos direccionales. La única manera en que se podrían perforar pozosverticales es desde embarcaciones de perforación o plataformas, terminando lospozos sobre el lecho del lago (terminaciones sublacustres), o bien desde una

plataforma flotante o fija. Los aspectos económicos de estas opciones pudieranser menos atractivos que la perforación de pozos direccionales desde algunalocalización terrestre, en la cual se puede utilizar un equipo terrestre convencional.En algunas situaciones, no existen alternativas para perforar un pozo direccional.Por ejemplo, el lago puede ser la única fuente de agua potable en el área, por lotanto, pueden existir restricciones ambientales que prohíban el uso de




261

embarcaciones y equipos tales como los equipos de perforación y lasinstalaciones de producción.

Figura 12.2 Vista en planta de un yacimiento típico de aceite y gas debajo de un lago, mostrando comose pueden utilizar los pozos direccionales para desarrollar el campo.

En sus inicios, la perforación de pozos direccionales fue evidentementemotivada por los aspectos económicos. Los campos costa fuera en Californiafueron el área de oportunidades tanto para la aplicación de esta tecnología, comopara un grupo especial de personas llamadas “perforadores direccionales”.Descubrimientos posteriores de aceite y gas en el Golfo de México y otros países,promovieron la expansión de la perforación direccional.

El desarrollo de campos costa afuera ha absorbido la mayoría de las actividadesde perforación direccional. La Fig. 12.3 muestra una típica plataforma dedesarrollo costa fuera. En varias ocasiones se han descubierto campos debajo dezonas urbanas, y la única manera de desarrollarlos de manera económica ha sidoperforando direccionalmente (Fig. 12.4). Frecuentemente, las obstruccionesnaturales tales como montañas u otros accidentes topográficos impiden laconstrucción de una localización superficial y la perforación de un pozo casivertical (Fig. 12.5). Otra aplicación de la perforación direccional es el efectuar unadesviación desde un pozo existente. Esta desviación puede ser efectuada para“puentear” una obstrucción (un “pez”) en el agujero original (Fig. 12.6) o parabuscar horizontes productores adicionales en los sectores adyacentes del campo(Fig. 12.7).




262


Figura 12.5




263


Relevantes aspectos ambientales y económicos han incrementado el usode la perforación direccional. En algunas áreas simplemente ya no es posibledesarrollar un campo haciendo caminos a cada localización superficial yperforando un pozo vertical. En lugar de esto, así como en las instalaciones costafuera, es necesario construir plantillas desde las cuales se puedan perforar variospozos. Lo anterior, no sólo ha incrementado la actividad de perforación direccional,si no que también los programas de trayectorias son más complicados,aplicándose en situaciones y áreas donde no era común hacerlo. Por ejemplo, seestán perforando pozos direccionales para desarrollos geotérmicos, los cualesestán siendo perforados en granitos duros y en otras rocas ígneas y metamórficas.También se están perforando pozos de alcance extendido con desplazamientos

horizontales de más de 10,000 m y con miras a incrementarse. Conforme seincrementen los costos de desarrollo de campos (en aguas profundas,localizaciones remotas, ambientales hostiles y zonas productoras mas profundas)el uso de la perforación direccional también se incrementará.




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Definiciones y conceptos básicos.

Con el fin de familiarizar al Ingeniero de Perforación con los conceptos ydefiniciones más comunes, relacionados con la tecnología de perforacióndireccional, a continuación se presentan aquellos considerados como másimportantes.

Profu nd idad desarr ol lada /PD (Measured dept h/MD).

Es la distancia medida a lo largo de la trayectoria real del pozo, desde el punto dereferencia en la superficie, hasta el punto de registros direccionales. Estaprofundidad siempre se conoce, ya sea contando la tubería o por el contador deprofundidad de la línea de acero, (Fig. 12.8).

Figura 12.8 Profundidad desarrollada

Profu nd idad v ert ical verdadera/PVV (True vert ical dep th/TVD).

Es la distancia vertical desde el nivel de referencia de profundidad, hasta un puntoen la trayectoria del pozo. Normalmente es un valor calculado, (Fig. 12.9).




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Figura 12.9 Profundidad vertical verdadera

Incl inación (Dri f t)

Es el ángulo (en grados) entre la vertical local, dada por el vector local degravedad como lo indica una plomada, y la tangente al eje del pozo en un puntodeterminado. Por convención, 0o corresponde a la vertical y 90o a la horizontal,(Fig. 12.10)

Figura 12.10 Inclinación




266

Azimuth (Dirección d el pozo)

El Azimuth de un pozo en un punto determinado, es la dirección del pozo sobre elplano horizontal, medido como un ángulo en sentido de las manecillas del reloj, apartir del norte de referencia. Esta referencia puede ser el norte verdadero, elmagnético o el de mapa. Como ya se mencionó, por convención se mide ensentido de las manecillas del reloj. Todas las herramientas magnéticasproporcionan la lectura del azimuth con respecto al norte magnético. Sin embargo,las coordenadas calculadas posteriormente, están referidas al norte verdadero o alnorte de mapa, (Fig. 12.11).

Figura 12.11 Azimuth

Norte verdadero

Es la dirección del polo norte geográfico, el cual yace sobre el eje de rotación de laTierra.

Norte cuadrícu la o no rte d e mapa

Es la dirección norte sobre un mapa. El norte cuadrícula o norte de mapacorresponde al norte verdadero sólo en determinados meridianos. Todos los otrospuntos deben corregirse por convergencia, esto es, por el ángulo entre el norte demapa y el norte verdadero en cualquier punto, (Fig.12.12).




267

Figura 12.12 Norte de mapa

No rt e m agnétic o

Es la dirección de la componente horizontal del campo magnético terrestre en unpunto seleccionado sobre la superficie de la tierra.

Lado al to del pozo

Es el lado del pozo directamente opuesto a la fuerza de gravedad. El punto querepresenta el lado alto es importante para la orientación de la cara de laherramienta.

Es importante notar que a una inclinación de 0o no existe lado alto. En estecaso, los lados del pozo o de la herramienta de registros direccionales sonparalelos al vector de gravedad y no existe un punto de intersección desde el cualse pueda definir un lado alto. Otro concepto importante es que sin inclinación (0o),

el pozo no tiene dirección horizontal. Es decir, el eje del pozo se representaríacomo un punto y no como una línea sobre el plano horizontal.

Herramienta (de fon do)

Cualquier elemento o dispositivo que se incluya en el aparejo de perforación y secorra dentro del pozo. Los motores de fondo, las camisas MWD, las herramientasde registros direccionales, etc., son ejemplos de herramientas de fondo.




268

Cara de la herram ienta (Toolface)

El término se usa en relación a las herramientas desviadoras o a los motoresdirigibles y se puede expresar en dos formas:

• Física. El lugar sobre una herramienta desviadora, señalado comúnmentecon una línea de marca, que se posiciona hacia una orientacióndeterminada mientras se perfora, para determinar el curso futuro del pozo.

• Conceptual. En el pozo, el término “cara de la herramienta (Toolface)” es amenudo utilizado como frase corta para referirse a la orientación de lamisma (orientation toolface). Por ejemplo, “cara de la herramienta(Toolface)” puede ser la orientación del sustituto de navegación de un motor

dirigible, expresada como una dirección desde el norte o desde la boca delpozo.

Orientación de la cara de la herramien ta

Como ya se menciono, es la medida angular de la cara de una herramientaflexionada con respecto al lado alto del pozo o al norte.

Inter fer enc ia magnétic a

Son los cambios en el campo magnético de la tierra en las cercanías de la

herramienta de registro, causados por la presencia de la tubería de revestimientou otras tuberías en el pozo, en pozos cercanos o por las propiedades magnéticasde la misma formación.

Cor recc ión por dec linac ión magnética

Es la corrección angular en grados, para convertir una lectura magnética a unalectura de norte verdadero.

Bu zam ien to m agnétic o

Es el ángulo de intersección, medido desde la horizontal, entre las líneas de flujomagnético y el plano horizontal (superficie de la tierra).

Pata de perro (Dog leg )

Es la curvatura total del pozo (la combinación de cambios en inclinación ydirección) entre dos estaciones de registros direccionales. La pata de perro semide en grados.




269

Severidad d e la pata de perro

Es la magnitud de la pata de perro, referida a un intervalo estándar (porconvención se ha establecido de 100 pies ó 30 metros). La severidad se reportaen grados por cada 100 pies o grados por cada 30 metros. En la conversaciónnormal, la severidad se nombra como "pata de perro". Esto puede causarconfusión al principio. Es conveniente mantener las severidades tan bajas comosea posible en la perforación convencional (menos de 4 o 5 º/100 pies). Lasseveridades altas provocan problemas en el pozo tales como ojos de llave,atrapamientos o desgaste de la tubería de perforación o de la tubería derevestimiento.

Cierre (Closu re )

Esta se define como una recta trazada desde el punto de referencia en superficiehacia cualquier coordenada rectangular en un plano horizontal. Generalmente, seutiliza para definir el fondo del pozo. Se calculan la longitud y la dirección de larecta. Por ejemplo, si la posición localizada es 643' N, 1,319' E, el cierre puede sercalculado utilizando el Teorema de Pitágoras y trigonometría. En este caso, elcierre será de 1,459.30 pies con dirección N 63.86o E.

Pescado

Es cualquier objeto abandonado accidentalmente en el pozo durante lasoperaciones de perforación o terminación, el cual debe recuperarse o se debeevitar antes de que la operación pueda continuar.

Acelerómetro

Los acelerómetros se utilizan para medir el campo gravitacional terrestre local.Cada acelerómetro consiste de una masa magnética (péndulo) suspendida en uncampo electromagnético. La gravedad desvía la masa de su posición de equilibrio.Se aplica al sensor una cantidad de corriente suficiente para que regrese la masaa su posición de equilibrio. Esta corriente es directamente proporcional a la fuerzagravitacional que actúa sobre la masa.

Las lecturas gravitacionales se utilizan para calcular la inclinación delpozo, la cara de la herramienta y la referencia vertical utilizada para calcular elángulo de incidencia.




270

Formatos de dirección: Cuadrantes y de B rújula

Además de la profundidad y el desplazamiento horizontal, todos los pozosdireccionales tienen una componente X que está asociada con la dirección. Porejemplo, un pozo tiene una dirección del objetivo de 100o Este, medidos a partirdel Norte, tomados con una lectura de brújula normal. En la perforacióndireccional, se utiliza un esquema de cuadrantes de 90o para citar las direcciones.Los grados son siempre leídos a partir del Norte hacia el Este u Oeste, y a partirdel Sur hacia el Este u Oeste. Por ejemplo el ángulo de dirección (a) en la Fig.12.13, dado por una brújula (siempre leída a partir del Norte), es de 18o, mientrasque por el esquema de cuadrante es N18°E. El pozo en el segundo cuadrante (b) (Fig. 12.13) a 157o, se lee S23°E. En el tercer cuadrante (c) (Fig. 12.13) el pozoestá en S2O°W, para un ángulo de 2000. En el cuarto cuadrante (d) (Fig. 12.13), elángulo de brújula de 3050 se lee N55°W.

Figura 12.13 Lecturas de dirección




271

Planeación del proyecto direccional

El primer paso en la planeación de cualquier pozo direccional es diseñar latrayectoria del agujero para alcanzar un objetivo dado. El diseño inicial debeproponer los diferentes tipos de trayectoria que pueden ser perforadoseconómicamente. El segundo, o diseño final, debe incluir los efectos de lascondiciones geológicas sobre los aparejos de fondo (BHA's), que serán utilizadosy otros factores que pudieran influenciar la trayectoria final del agujero. Por lotanto, podemos decir que la selección del tipo de trayectoria dependeráprincipalmente de los siguientes factores:

• Características de la estructura geológica.

• Espaciamiento entre pozos.• Profundidad vertical.

• Desplazamiento horizontal del objetivo.

En esta sección se explica como planear la trayectoria inicial para los tipos depozos direccionales más comunes.

Tipos de trayectorias

La Fig.12.14 muestra cuatro tipos de trayectoria que pueden ser perforadas paraalcanzar el objetivo. La Trayectoria A es una trayectoria de incrementar ymantener: el agujero penetra el objetivo a un ángulo igual al máximo ángulo deincremento. La trayectoria B es una trayectoria "S modificada" y la C es unatrayectoria “S”. En la trayectoria "S” el agujero penetra verticalmente al objetivo yen la “S modificada", el agujero penetra al objetivo con un ángulo de inclinaciónmenor que el ángulo de inclinación máximo en la sección de mantenimiento. Parala trayectoria D, que es una "trayectoria de incremento continuo", la inclinacióncontinúa incrementándose hasta o a través del objetivo. La trayectoria deincrementar y mantener requiere el menor ángulo de inclinación para alcanzar elobjetivo; la “S modificada” requiere mayor inclinación; y la “S” requiere aún más.

La trayectoria de incremento continuo requiere la mayor inclinación de todos lostipos de trayectoria para alcanzar el objetivo.




272

Figura 12.14 Principales tipos de trayectorias

Consideraciones para la selección del t ipo de trayector ia

Los parámetros necesarios para la planeación de pozos direccionales dependende la zona en que se realizará la perforación. De esta zona se debe conocer lalitología, la situación estructural y la profundidad vertical de los posibles intervalosproductores. Realizando un análisis de esta información, se deben considerar lossiguientes factores:

Características del objetivo. La forma, tamaño y profundidad vertical del objetivoson parámetros básicos que pueden obtenerse de los diferentes estudiosrealizados en la zona o región. La correcta caracterización de las formaciones poratravesar, constituye el factor básico para la selección de las condiciones óptimasde operación durante la perforación del pozo.

Profundidad vertical del objetivo. Este dato no es posible modificarlo, ya que esfunción de la profundidad a la cual se encuentra la estructura productora.

Localización del equipo. La localización superficial del equipo de perforacióndepende de la distribución estructural de las formaciones a perforar. Se deberáaprovechar la tendencia que presentan determinadas formaciones de desviar elcurso de la barrena o de mantener su rumbo durante la perforación, de tal maneraque la barrena sea dirigida hacia el objetivo según la trayectoria planeada. Elconocimiento de las tendencias de desviación y el tipo de formaciones,determinará la posición del equipo de perforación, la profundidad de inicio dedesviación y en consecuencia, del desplazamiento horizontal a los objetivos.




273

Desplazamiento horizontal del objetivo. Este valor es función de la localizaciónsuperficial que tenga el equipo de perforación. Se supone que dicha localización

fue determinada considerando la distribución estructural de las formaciones aperforar, por lo tanto puede considerarse como un dato fijo.

Profundidad de inicio de desviación (KOP). Este dato debe obtenerseconsiderando las características de las formaciones a perforar. Se recomienda quela etapa de incremento de ángulo se lleve a cabo en formaciones suaves a mediassuaves, además es conveniente que las zonas geopresionadas se atraviesen conun ángulo constante. Puede considerarse que la profundidad del KOP y lavelocidad de incremento de ángulo darán la pauta para elegir el patrón dedesviación.

Velocidad de incremento de ángulo. Si el espesor y la tendencia de presurizaciónde las formaciones que se espera encontrar lo permiten, se pueden utilizardiferentes velocidades de incremento para calcular un juego de trayectorias. Elcontar con un conjunto de trayectorias para un mismo objetivo, le permitirán alpersonal encargado de las operaciones direccionales, seleccionar las másconvenientes de acuerdo a los ángulos máximos observados y la experienciaacumulada en otros pozos. Si de antemano se conoce la velocidad de incrementode ángulo con la cual se obtiene un buen desarrollo de la perforación, no seránecesario diseñar trayectorias alternas.

Tipo de formación. Siempre que se analice un estudio direccional, se deberá tomaren cuenta la columna geológica que se debe perforar, clasificando lacompresividad y la dureza de las formaciones atravesar, así como los echadosregionales para intentar predecir la variación del rumbo del pozo durante laperforación.

Diámetro del pozo. El diámetro del pozo y consecuentemente, el programa detubería de revestimiento, son parámetros que dependen de la profundidad delobjetivo, de las características de las formaciones a perforar y de la producciónesperada.

Fluido de perforación. El tipo de lodo a utilizar, así como sus características delubricación y arrastre son factores que deben ser supervisados continuamentedurante la perforación.

Cilindro de control. Para la perforación de un pozo direccional se han fijado ciertasrestricciones en la desviación: en el tramo vertical, el pozo se debe mantenerdentro de un cilindro imaginario de 7.62 m de radio, mientras que en la seccióndesviada no debe salirse de un cilindro de 15.24 m de radio, alcanzado el objetivo




274

dentro de un diámetro de 15.24 m (termina en punta). Al cilindro imaginario se leconoce como cilindro de control.

Consideraciones ant icol is ión

La colisión con pozos vecinos puede ser un problema cuando se perforan variospozos a partir de una misma localización superficial, lo cual es especialmentecierto en el caso de plataformas marinas que tienen pozos adyacentes enproducción y una colisión podría resultar en una situación extremadamentepeligrosa. La planeación anticolisión comienza con la toma de registros dedesviación exactos del pozo en cuestión y con la recolección de todos los pozosvecinos, así como de un juego completo de los programas de pozos a perforar enel futuro en la misma localización o plataforma. Los registros y los programas delos pozos se utilizan para “mapear” el pozo propuesto con respecto a todos losexistentes y a los propuestos. Estos mapas llamados comúnmente “arañasmuestran la proyección horizontal de los conductores. Estas arañas generalmenteestán construidas a una escala pequeña par proporcionar una vista general delcampo (Fig.12.15), aunque también pueden construirse en una escala mayor parapermitir realizar análisis detallados de una parte específica del campo, tal como lalocalización superficial (Fig.12.16). La araña puede ser utilizada para trazar unatrayectoria programada y analizar visualmente el riesgo de colisionar con otrospozos.

Figura 12.15 Araña a escala pequeña




275

Figura 12.16 Araña a escala grande

Actualmente, existen varios programas que ofrecen un análisis anticolisióno un análisis de proximidad. El realizar estos cálculos a mano no es prácticodebido a que se involucra un gran número de estaciones de registros. Uno de losanálisis de proximidad más comunes es conocido como Cilindro Viajero.



12. Perforación direccional 12.2 Cálculo de la trayectoria del pozo

276

12.2 CÁLCULOS DE LA TRAYECTORIA DEL POZO

Datos e información requerida.

Para elaborar el cálculo del proyecto direccional se deberán tener los siguientesdatos:

• Coordenadas del conductor (Xc, Yc).• Coordenadas del objetivo (Xo, Yo).• Profundidad vertical del objetivo.

Con esta información preliminar es posible determinar las siguientes incógnitas:

• Desplazamiento horizontal.• Rumbo.• Ángulo máximo.

Métodos del cálculo

El método normal para determinar la trayectoria de un pozo es establecer lascoordenadas. Se utiliza algún tipo de instrumento de medición, para determinar lainclinación y la dirección a diferentes profundidades (estaciones) y con esto,calcular la trayectoria. Es muy importante saber que los valores de inclinación y

dirección pueden observarse a profundidades preseleccionadas.

La Fig. 12.17 muestra parte de la trayectoria en la cual se han tomado registrosdireccionales en las estaciones A2, A3 y A4. En cada estación se miden los ángulosde inclinación y dirección, así como distancias entre estaciones, cada ángulo dedirección obtenido por medio de un dispositivo magnético debe ser corregido conrespecto al norte verdadero y cada giroscópico debe corregirse por la inclinación.Todas las lecturas de dirección están corregidas para la declinación de lainterferencia magnética, y la conversión a la inclinación es realizada por losdispositivos giroscópicos.




277

Figura 12.17 Vista tridimensional de un pozo mostrando las componentes X,Y y Z de la trayectoria

Existen 18 ó más técnicas de cálculo para determinar la trayectoria delagujero. La principal diferencia entre dichas técnicas, es que un grupo utilizaaproximaciones de línea recta y el otro supone que el pozo es una curva y seaproxima con segmentos de curvas. Derivar cada método está fuera del alcancede este capitulo.

Método tangencial.

El método más simple utilizado por años ha sido el método tangencial. Laderivación original se desconoce. El desarrollo matemático utiliza la inclinación ydirección en una estación de registro direccional A2 (Fig. 12.17) y supone que losángulos proyectados permanecen constantes sobre todo el tramo de trayectoriaprecedente DM2 a A2. Los ángulos en A1 no se toman en cuenta.

Se puede demostrar que la coordenada de latitud Norte/Sur L, puede sercalculada utilizando la siguiente ecuación para cada tramo DM.




278

( ) ( )iii sen D L Mi

εα cos=

De igual manera, la coordenada Este/Oeste M se determina por medio de laecuación:

( ) ( )ii Mii sen sen D M εα=

El segmento de PVV se calcula por medio de la ecuación:

( )i Mii D D αcos=

Para calcular las coordenadas totales Norte/Sur y Este/Oeste y la PVV.

∑=

=n

i

in L L1

∑=

=n

i

in M M 1

∑=

=n

i

in D D1

Método de ángulo promedio o del promedio angular.

Se ha reconocido que el método tangencial provoca un error por no considerar lainclinación y la dirección previas. El método de ángulo considera el promedio delos ángulos ,, 11 εα y 22 ,εα sobre un incremento de longitud D2 para calcular L2, M2,y D2. Las siguientes ecuaciones son las relaciones de promedio angular y deángulo promedio:

+

+

= −−

2cos

211 iiii

Mii

a sen D L

εεα

+

+

= −−

2211 iiii

Mii sena

sen D M εεα

+

= −

2cos 1ii

Mii

a D D

α




279

∑=

=n

i

in L L1

∑=

=n

i

in M M 1

∑=

=n

i

in D D1

Basándose en las ecuaciones anteriores, el cálculo de la trayectoria puedeser fácilmente obtenido en forma tabular ó puede ser programado en unacalculadora de bolsillo. La Tabla 12.1 muestra una secuencia de pasos utilizados

en la técnica de promedio angular para determinar las coordenadas de latrayectoria a partir de valores medidos de inclinación y dirección.

Tabla 12.1

X (A) ax (C) (D) (E) (K)

*1 7100 0 0 7100 0 7100 0 7100 0 0 0 0 0 0 0 0 0

**2 7200 10.1 S 68W 100 5.05 99 61 7199 61 8 80 248 248 -3 30 -8 16 -3 30 -8 16 8 80

3 7300 13.4 S 65W 100 11.75 97 90 7297 51 20 36 245 246.5 -8 12 -16 67 -11 42 -26 83 29 16

4 7400 16.3 S 57W 100 14.85 96 66 7394 17 25 63 237 241 -12 43 -22 42 23 85 -49 25 54 72

5 7500 19.6 S 61W 100 17.95 95 13 7489 3 30 82 241 239 -15 87 -26 42 -39 72 -75 67 85 46

6

7

8

9

10

S 64W

S 62W

0

S 68W

S 67W

(Q)(M) (N) (O) (P)(d) (G) (H) (L)

Cálculo de profundidad vertical

PVV

Datos de registro dedesviación

Prof.Des

(H) sen(K) E-O

Coordenadas de latrayectoria

AzimutLongitudde tramo

DirecciónÁng. deinclinación

(H) cos(K) N-S

Inclinación promedio

(D) cos (E) (D)sen (E) Azimut promedio

E-O

Áng.desviaciónARCTAN

Coordenadastotales

Desp.total

N-S( )∑d ( )

21−+ x x εε

( )∑ L ( )∑ M ( ) ( )22

0+ N ( ) N

0

( )

21−+ x x aa

* En el punto X1 (punto de inicio de desviación) introduzca el valor de cero para lainclinación en las columnas (B), (C), (E), las columnas de la (H) a la (Q) también seráncero.** En el punto X2 (primera estación de registro direccional) introduzca el valor promediopara la inclinación (E). Utilice la dirección real en las columnas (J) y (K). No utilice elazimut promedio en la columna (K) para cálculos en el punto X2.




280

Tabla 12.2 Método de promedio angular

Columnaen la

Hoja decálculo

Valor a ser obtenido

Fuente o ecuación

para obtener elvalor

A Profundidad desarrollada: La longitud del agujero desde lasuperficie a cualquier estación específica.

Registro direccional

α ó a Ángulo de inclinación: El ángulo del agujero medido a partirde la vertical.

Registro direccional

C Dirección: La dirección de la trayectoria del pozo. Registro direccionalD Longitud del tramo: La diferencia en la profundidad

desarrollada de una estación a otra Ax - A(X-1)

E Inclinación promedio: El promedio aritmético de los ángulosde inclinación en los extremos superior e inferior de cada

tramo o sección.

( )

2

1−+ x x αα

d Profundidad vertical del tramo o sección: La diferencia en laprofundidad vertical de una estación a otra.

(D)cos(E)

G Profundidad vertical verdadera: La sumatoria de lasprofundidades verticales de las secciones de un pozoinclinado.

)(d ∑

H Desplazamiento del tramo: La distancia entre dos puntosque son proyectados hacia un plano horizontal.

(D)sen(E)

ε Azimuth: La dirección de un tramo o sección medida endirección de las manecillas del reloj de 0o a 360º, 0° es elnorte.

Registro direccional engrados

K Azimuth promedio: El promedio aritmético de los Azimuthsen los extremos finales de los tramos.

( )

2

1−+ x x

εε

L Coordenadas Norte/Sur de los tramos de trayectoria: Eldesplazamiento de la componente del tramo de unaestación a otra; valor negativo = Sur.

(H)cos(K)

M Coordenadas Este/Oeste de los tramos de trayectoria: Eldesplazamiento de la componente del tramo de unaestación a otra; valor negativo = Oeste.

(H)sen(K)

N Coordenadas totales Norte/Sur: La sumatoria de losdesplazamientos en la dirección Norte/Sur (Sur esnegativo).

)( L∑

O Coordenadas totales Este/Oeste: La sumatoria de losdesplazamientos en la dirección Este/Oeste (Oeste esnegativo)

)( M ∑

P Desplazamiento total: La distancia más corta del agujerovertical a cada punto de estación. 22 )()( O N +

QDirección del desplazamiento: La dirección de laproyección vertical al plano horizontal desde la estaciónhasta la superficie. Se debe tomar el valor calculado y debeponerse en el cuadrante apropiado. Ver conversión designos.

( )

( ) N

Oarctan




281

Determinar las coordenadas de la trayectoria para los puntos de medicióncorregidos mostrados en la tabla 12.3.

Tabla 12.3 Datos para el ejemplo

DM (pies) Ángulo de inclinación Ángulo de dirección

7,100 0 07,200 10.1 S68W7,300 13.4 S65W7,400 16.3 S57W7,500 19.6 S61W

Solución

Utilizando paso a paso el procedimiento de la tabla 12.2, se obtuvieron losresultados finales de la tabla 12.1 con los resultados finales.

Método de curvatura mínima

El método de curvatura mínima utiliza los ángulos en A1 y A2, y supone un pozocurvado sobre el tramo o sección D2 y no en línea recta, tal como se muestra en laFig. 12.18.

Figura 12.18 Representación del factor de relación de mínima curvatura, F.




282

La Fig. 12.19 muestra el tramo con curvatura y las dos estaciones deregistro direccional A1 y A2. Este método incluye el cambio total en el ángulo de la

tubería b entre A1 y A2. El ángulo total, el cual se discute y obtiene con la siguientesección, puede ser escrito para el método de mínima curvatura como:

( ) ( ) ( )[ ]{ }1212 cos1coscos εεβ −−−−= a senaa

Figura 12.19 Curva representando un pozo entre las estaciones de registro direccional A1 y A2

Como se muestra en la fig.12.18, los segmentos de línea recta A1B + BA2 sontangentes a los segmentos de curva A1Q + QA2 en los puntos A1 y A2. De dondese obtiene:

A1Q =OA1 2/β⋅ QA2 =OA2 2/β⋅

A1B =OA1 x tan ( )2/β

BA2 =OA2 tan ( )2/β .




283

Y que

A1B/A1Q= x ( ) )2/(2/tan ββ = )2/tan(/2 ββ

Y

B A2/QA2 = tan ( ) )2/(2/ ββ = )2/(tan/2 ββ⋅

Un factor de las relaciones entre la sección de línea recta contra la sección curvase define como F, donde:

( )2/tan/2 ii F ββ=

Si β es menor a 0.25 radianes, es razonable fijar F= 1.0. Una vez que F esconocida, las coordenadas Norte/Sur y Este/Oeste faltantes, así como la PVVpueden ser calculadas utilizando las siguientes ecuaciones:

( ) ( ) ( ) ( ) ( )[ ] iiiiiii F sen sen sen sen D M εαεα += −− 112/

( ) ( ) ( ) ( ) ( )[ ] iiiiiii F sen sen D L εαεα coscos2/ 11 += −−

( ) ( ) ( )[ ] iiiii F D D αα coscos2/ 1 += −

Los desplazamientos totales y la PVV se calculan utilizando las ecuaciones:

∑=

=n

i

in M M 1

∑=

=n

i

in D D

1

∑=

=n

i

in L L1




284

Otros métodos de cálculo que han sido comúnmente utilizados son elmétodo tangencial balanceado, el método del radio de curvatura, el método del

mercurio, el método de aceleración, el método trapezoidal y el método depromedio vectorial. Es interesante observar que los métodos tangencialbalanceado, trapezoidal, de promedio vectorial y aceleración, aún cuando seobtienen de diferentes maneras, generan las mismas formulas matemáticas paralas coordenadas Norte/Sur y Este/Oeste y para la PVV.

En cuanto a cuál de los métodos proporciona mejores resultados, la tabla12.4 compara seis de los diferentes métodos, utilizando información tomada de unpozo de prueba. Obsérvese que el método tangencial muestra un errorconsiderable para M, L y D. Ésta es la razón por la cual ya no se utiliza estemétodo. Las diferencias entre los método de ángulo promedio, de mínimacurvatura y tangencial balanceado son tan pequeñas que cualquiera de losmétodos puede ser utilizado para calcular la trayectoria.

Dirección: NorteInérvalo de medición: 100 pies.Ritmo de incremento: 3o/100 pies.Inclinación total: 60o a 2,000 pies.

Tabla 12.4 Comparación de exactitud entre varios métodos de calculo dirección norte

Método de cálculoPVV

Diferencia entre la real

(pies)

Desplazamiento delNorte, diferencial entre el Real

(pies)Tangencial 1,628.61-25.38

998.02+43.09

Tangencial balanceado 1,653.61-0.38

954.72-0.21

Angulo promedio 1,654.18+0.19

955.04+0.11

Radio de curvatura 1,653.990.0

954.930.0

Curvatura mínima 1,653.990.0

954.930.0

Mercurio 1,153.62-0.37

954.890.04

Con la aparición de las calculadoras programables de bolsillo, el métodode curvatura mínima se ha vuelto el más utilizado.




285

Aspectos de operación

Dispositivos para medición de la dirección

La trayectoria real de un pozo, se determina midiendo la inclinación y la direccióna varias profundidades. Posteriormente; se aplica esta información a uno de losmétodos de cálculo presentados en la sección anterior. Esto se realizaprincipalmente para orientar de manera adecuada el equipo desviador, ya sea unacuchara, la tobera de una barrena de chorro, un estabilizador con excentricidad,un codo desviador o un bent housing.

Anteriormente, la inclinación y dirección se determinaban conherramientas magnéticas y giroscópicas (single o multishot). Todas estasherramientas son autónomas y pueden ser alimentadas por baterías o desde lasuperficie. Las herramientas magnéticas se corrían con línea de acero, o en loslastrabarrenas cuando se están realizando viajes con la tubería. Algunasherramientas giroscópicas son corridas con cable conductor, lo cual permite quelas mediciones puedan ser leídas en superficie, además de que la energía estransmitida hacia la herramienta por el mismo cable. Las herramientasgiroscópicas son corridas con baterías.

Debido al desarrollo de la tecnología de telemetría, actualmente existenotras maneras de medir la dirección, la inclinación y la cara de la herramienta,tales como arreglos de magnetómetros y acelerómetros. La energía seproporciona con baterías, cable conductor o por un generador accionado por elfluido de perforación. Si la herramienta de medición es colocada en el aparejo defondo, cerca de la barrena, y las mediciones son tomadas durante la perforación, aésta se le llama: herramienta de medición durante la perforación o MWD(measurement while drilling).

Estos instrumentos constituyen un elemento vital para el buen desarrollode la perforación direccional; puede decirse que conforman los ojos con loscuales, el personal encargado de las operaciones puede “ver” la trayectoria quesigue el pozo.

Los instrumentos más utilizados en la actualidad para obtener lainclinación y el rumbo de un pozo son:

• Instrumentos giroscópicos

• Herramienta de orientación direccional

• Sistemas MWD.




286

Con excepción de los instrumentos dotados con giroscopios, los demásnecesitan de un lastrabarrena monel o antimagnético para obtener resultados

confiables. Esto se debe a que pueden verse afectados por materiales metálicoscercanos (tuberías de revestimiento de pozos cercanos) o por el campo magnéticoterrestre.

El intervalo de registro se ha estandarizado, considerándose que esrecomendable registrar a cada 30 metros de agujero desviado.

Instrumentos giroscópicos

Como ya se mencionó, estos instrumentos no requieren del uso de unlastrabarrenas antimagnético, ya que un giroscopio toma el lugar de la brújulamagnética.

Ya sea desde superficie o mediante un sistema de encendido automático,el giroscopio se pone en funcionamiento a unas 40,000 o 60,000 rpm. Estaoperación genera un campo magnético que elimina el efecto del campo magnéticoterrestre, permitiendo registrar el norte verdadero.

Para la interpretación del registro se utiliza un lector que amplifica lafotografía. La pantalla del visor se coloca de tal manera, que la línea Norte-Surpueda ponerse sobre la manecilla indicadora del Norte en la fotografía. De estaforma, es posible leer directamente el rumbo verdadero en la circunferencia dellector e inspeccionar en forma precisa el grado de inclinación del agujero.

Herramientas de orientación direccional

Este tipo de herramientas fueron utilizadas ampliamente en Petróleos Mexicanosen años pasados. Constan de una probeta con equipo electrónico. Ésta se adaptaa una varilla con "pata de mula", la cual se asienta en la base correspondiente delorientador.

La probeta está conectada a un cable conductor, por medio del cual seenvía la información de las condiciones direccionales del pozo a la superficie; estecable pasa por un estopero que está conectado a la manguera del stand pipe, pormedio de la cual se bombea el fluido de perforación para operar el motor delinstrumento. El cable transmite la información a una computadora, la cual procesalos datos y presenta la inclinación y el rumbo del pozo, así como la posición de lacara de la herramienta desviadora. Cabe mencionar que la probeta quedalocalizada aproximadamente a la mitad del lastrabarrena antimagnético.




287

Sistemas MWD

Desde hace algunas décadas, las compañías buscaron la manera de registrar lasformaciones durante la perforación, aunque tecnológicamente era muy difícilfabricar herramientas que pudieran contrarrestar las difíciles condiciones de fondoy transmitir información confiable. Diferentes métodos de transmisión fueronutilizados: electromagnéticos, acústicos, de pulsos, de modulación de pulsos, ocable y tubería. De todos los métodos de transmisión, los de pulsos de presión ylos de modulación de pulsos han evolucionado a sistemas comercialesactualmente utilizados por la comunidad de perforación direccional.

Los dos sistemas MWD más comunes son el sistema de pulsos de presióny el de transmisión de pulsos modulados de presión.

El sistema MWD utiliza pulsos para transmitir la información de laherramienta a la superficie en forma digital (binaria). Estos pulsos son convertidosen energía eléctrica por medio de un transductor en superficie, los cuales sondecodificados por una computadora.

Existen diversas compañías que proporcionan este servicio a la industriapetrolera en todo el mundo, siendo los sistemas más utilizados en la actualidadpara el control direccional de los pozos.

Herramientas y/o equip o d e desviación

Para la perforación direccional es sumamente importante contar con lasherramientas desviadoras adecuadas, así como con las barrenas, herramientasauxiliares y la instrumentación apropiadas. Las herramientas desviadoras son elmedio para iniciar o corregir la deflexión de la trayectoria del pozo.

La apertura de la llamada ventana (KOP), resulta una etapa crítica durantela perforación de un pozo direccional, ya que un inicio correcto de la desviacióndará la pauta para lograr un desarrollo satisfactorio del curso.

Conforme la perforación direccional evolucionó, las herramientasdesviadoras han sufrido cambios considerables en su diseño, provocando que enla actualidad no se utilicen algunas de las herramientas usadas en los orígenes deesta técnica de perforación. Tal es el caso de los desviadores de pared, de lasbarrenas de chorro, entre otras, predominando en la actualidad el uso de motoresde fondo dirigibles o geonavegables en la perforación de pozos direccionales.



12. Perforación direccional 12.3 Aplicaciones

288

12.3 APLICACIONES.

Con la siguiente información de un pozo por perforar, encontrar el desplazamientohorizontal, la profundidad desarrollada, el ángulo máximo y la dirección del pozo.

Datos:

Coordenadas del objetivo (cima jurásico superior)

X0 = 474,650.00 m Y0= 2, 041,200.00 m

Coordenadas del conductor:

Xc = 474,553.94 m Yc = 2, 038,101.41 m

Profundidad vertical de la cima productora: 6559.0 mRégimen o velocidad de incremento de ángulo: 30/30 mInicio a desviación (KOP): 2,200.0 mPozo direccional: Tipo I

Operaciones

Localización del rumbo y desplazamiento horizontal del objetivo:

m

m X

m X

c

o

06.96

94.553,474

00.650,474

=−

=

m

mY

mY

c

o

59.098,3

41.101,038,2

00.200,041,2

=−

=

D,H, = 22 )59.098,3()06.96( +

D,H. = 3,100.00 m

59.098,3

06.96

.. tg ang y

x

tg ang ==α

'46177.1 °=°=α

Utilizar la gráfica 12.1 para encontrar el ángulo máximo y las profundidades.




289

Profundidad vertical aprovechable = P.O.-I.D. = 6, 559,0 m - 2,200.0 m= 4359.0 m

Ángulo máximo en la gráfica 12.1 – 36° 30’

Seleccionando en la tabla (de la gráfica 12.1) como ángulo máximo 36º se obtienela siguiente información en la etapa de incremento del ángulo:

Profundidad medida - 360.0 m

Profundidad vertical - 336.78 m

Desviación -109.43 m

Nota los cálculos realizados con la gráfica y la tabla, se puede realizar conecuaciones expuestas anteriormente (seleccionando el método adecuado) en estecaso lo que se pretende es comprender los conocimientos básicos de latrayectoria del pozo direccional.

Profundidad desarrollada total:

6, 559,0 m - 2,200.00 m - 336,78 m = 4,022.22 m

2,200.00 m + 360.00 +o

m

5.36cos

22.022,4

2,200.00 m + 360.00 + 5004.00 m = 7,564.00 m

• Con la información, proporcionada y calculada, anote los datos que sepiden en el diagrama 12.1.




290

Gráfica 12.1




291

Diagrama 12.1



293

13. INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTODE EQUIPOS DE PERFORACIÓN



13. Instalación y desmantelamiento 13.1 Características de losde equipos de perforación equipos de PEMEX

295

13.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE PEMEX

En este contexto, los equipos de perforación han evolucionado al parejo. Pero entiempos recientes, los requerimientos para explorar y explotar nuevos yacimientosen localizaciones inaccesibles, han dado hincapié para promover el desarrollotecnológico de los equipos de perforación.

El primer pozo se empezó a perforar en Ebano, SLP, el 1 de abril de 1901sin que obtuviera producción considerable. El primer pozo con producciónsignificativa (1500 bls/día a 1650 pies de profundidad), fue localizado por elIngeniero mexicano Ezequiel Ordóñez en el cerro de La Pez. Brotó el 3 de abril de1904. Se descubre uno de los mejores campos de México y el mundo. Hasta lafecha, se han utilizado equipos de perforación muy diversos como se observará en

el desarrollo de este capítulo.

Aquí se describirán los principales componentes de los equipos terrestres ymarinos. Brevemente se mencionarán sus principales características como son:capacidad mecánica, dimensión del equipo, potencia, carga máxima y facilidad detransporte.

El objetivo es familiarizar al lector con los componentes principales de losquipos de perforación, así como mostrarle los utilizados en el país y en algunaspartes del mundo. Estos equipos son terrestres, barcazas, plataformas fijas yautoelevables; barcos, semisumergibles y equipos de reciente tecnología,

empleados para la perforación de pozos petroleros costafuera.

En la Fig. 13.1 se representa la clasificación de los equipos queactualmente operan en la industria petrolera.




296

Figura 13.1

Equipos terrestres

Los equipos terrestres se clasifican en equipos convencionales y autotransportables. La diferencia es que los primeros tienen mayor capacidad en laprofundidad de perforación y los segundos, disponen de un conjunto de malacate-

motores C.I. montados sobre un remolque que se autotransporta. Así, cuenta conmayor facilidad de transporte de una localización a otra, pero con menorcapacidad en la profundidad de perforación. (Tabla 13.1 y 13. 2.)

* MATT. Se le da ese nombre por el arreglo que es parecido a una mantarraya y que es el conjuntode patas y una plancha de la plataforma** TLP. Tension Leg Platforms (plataformas con piernas tensionadas)




297

Tabla 13.1 Características de algunos equipos de Perforación de pozos de Pemex




298

Tabla 13.2 Características de algunos equipos de Mantenimiento de Pozos de Pemex




299

Componentes de un equipo de perforación terrestre

Un equipo de perforación terrestre cuenta básicamente con los siguientes

componentes: sistema de elevación y rotación; un mástil que sirve de soporte, unafuente de potencia, y un sistema de circulación. (Fig.13.2)

Figura 13.2 Equipo de perforación terrestre

Mástil:

Es una estructura de acero con capacidad para soportar seguramente todas las

cargas verticales, las cargas que excedan la capacidad del cable, y el empujemáximo de la velocidad del viento. La plataforma de trabajo tiene que estar a laaltura apropiada para sacar la tubería del pozo en secciones de tres juntas de tubo(Iingadas) que miden aproximadamente 27 m. dependiendo del rango de la tubería.Se erige sobre una subestructura. Ésta sirve para dos propósitos principales, a)soportar el piso de perforación, así como facilitar espacio para el equipo y personaly b) proveer espacio debajo del piso para alojar los preventores de reventones.




300

La subestructura no sólo soporta el peso de la mesa rotaria, sino el pesocompleto de la sarta, cuando está suspendida por las cuñas. Los mástiles seclasifican de acuerdo a su capacidad para soportar cargas verticales y a lavelocidad del viento que pueda soportar de lado. El mástil debe soportar el peso de

la sarta en todo momento, mientras la sarta está suspendida del block de la coronay cuando descansa en la mesa rotaria.

Las construcciones del mástil son de acero estructural y pueden ser:

• Portátiles• Fijos

Consideraciones para el diseño

1) El mástil debe soportar con seguridad todas las cargas (jalón) o soportar

cargas que excedan la capacidad del cable.

2) Deberá soportar el empuje máximo de la velocidad del viento.

3) La plataforma de trabajo tiene que estar a la altura apropiada de las paradas(tramos de tubería a manejar).

Cálculo de la capacidad del mástil (CM)

Para calcular la capacidad del mástil se emplean las fórmulas siguientes:

• Eficiencia (η ) = (carga real/carga equivalente) x 100

• Capacidad mástil = (Carga suspendida x Núm. de cables totales)/ (η x Núm.de cables de la polea viajera) + peso corona + peso polea viajera.

Ejemplo

¿Qué porcentaje de la capacidad (η ) de diseño del mástil (2 piernas) puedeutilizarse si se tienen seis líneas en la polea viajera y ocho líneas en la corona conla línea muerta fija a una pierna derecha del mástil?

Datos:

T = Tensión en cada cable = W/6

Carga total en el mástil = 8 T

(T = tensión)

Carga centrada absorbida por cada una de las piernas del mástil = 6T/2 = 3T




301

Carga de la línea rápida 0.5 T.

Carga total en una pierna = carga centrada + carga

Línea muerta + carga línea rápida

Sustituyendo:

Carga total en una pierna = 3T + 1T +0.5 T = 4.5 T(η ) eficiencia = (carga real/carga equivalente) x 100 = (8T/9T) x 100 = 88.88 %

Ejemplo

¿Cuál será la capacidad del mástil antes señalado si la carga a levantar (cargasuspendida) es de 200,000 lb y si se cuenta con un arreglo de poleas de seislíneas?

Capacidad mástil = (Carga suspendida x Núm. de cables totales)/ (η x Núm. decables de la polea viajera) + peso corona + peso polea viajera.

Sustituyendo

C.M. = (200 000 lb x 8)/ (0.88 x 6)+6000 lb = 309,030.3 lb

Cap. del mástil con 4 líneas: Es igual 8.75 la tensión del cable (peso algancho/núm. de líneas)

Cap. del mástil con 6 líneas: Es igual 11.25 la tensión del cable (peso al

gancho/núm. de líneas)Cap. del mástil con 8 líneas: Es igual 13.75 la tensión del cable (peso algancho/núm. de líneas)

Cap. del mástil con 10 líneas: Es igual 16.25 la tensión del cable (peso algancho/núm. de líneas)

A continuación se presenta una tabla calculada con la tabla de datos prácticos:




302

Tabla 13.3 Datos prácticos para la capacidad del mástil

Carga al gancho entoneladas

Num. de línea. Factor. Capacidad del mástil entoneladas

20 4 8.75 10975 4 8.75 164100 4 8.75 219125 4 8.75 27350 6 11.25 9475 6 11.25 141100 6 11.25 188125 6 11.25 23450 8 13.75 8675 8 13.75 129100 8 13.75 172125 8 13.75 21550 10 16.25 8175 10 16.25 122100 10 16.25 163125 10 16.25 203

Sistema de energía

Para llevar a cabo los trabajos de perforación se cuentan con tres tipos principalesde equipos, de acuerdo al sistema generador de potencia:

1. Sistema diesel mecánico (convencional)

2. Sistema diesel eléctrico c.d./c.d.

3. Sistema diesel eléctrico c.a./c.d

1) Los equipos de perforación diesel mecánicos (convencional) son aquéllos enque la transmisión de energía - desde la toma de fuerza del motor diesel decombustión interna - hasta la flecha de entrada de la maquinaria deperforación (malacate, rotaria y bombas de Iodo), se efectúa a través deconvertidores de torsión, flechas, cadenas, transmisiones, cuya eficienciamecánica varía y generalmente anda por el orden de 60% promedio(Fig. 13.3).




304

Figura 13.4

3) Los equipos de perforación con sistema c.a. /c.d. (corriente alterna/corrientedirecta) están compuestos por generadores de c.a. y por rectificadores decorriente (alterna a directa) scr' s (silicon controlled rectifier). Obtienen unaeficiencia de un 98%; cuya energía disponible se concentra en una barracomún (PCR) y puede canalizarse parcial o totalmente a la maquinaria deperforación (rotaria, malacate y bombas) que se requiera.

La ventaja de este sistema es tal que, en un momento dado y de acuerdo alas necesidades, toda la potencia concentrada en las barras podría dirigirse o

impulsar al malacate principal teniendo disponible una potencia de 2000H.P. (Fig. 13.5).




305

Figura 13.5

Transmisión de energía

Se tienen dos métodos comunes utilizados para transmitir la potencia hasta loscomponentes de la instalación: el mecánico y el eléctrico. En una instalación detransmisión mecánica, la energía se transmite desde los motores hasta el

malacate, las bombas y otra maquinaria. Se hace a través de un ensamble dedistribución que se compone de embragues, uniones, ruedas dentadas, poleas yejes.

En una instalación diesel eléctrica, los motores suministran energía agrandes generadores que a su vez producen electricidad que se transmite porcables hasta un dispositivo de distribución y de éste a los motores eléctricos que




306

van conectados directamente al equipo: el malacate, las bombas de Iodo y lamesa rotaria.

Una de las ventajas principales del sistema diesel - eléctrico sobre elsistema mecánico; es la eliminación de la transmisión de la central de distribucióny la transmisión de cadenas, así como la necesidad de alinear la central dedistribución con los motores y el malacate. Los motores se colocan lejos del pisode instalación, reduciendo así el ruido de los motores.

Sistema de elevación

El factor más importante para el diseño es la SARTA DE TRABAJO.

Diseño de sistema de elevación.

El punto de partida en el diseño de un equipo de elevación debe ser el sistema deaparejo de poleas. La potencia en caballos de fuerza (H.P) requerida para levantarlas sartas de trabajo se calcula con la siguiente fórmula.

H.P = Fuerza (F) x velocidad (v).

Si F en Kg y v en m/seg. y 1 H.P = 75 Kg x m/seg. = 4500 kg x m/min

Nota: La formula no incluye pérdidas por fricción; cuando éstas se toman encuenta queda claro que las necesidades de potencia serán mucho mayores.

Sistema de aparejo de poleas.

Para reducir la fuerza requerida y sacar la tubería se utiliza el dispositivomecánico: llamado sistema de aparejo de poleas (figura 13.6)

Figura 13.6




307

Ejemplo: de un aparejo de una polea

El peso (W) de la tubería que está dentro de un pozo es de 136,200 Kg y se eleva

a 0.3 m. por lo tanto se realiza un trabajo que se expresa:

Trabajo =fuerza x distancia

Trabajo =136,200 x 0.3 = 40,860 Kg x m

Si la carga se levanta en un segundo, se tendrá una potencia que seexpresa con la fórmula siguiente:

Potencia = trabajo/tiempoTrabajo = 40860 kg x m

Potencia = 40860 kg x m/s

En el cálculo de los caballos de fuerza (HP) que son necesarios paraefectuar el trabajo anterior se desarrolla lo siguiente.

La unidad normal de potencia es el caballo de fuerza (HP)y se expresa en elsistema métrico como:

1 caballo fuerza (H.P) = 75 Kg x m/seg.

1 kg x m/seg = 1 H.P

75H.P = (40860) / 75 = 544.8

H.P requeridos = 544.8

En este ejemplo (Fig.13.6), la distancia del recorrido del cable en elmalacate es la misma que recorre la carga, dado que el enrollado del cable esdirecto.

En la figura 13.7 el sistema de elevación es diferente. El cable se encuentraenrollado alrededor de 3 poleas en la corona y 2 en la polea viajera (anclado a la

pierna del mástil). Sin embargo, se requiere hacer el mismo trabajo. Es decir,levantar la tubería a 0.3 m en un segundo y conocer los caballos de fuerza (HP)necesarios para levantar dicho peso aplicando la misma fórmula.

HP = Fuerza x distancia/ (75 x tiempo)

La distancia que recorre el cable en el malacate para levantar a 0.3 m lacarga en este sistema (4 líneas) será:




308

Distancia recorrida en el malacate= número de líneas x distancia recorrida por la carga.

Distancia recorrida en el malacate= 4 x 0.3 = 1,2 m

Fuerza del malacate= Peso de la carga / núm. de línea del cable aplicando

Fuerza del malacate = 136,200 Kg. / 4 líneas= 34,050 kg

Trabajo del malacate = Fuerza x Distancia

Trabajo = 34,050 Kg. x 1.2 m = 40,860 Kg.-m

Potencia = Trabajo / tiempoPotencia = (40,860 Kg.-m) / 1 seg. = 40,860 kg-m/seg.

HP = (kg-m/seg.) / 75

HP = (40860) / 75 = 544.8

H.P requeridos =544.8

Figura 13.7




309

Combinaciones de aparejos

El número de poleas y el arreglo del cable a través de ellos son importantes. Un

fenómeno del sistema de aparejo de poleas es que la carga real en la estructuraes mayor que el peso real levantado. Análisis de esfuerzos en el mástil debido a lacombinación de aparejos.

Con una polea (Fig.13.8)

Figura 13.8

Con aparejo de 3 poleas en la corona y 2 viajeras y ancla en la pierna del mástil(Fig.13.9)

Figura 13.9




310

Con el mismo número de poleas, pero con el ancla en la polea viajera (Fig.13.10)

Figura 13.10

Conclusiones:

1. La carga real ejercida sobre el mástil es mayor que la carga por levantar.

2. A medida que aumenta el número de poleas, disminuye la carga real sobre elmástil.

3. Fijar la línea muerta sobre la polea viajera reduce la carga del mástil.

4. El uso de poleas disminuye la fuerza necesaria entre las líneas para mover unacarga dada

Malacate:

Es la unidad de potencia más importante de un equipo. Por lo tanto, su selecciónrequiere de un mayor cuidado al adquirir los equipos o, en su caso, al utilizarlos enun programa especifico.

Los malacates han tenido algunos cambios evolutivos, pero sus funcionesson las mismas. Es un sistema de levantamiento en el que se puede aumentar odisminuir la capacidad de carga, a través de un cable enrollado sobre un carrete.




311

El malacate está instalado en una estructura de acero rígida. Esto permiteque pueda transportarse con facilidad de una localización a otra (figura 13.11)

Considerando que todos los componentes de un equipo son adecuados, lacapacidad del equipo se limita a la carga que el malacate pueda levantar ysostener con seguridad.

Figura 13.11



13. Instalación y desmantelamiento 13.2 Planeación y programación de la instalaciónde equipos de perforación o desmantelamiento de un equipo

312

13.2 PLANEACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LA INSTALACIÓN ODESMANTELAMIENTO DE UN EQUIPO

En el movimiento de equipos se deben considerar los factores que intervienen enla selección de recursos humanos, equipos y materiales, acorde a lascaracterísticas de cada uno de ellos. Es por esto, que de acuerdo al tipo ydiferentes características de los equipos, se requiere actividades y procedimientosadecuados a los mismos para la instalación y desmantelamiento. Sin embargo, lassecuencias de las operaciones en su mayor parte se generalizan, siendo una guíael ejemplo proporcionado en el manual para Perforador-Cabo.

Todo el gabinete electrónico, gabinete de control, radiadores, casetas deplantas de luz, la unidad operadora de los preventores, etc. Se conceptúan dentro

del equipo que requiere trato especial por sus mismas características deconstrucción y la vibración a que se someten durante el transito a la nuevalocalización ó a los talleres, por lo que se debe tomar las medidas que eviten dealguna forma someterlos al máximo a esfuerzos que pudieran causar daños a laspartes que lo integran.

En toda operación son necesarias en forma preliminar las actividades deplaneación y programación para el buen desarrollo y seguridad de la misma ylograr los objetivos. Desde un punto de vista en forma sencilla, podemos decir quela planeación contesta la pregunta ¿Qué se debe hacer?, y la programación¿Cómo se debe hacer?

Planear el desmantelamiento, transporte e instalación de un equipo, esdeterminar las metas y métodos para alcanzarlas, el siguiente diagrama leproporciona una guía para esta actividad:



13. Instalación y desmantelamiento 13.2 Planeación y programación de la instalaciónde equipos de perforación o desmantelamiento de un equipo

313

Diagrama 13.1

Apoyos:

Cantidad Unidades Tiempo de ocupación (días) Personal

5 Lowboy 7 3 Cuadrillas completas2 Planas 10 1 Cuadrilla de apoyo2 B-87 142 B-83 142 Grúas 14

Para la actividad de programación se describen todas las actividades porrealizar, aplicando todos los recursos planeados, como se menciona en el ejemplodel manual para Perforador-Cabo (Capítulo 14. “Instalación y Desmantelamientode equipos”).



13. Instalación y desmantelamiento 13.3 Supervisión de los componentesde equipo de perforación críticos del mástil

314

13.3 SUPERVISIÓN DE LOS COMPONENTES CRÍTICOS DEL MÁSTIL

Sabemos bien que el mástil se arma en posición horizontal y posteriormente eslevantado ó izado hasta una posición vertical, en esta operación algunas partesdel mástil estarán sujetas a un esfuerzo considerable debido a la resistencia de supropio peso para levantarlo. A éstas partes del mástil se le denomina “Puntoscríticos” y debido a su importancia se recomienda supervisarlos y revisarminuciosamente que se encuentren en buenas condiciones.

Puntos críticos:

1. Poleas de izaje

2. Brida igualadora (Tipo “A”)

3. Estribo de la polea de izaje

4. Ancla del cable(guía, tornillos y pernos)

5. Grapa del ancla(pochitoca)

6. Tornillos que sujetan ala grapa(Grado 5)

7. Sensor verificado y en condiciones

8. Pernos en el malacate y con chavetas

9. Soldadura en la base del caballo

10. Candado principal

11. Soquets y el izaje de la brida

12. Base de la brida de izaje

13. Los cables auxiliares sujetos a las piernas del mástil

14. Los cables del guarnido y guía

15. Poleas de la corona y viajera (block)



13. Instalación y desmantelamiento 13.4 Lista de verificación antes dede equipos de perforación izar ó abatir el mástil

315

13.4 LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL

Antes de izar o abatir el mástil, es necesario realizar la inspección de su equipocon el apoyo de una lista de verificación que se proporcionó en el manual paraPerforador-Cabo, así como aplicar la lista de los “puntos críticos”. No olvidar queantes de iniciar las operaciones, se debe de realizar la plática de seguridad y delas actividades por realizar, con el personal del equipo, así mismo darinstrucciones para verificar que el personal cuente con el equipo de seguridadpersonal completo.

A continuación se presenta la información de las capacidades de izaje yfrenado de algunos malacates y del guarnido de aparejos, como un apoyo en lainstalación del equipo (Tabla 13.4, Fig. 13.12 y Fig. 13.13).

Tabla 13.4 Capacidades de izaje y frenado de malacates de equipos de perforación

Capacidad de Frenado Auxiliar con Freno Electromagnético “El Magco”

Malacate Carga Máxima Toneladas

Marca Modelo Potencia

Modelode freno 8 Líneas 10 Líneas 12 Líneas

NATIONAL 1625-DE 3000 HP 7838 282 360 444

NATIONAL 110-UE 1500 HP 6032 129 177 218

C.EMSCO C2 TIPO-II 2000 HP 7838 220 303 373

C.EMSCO CE-3000 3000 HP 7838 282 360 444

IDECO E-2100 2000 HP 7838 245 328 418

IDECO CM-2100 2000 HP 7838 245 328 418

IRI 1500-E 1500 HP 6032 N.A 177 218

N.A. No aplica

Capacidad de Izaje de Malacate CM-IDECO 2100 (en tons)

Embrague Transmisión 8 Líneas 10 Líneas 12 Líneas

Baja 258 306 357Baja

Alta 213 252 293

Baja 117 139 162 Alta

Alta 84 99 115Su ranurado Lebus es para cable de 1-3/8”φ

El carrete principal tiene 31”φ por 57-1/2” ancho




316

Capacidad de Izaje de Malacate National 1625-DE

Embrague Transmisión 8 Líneas 10 Líneas 12 Líneas

Baja 400 488 587Baja

Alta 249 304 538

Baja 159 193 227 Alta

Alta 98 120 141

El carrete del Malacate de 3000 HP usa cable de 1-1/2”φ y mide 36”φ por

61-1/4” de ancho (EQ-2005)

Capacidad del Izaje del Malacate IRI1500

Embrague Baja Baja Alta AltaTransmisión Baja Alta Baja Alta

10 Líneas 605 (274.7) 390 (177) 215 (97.6) 140 (63.6)

12 Líneas 170 (322) 455 (206.6) 250 (113.5) 161 (72.6)

Capacidad en miles de libras y (toneladas)El carrete mide 25”φ por 50” de ancho usa cable de 1-1/4”

Figura 13.12 Guarnido Aparejos Ideco y Pirámide




317

Figura 13.13 Guarnido aparejos Continental EMSCO

manual de perforacion y mantenimiento de pozos pemex

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