• Author / Uploaded
• Damian Florez

Citation preview

CONCEPTOS Y CÁLCULOS BÁSICOS HIDRÁULICA

1. CONCEPTOS BÁSICOS

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (Ph) La presión hidrostática es la presión aplicada por el peso de una columna de fluido. La presión hidrostática es lo que perciben sus oídos cuando Usted desciende al fondo de una alberca. El nombre proviene de “hidro” - agua y “estático” - sin movimiento. Puesto que el lodo de perforación es un fluido, las propiedades especiales de los líquidos nos permiten aplicar una ecuación sencilla. La presión hidrostática depende exclusivamente de: 1. LA DENSIDAD DEL FLUIDO 2. LA PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA (PVV) Por lo general, el peso del lodo se calcula en lb/gal (libras por galón). La fórmula para calcular la presión hidrostática es como sigue: Ph = 0.052 x MW x PVV donde

Ph = Presión hidrostática (lb/pg2) MW = Peso del lodo (lb/gal) PVV = Profundidad vertical verdadera (pies)

Si se expresa el peso del lodo o densidad como un gradiente - es decir, en lb/pg2/pie - entonces para obtener la presión hidrostática, se multiplica el gradiente de presión por la profundidad, o sea: Ph = Gradiente x PVV donde

Ph = Presión hidrostática (lb/pg2) Gradiente = Gradiente del fluido (lb/pg2/pie) PVV = Profundidad vertical verdadera (pies)

Es importante comprender que la presión hidrostática depende solamente de la densidad del fluido y la altura vertical de la columna. Para una mayor comprensión de la presión hidrostática, sírvase consultar las Figuras 4, 5, 6 y 7. PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA (PVV) Puesto que la gravedad “jala” (arrastra) el lodo continuamente hacia abajo, solo la profundidad recta y vertical del pozo cuenta al calcular la presión hidrostática. La profundidad vertical verdadera (“PVV”) de un pozo es la distancia desde el fondo

del pozo hasta la superficie en línea recta. (Ver las Figuras 4 y 6.) Si la desviación de un pozo es menos de 8 a 10 grados, entonces para fines de cálculo de control del pozo, la profundidad vertical verdadera es aproximadamente el equivalente de la profundidad medida (por el perforador).

La presión hidrostática solo depende de la profundidad vertical verdadera (“PVV”) del pozo y del peso del lodo. La PVV es la profundidad desde el fondo del pozo hasta la superficie en línea recta. La profundidad medida (“MD”) es la longitud real de la tubería que se necesita para llegar desde la superficie hasta el fondo del pozo

Los efectos de la densidad del fluido, al diámetro del pozo, la profundidad (TVD y MD), y la presión superficial sobre la presión total impuesta en el fondo del pozo. (pozo A) Agua; (Pozos B, C, D, E, y F) Lodo

Las presiones hidrostáticas de TODOS los fluidos en el pozo son acumulativas al determinar la presión en el fondo del pozo

GRADIENTE DE PRESIÓN La densidad del lodo (generalmente expresada en libras por galón, [lb/gal]) es medida en el campo con una balanza de lodos. Es conocido que el agua dulce pesa 8.33 lb/gal. Para convertir lb/gal a lb/pg2/pie debe usarse la siguiente formula: Gradiente = 0.052 x MW donde

Gradiente = Gradiente del fluido (lb/pg2/pie) MW= Peso del lodo (lb/gal)

Para convertir un gradiente a lb/gal [peso del lodo] se usa la fórmula:

MW = Gradiente ÷ 0.052 donde MW= Densidad del lodo (lb/gal) Gradiente= Gradiente del fluido (lb/pg2/pie) ¿POR QUÉ LA CONSTANTE 0.052? El factor constante de 0.052 proviene de la necesidad de convertir un peso del lodo, expresado en lb/gal y una profundidad expresada en pies, a una presión expresada en ---- lb/pg2. Para despejar el valor efectivo del que se ha redondeado 0.052, se utiliza: Ph (lb/pg2) = [Peso del lodo (lb/gal)] x [1 gal/231 pg 3] x [1 pie] x [12 pg/1 pie] por lo que: Presión Hidrostática (en lb/pg2) = 0.52 x MW (lb/gal) x PVV (pies) (Nota: 1 galón = 231 pg3) En algunas partes de los Estados Unidos de América y del mundo, el lodo se mide en libras por pie cúbico (lb/pie3). En este caso, ya no opera la constante de 0.052. Se puede utilizar: 1 ÷ 144 pg2/pie2__________________

PRESIÓN DE FORMACIÓN (PF) La presión aplicada por los fluidos contenidos dentro de las rocas porosas de un yacimiento es conocida como presión de formación (PF). Esta presión se debe a la columna hidrostática de los fluidos de la formación arriba de la profundidad de interés en combinación con cualquier presión que pudiera ser arrastrada dentro de los poros. El agua salada es un fluido común en las formaciones y pesa aproximadamente 9 lb/gal (0.465 lb/pg 2/pie). Por lo general, un gradiente de presión igual a 0.465 lb/pg 2/pie en una formación es considerada como una “presión normal de formación". Para que la presión de la formación sea normal, o cercana a la hidrostática, los fluidos en la formación deben estar interconectados entre si hasta la superficie. Frecuentemente, una broca o sello interrumpe la conexión y los fluidos abajo de la barrera deben soportar una parte del peso de las rocas más arriba. Las

formaciones con presiones mayores que la presión hidrostática son consideradas como “formaciones con presiones anormales o geopresurizadas”. Algunas formaciones tienen una “presión subnormal”. Es decir, la presión es menor que la presión en una columna de agua salada. Esta condición ocurre en las formaciones agotadas o en áreas de formaciones cuyos fluidos fueron expulsados a otros sitios a través de fracturas o fallas. Para el control de pozos, la presión de formación es igual a la presión de cierre en la TP más la presión hidrostática del lodo en la TP y se expresa: Presión de la Formación (PF) = PCTP + Ph sarta de perforación dónde : PF = Presión de formación (lb/pg2) PCTP = Presión de cierre en TP (lb/pg2) Phsarta de perforación = Presión hidrostática del lodo dentro de TP (lb/pg 2)

La presión en la formación también se puede calcular, sumando la presión de cierre en la TR a la presión hidrostática de todos los fluidos en el espacio anular de la TR y se expresa: PF = PCTR + Phfluidos de revestimiento anular Donde PF = Presión de formación (lb/pg2) PCTR = Presión de cierre en TR (lb/pg2) Ph fluidos de revestimiento anular = La suma de TODAS las presiones hidrostáticas (lodo de perforación y fluidos del influjo) dentro del espacio anular de la TR (lb/pg2).

Puesto que la presión de formación es un valor constante, de ahí se tiene que: PCTP + Ph sarta de perforación = PCTR + Ph fluidos de revestimiento anular (Presión de Formación = Presión de Formación) Este es el principio que corrobora la premisa básica de que el fondo del pozo es un tubo en "U". En el cual la tubería de perforación forma un lado del tubo en "U" y el

espacio anular de la tubería de revestimiento forma el otro. Sírvase consultar la Figura 8. La presión de formación se puede calcular fácil y exactamente, sumando la presión de cierre en TP y la presión hidrostática del lodo dentro de la TP. Al fijar este valor como el equivalente de la suma de la presión de cierre en TR (determinada por la lectura del manómetro en superficie) y la presión hidrostática de los fluidos del espacio anular de TR. Se puede calcular solamente la presión hidrostática del espacio anular de la TR (esto incluye el lodo y los fluidos del influjo -la presión hidrostática- del “lado posterior”) sin conocer las alturas ni los volúmenes de los fluidos que ahí se encuentren. Esto se puede comprender más ampliamente estudiando las formulas siguientes: Presión de Formación = PCTR + HCP fluidos de revestimiento anular Presión de Formación - PCTR = PCTR + Ph fluidos de revestimiento anular - PCTR (Restar PCTR de ambos lados de la fórmula no cambia el significado de la ecuación) por lo que:

Presión de Formación - PCTR = Ph fluidos de revestimiento anular y puesto que: Presión de Formación = PCTP + Ph

sarta de perforación

entonces, en términos totales: Ph fluidos de revestimiento anular = (PCTP + Ph sarta de perforación) - PCTR

PRESIÓN DE SOBRECARGA La presión de sobrecarga es la presión impuesta por las rocas y los fluidos contenidos arriba del punto de interés. Las rocas en el subsuelo generalmente promedian un peso de 18 a 22 lb/gal. Por lo que, un gradiente promedio de sobrecarga sería aproximadamente de 1 lb/pg 2/pie.

PRESIÓN DE FRACTURA La presión de fractura es el grado de resistencia que ofrece una formación a su fracturamiento o ruptura dependiendo de la solidez de la roca. Una presión excesiva en un pozo podrá causar la fractura de la formación, y la pérdida de lodo dentro de la formación. El granito por ejemplo es muy resistente, así que la presión de fractura es alta. Por otra parte, la caliza o la arenisca son relativamente débiles y se fracturan fácilmente. La presión de fractura generalmente se expresa como un gradiente (lb/pg2/pie) o en lb/gal. La mayoría de las tablas y gráficas están basadas en estas unidades. Los gradientes de fractura generalmente se incrementan con la profundidad. Las rocas más profundas en el subsuelo están expuestas a altas presiones de sobrecarga y pueden estar altamente compactadas. Las formaciones inmediatamente abajo de aguas profundas están frágilmente compactadas. En estas formaciones generalmente el gradiente de formación es bajo.

PRESIÓN EN EL FONDO DEL POZO (BHP) Al perforar un pozo, se imponen presiones sobre los costados del pozo. La mayor parte de la presión proviene de la presión hidrostática de la columna del lodo. Sin embargo, la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también actúa sobre las paredes del pozo. Por lo general, esta presión anular es de poca importancia y rara vez excede 200 lb/pg 2. Unas presiones adicionales podrán originarse por la contrapresión del lodo del espacio anular o a través del movimiento de tubería causado por. Así que, la presión total en el fondo del pozo es la suma de cuatro conceptos: BHP = Ph + CIERRE + FRICCIÓN ± PISTONEO / SURGENCIA (1) (2) (3) (4) donde BHP = Presión de Fondo en el Pozo (lb/pg2) Ph = Presión hidrostática de los fluidos en el fondo del pozo (lb/pg 2) CIERRE = Presión de cierre superficial en TP o en TR (lb/pg 2) FRICCIÓN = Pérdidas por fricción en el espacio anular (lb/pg 2) PISTONEO/SURGENCIA = Variaciones de presión causadas por el movimiento de tubería, al meter o sacar (lb/pg2). Se suman todas las presiones actuando dentro del pozo para calcular la presión de fondo en el pozo, según la fórmula anterior. La presión diferencial es la diferencia entre la presión de formación y la hidrostática. El diferencial es positivo si la presión hidrostática es mayor que la presión de formación y es negativa si la de formación es mayor que la presión hidrostática. Una presión diferencial positiva en el fondo del pozo frecuentemente se conoce como “SOBREBALANCEADA", mientras que una presión diferencial negativa se conoce como “BAJO-BALANCEADA".

PRESIÓN DE CIERRE EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (PCTP) La presión de cierre en la tubería de perforación (PCTP) es el valor que registra el manómetro en la superficie cuando el pozo está cerrado. El registro de esta presión es el equivalente al valor por el cual la presión de formación excede la carga hidrostática del lodo en la tubería de perforación.

PRESIÓN DE CIERRE EN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (PCTR) La presión en la tubería de revestimiento es el valor que registra el manómetro en la superficie cuando el pozo es cerrado y se hayan estabilizado las presiones. El manómetro registrará una lectura equivalente a la diferencia entre la presión de formación y el total de la presión hidrostática en el espacio anular. (Todos los fluidos en el lado posterior, tanto el lodo como los fluidos del influjo contribuyen en forma acumulativa al valor total de presión hidrostática en el espacio anular.) Puesto que las invasiones de los fluidos generalmente tienen lugar en el espacio anular y su composición es difícil de determinar (petróleo, agua, gas o una combinación de ellos), la presión de cierre en la tubería de revestimiento no es un buen indicador de la presión de formación. Por lo tanto, la presión de cierre en la tubería de perforación es la que más generalmente se utiliza para calcular la presión de formación. Después de todo, la tubería de perforación es la que más frecuente se llena con lodo de perforación y no está contaminado por los fluidos del influjo. (Lo anterior no puede suponerse después de tener un influjo al meter o sacar tubería). PRESIÓN DE BOMBAS DE LODO / PÉRDIDAS POR FRICCIÓN El lodo entra al sistema de circulación, por medio de la presión aplicada por las bombas de lodo en la superficie. El fluido es bombeado a través de las conexiones superficiales bajando por la sarta de perforación y saliendo por las toberas de la broca y asciende por el espacio anular. Cuando retorna a los tanques, la única presión en el lodo es la atmosférica. La presión de la bomba debe superar y compensar, respectivamente, la fricción y la presión bajo-balanceada. En una perforación normal, la presión de circulación de bombeo está relacionada únicamente con la fricción. (Sin embargo, esto sí incluye una pérdida de presión - intencionalmente alta - a través de las toberas de la broca, la cual es necesaria para limpiar el pozo). Ese valor de la presión total de circulación de bombeo que se utilice para superar la fricción únicamente en el fondo; típica y comúnmente no se toma en cuenta en la suma de la presión superficial de bombeo necesaria para compensar el valor de presión bajobalanceada en el fondo del pozo en una actividad de control del pozo. Si está siendo utilizada en esta condición, entonces se está empleando un método “dinámico” para controlar el pozo. La fricción es la resistencia que se encuentra cuando un material rebasa otro material. Debido a la fricción, se pierden algunos miles de lb/pg2 de presión en el sistema de circulación del pozo. Esta fricción ocurre entre el lodo en circulación y cualquier superficie con la que haga contacto dentro del pozo. La magnitud de éstas pérdidas de presión por fricción depende de la densidad y viscosidad del lodo, el

gasto, y el área del flujo. La mayoría de estas pérdidas de presión suceden dentro de la sarta de perforación y a través de las toberas de la broca, (por el diseño hidráulico para limpiar constantemente el fondo del pozo). También se experimentan pérdidas de presión por fricción en otras partes del sistema de circulación. Las pérdidas ocurren cada vez que un fluido es bombeado a través de un tubo, orificio o restricción. Un buen ejemplo es el estrangulador de perforación que se utiliza para regular la presión en la tubería de revestimiento o en el espacio anular mientras se circula para controlar un influjo. Durante una circulación normal, la presión de bombeo es el valor que debe aplicarse en la superficie para superar las pérdidas de presión por fricción en todo el sistema de circulación del pozo. Estas pérdidas de presión se tienen en las conexiones superficiales, en la sarta de perforación, en las toberas de la broca y en el espacio anular. Sin embargo, debe mencionarse que la cantidad de presión aplicada por la bomba en el fondo del pozo, durante la circulación normal es solamente una parte del total que deba estar presente en el fondo del pozo para que el lodo supere la fricción y este retorne a la superficie. Esta es la fricción de retorno del espacio anular. Ver la Figura 9.

PRESIÓN DE CIRCULACIÓN REDUCIDA (PCR) La presión en el tubo vertical cuando se circula un fluido a una velocidad de bombeo lenta se le llama “Presión de circulación reducida”, la cual también es conocida como Presión de Bomba a Gasto Reducido, Presión para Controlar un Influjo, Presión de Circulación Lenta, etc. La presión de circulación reducida es la medición de toda la fricción en el sistema de circulación cuando se circule el lodo a una velocidad reducida para controlar el pozo. En efecto, se selecciona intencionalmente una velocidad de control muy lenta, pero de todas formas progresiva, para minimizar la fricción y sus efectos en la presión de fondo del pozo. Todos los métodos de control de pozos buscan mantener constante la presión de fondo del pozo, que sea apenas la suficiente para compensar la presión de la formación del influjo. Esto significa que debe haber un aumento mínimo en la presión de fondo del pozo, causada por la cantidad necesaria de la presión de bombeo para superar la fricción de retorno en el espacio anular. Esto se logra circulando el lodo a la menor velocidad que sea posible, la cual corresponde a la presión de circulación reducida. Debe mencionarse que cuando se circule el lodo a una presión de circulación lenta, es muy baja la pérdida por fricción en el espacio anular. Esto se debe principalmente a que son elevados los volúmenes por el lado posterior (espacio anular). Por lo que, mucho lodo puede fluir sin tocar jamás las paredes del pozo o de la tubería de

revestimiento. Esto significa que la fricción es proporcionalmente menor en el espacio anular, por ser muy baja la pérdida por fricción (como típicamente lo es). La presión de circulación lenta (registrada en la superficie) puede utilizarse como una aproximación de la pérdida de presión en la bomba, causada solamente por la fricción en la sarta de perforación. Esto solo puede suponerse si los volúmenes en la sarta de perforación son pequeños en relación a los volúmenes del espacio anular. Puesto que se va a utilizar el medidor de la tubería de perforación para vigilar la presión en el fondo del pozo al circular para eliminar el influjo, entonces debe cuantificarse la caída por fricción en la sarta de perforación. Con el cálculo de ésta cantidad, la cuadrilla del equipo podrá mantener la presión adicional apropiada y mínima que deba sostenerse en la superficie para compensar la fricción al eliminar el influjo. Es fácil calcular esta medición, registrando la lectura de la presión en la tubería de perforación al circular a gasto reducido. (¡DE PREFERENCIA, ANTES DE TENER UN INFLUJO EN EL POZO!). Normalmente se toma como presión de bomba a gasto reducido el valor que corresponda al circular a 1/2 y hasta 1/3 de la velocidad normal de perforación. La presión de circulación reducida debe de registrarse: 1.En todas las circulaciones por cada perforador 2. Cuando se reparen o cambien las bombas de lodo 3. Si el sistema de lodo es acondicionado 4. Al llevar perforados 500 pies (152.43 m) de pozo 5. Si se cambia la sarta de perforación, especialmente las toberas de la broca. En conclusión, la presión de cierre en la TP (PCTP) se refiere al valor que corresponda de la presión hidrostática del peso original del lodo en el fondo del pozo, que está bajo-balanceada en relación a la presión anormalmente alta, en un pozo estático, cerrado y sin circulación. La presión de bomba a gasto reducido (PCR) corresponde a una parte de la presión de bombeo superficial necesaria para vencer la fricción en el pozo mientras se circula. Por lo que, al circular para sacar un influjo, la presión de bombeo superficial - conocida como “presión de circulación” incluirá tanto la presión necesaria para balancear la presión de formación del pozo, como también la necesaria para vencer la fricción cuando se está circulando el lodo. Por esta razón, en el frente de la Hoja de Control (ver la ecuación # 4), se suma la presión de cierre en la TP (PCTP) a la presión de circulación lenta (PCR) para calcular la Presión Inicial de Circulación de la Tubería de Perforación (PIC) como se presenta en la formula siguiente: PCTP (lb/pg2) + PCR (lb/pg2) = PIC (lb/pg2)

Figura 9.4

Caídas de presión durante la circulación en un pozo

Debe tomarse con frecuencia una lectura de la presión de bomba lenta. La cantidad de presión de la bomba necesaria para superar la fricción en el tubo de perforación es un dato importante en la hoja de datos para el control del pozo.

Figura 10.

PRESIONES DE SURGENCIA Y SUABEO El suabeo es una reducción de presión en el fondo del pozo (BHP) que ocurre cuando se saca la tubería del pozo con demasiada rapidez, ocasionando que al lodo no se le dé el tiempo suficiente para que descienda debajo de la broca. Esto origina una "succión" que reduce proporcionalmente la presión en el fondo del pozo. Por esto, el suabeo se resta de la ecuación para la presión de fondo del pozo (descrita anteriormente). La surgencia es un incremento a la presión de fondo del pozo (BHP) cuando se introduce la tubería demasiado rápido y al fluido debajo de la broca no se le da el tiempo suficiente para que éste sea desplazado (“salir del camino”). Por esta razón, la surgencia se suma en la ecuación para la presión de fondo del pozo (mencionada anteriormente). Tanto la surgencia como el suabeo ocurren al meter o sacar tubería, y son afectados por los siguientes factores: 1. la velocidad de introducir o sacar el tubo 4. el espacio anular entre el tubo y el pozo 2. la viscosidad del lodo; 5. el peso del lodo, y 3. la resistencia del gel del lodo 6. las restricciones anulares

EJERCICIOS - CONCEPTOS BASICOS 1. Calcule la presión hidrostática, conociendo: MW = 12.0 lb/gal, PVV = 8,000 pies

____________ lb/pg2

2. ¿Cuál es la Ph (presión hidrostática) si conoce los siguientes datos? MW = 11.5 lb/gal, MD = 11,000 pies; PVV = 10,200 pies

____________ lb/pg2

3. Un pozo tiene lodo de 10.0 lb/gal desde la superficie hasta 3,000 pies de PVV en la tubería de perforación. A partir de 3,000 pies y hasta el fondo, a 10,000 pies de PVV, la tubería de perforación está lleno de lodo a 12.0 lb/gal. ¿Cuál es el total de la presión hidrostática en la tubería de perforación?

_______________ lb/pg2

4. ¿Cuál es el peso del lodo que se necesitaría en el espacio anular del pozo del problema (A) anterior para apenas compensar la PH total en la tubería de perforación?

_______________ LPG

2. CÁLCULOS BÁSICOS

LOS VOLÚMENES DEL LODO LA CAPACIDAD INTERIOR DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN Y DEL POZO La capacidad de un tubo o de una sección abierta del pozo es la cantidad del lodo que pueda ser almacenado o contenido dentro del volumen de dicho tubo. Para calcular la capacidad del tubo de perforación por cada pie, la fórmula es la siguiente: Capacidad = ID² ÷ 1029 Donde Capacidad = El volumen dentro del tubo por longitud unitaria (bl/pie) ID = El diámetro interno del tubo (pg) ID² = El diámetro interno x el diámetro interno Para calcular el volumen total (el total de barriles) en una sección del juego del tubo de perforación, se multiplica la capacidad, expresada en barriles por pie, por la longitud del tubo o de la sección: Volumen Total (bl) = Capacidad x la Longitud del Tubo

LA CAPACIDAD DEL ESPACIO ANULAR La capacidad del espacio anular es el volumen del fluido de perforación contenido entre dos secciones del tubo. En otras palabras, es el volumen contenido entre el diámetro exterior del tubo interior, y el diámetro interno del tubo exterior. La capacidad anular también podrá ser aquél volumen contenido entre el diámetro exterior de un tubo (introducido al pozo) y el costado del pozo abierto. CAPea = (ID² - OD²) ÷ 1029 donde CAPea = Capacidad Espacio Anular (en bl/pie) ID = Diámetro Interno del pozo (o del tubo exterior) ID² = Diámetro Interior x Diámetro Interior OD = Diámetro exterior de un tubo (introducido al pozo) OD² = Diámetro exterior x diámetro exterior

Para calcular el volumen total (el total de barriles) de la capacidad del espacio anular de una sección: Volumen Total (bl.) = CAPea x Longitud (de la sección anular) Si hay varias secciones del tubo, será necesario calcular el volumen de cada sección. Si se dispone de un libro de tablas, por lo general indica el volumen en barriles por pie. En este caso, basta consultar los volúmenes por sección, en barriles por pie, y multiplicar el volumen por la longitud de la sección en pies.

NOTA: La constante “1029” de la fórmula anterior convierte las unidades para que la capacidad sean barriles por pie lineal. Expresado en términos más específicos: La capacidad iguala el área del círculo formado por el diámetro interno del tubo (en pulgadas cuadradas), multiplicado por las 12 pulgadas en un pie, y luego dividido entre los 42 galones en barril y entre las 231 pulgadas cúbicas en un galón. Capacidad (bl/pie) = [(D²/4) (pg.²) x (12 pg./1 pie) ÷ (42 galones/1bl)] ÷ 231 pg.³/1 galón)

EL DESPLAZAMIENTO DEL TUBO DE PERFORACIÓN Los reglamentos del MMS [Minerals Management Service (Servicio de Manejo de Minerales)] relacionados con los procedimientos de perforación costafuera, requieren que cuando se saque un tubo del pozo, “El espacio anular deberá ser llenado de lodo antes de que la presión del lodo disminuya 75 lb/pg 2, o por cada cinco tramos de tubería de perforación, el que arroje un menor decremento en la presión hidrostática.” Además, deben calcularse y registrarse el número de secciones de tubería de perforación y de botellas (DC) que podrán ser extraídos antes de llenar el pozo, y el volumen equivalente del lodo. Lo anterior también se aplica a la extracción de tubería o del juego de la tubería de perforación durante las operaciones de reparación o terminación (mantenimiento de pozos). ¹

El desplazamiento del volumen del acero se refiere a la cantidad de fluidos de perforación que se 'desplaza' cuando se mete o saca tubería sin llenar el pozo. La capacidad del tubo (el volumen que contiene en su interior) no contribuye a ningún cálculo del desplazamiento, ya que el interior del tubo no “desplaza” el fluido del líquido, sino lo contiene. Aquí también, un desplazamiento se refiere al volumen del metal de un tubo, más no lo que efectivamente contenga el tubo. (Dicho valor sería la capacidad del tubo.) En el caso de las botellas (DC), el desplazamiento se puede calcular en forma “volumétrica,” como sigue: Despl. = (OD² - ID²) ÷ 1029 donde Despl = OD = OD² = ID = ID² =

El desplazamiento del DC (bl./pie) El diámetro exterior del DC (pg.) El diámetro exterior x el diámetro exterior El diámetro interior del DC (pg.) El diámetro interior x el diámetro interior

Esta ecuación es conveniente cuando el tubo se haya desgastado. Por ejemplo, las botellas (DC) podrán desgastarse con el uso, y las mediciones con calibradores podrán ofrecer valores de desplazamiento más precisos. Se utiliza el calibrador para calcular el OD e ID. Los valores correspondientes luego se sustituyen en la ecuación anterior. La ecuación anterior, calculada en forma “volumétrica” no ofrece precisión para la tubería de perforación, porque no contempla el volumen adicional del metal que comprende el piñón y la caja de sus conexiones. Para la tubería de perforación, se puede calcular el desplazamiento dividiendo el peso del tubo entre ciertos valores constantes, los cuales se refieren a la resistencia y el grado del tubo. TUBERÍA DE PERFORACIÓN, RESISTENCIA NORMAL, GRADOS E y G Desplazamiento de TP = Peso de TP lb/pie ÷ 2600 TUBERÍA DE PERFORACIÓN, ALTA RESISTENCIA, GRADOS X, S etc. Desplazamiento de TP = Peso de TP lb/pie ÷ 2500 donde Desplazamiento de TP = El desplazamiento del tubo (bl./pie) Peso de DP/pie =El peso del tubo (lb./pie)

Un barril de acero pesa aproximadamente 2,750 lb. Los pesos de la tubería de perforación no incluyen las conexiones/ caja/ piñón. Por lo que, el tubo de perforación pesa, en efecto, más de la designación de lb/pie de un tamaño dado. Por ejemplo, un tubo de perforación, de 4.1/2” de diámetro, de 16.6 lb/pie.,, pesará desde 16.6 lb/pie. hasta 18.5 lb/pie., según el tipo y el tamaño de la conexión caja/piñón que se tenga.

Figura 11.

Figura 12.

La Representación de la Capacidad

La Representación de la Capacidad Anular

Para la tubería de perforación, la tubería de revestimiento, las botellas y demás partes de tubería con valores precisos de peso por pie, se puede calcular el desplazamiento como sigue: Desplazamiento = Peso TP lb/pie ÷ 2750 donde Desplazamiento = El desplazamiento del tubo (bl. /pie) Peso de TP = Peso de tubería (lb./pie) El desplazamiento, la capacidad del tubo y la capacidad del espacio anular podrán ser calculados mediante varios métodos. El primero es consultar una tabla para determinar los valores. Si no tiene las tablas apropiadas, el desplazamiento y las capacidades en barriles por bl/pie podrán ser determinados aproximadamente con las ecuaciones anteriores. LA DISMINUCIÓN EN EL NIVEL DEL FLUIDO La longitud que disminuye el nivel del fluido por la extracción de la tubería se puede calcular con cualquiera de las siguientes fórmulas: Disminución del Fluido = Bl. Despl. ÷ (Cap de TR - Despl. de TP) o Disminución del Fluido = Bl. Despl. ÷ (CAPea + Cap. de TP) Donde Disminución del Fluido = La caída del nivel del fluido (pies) Bl. Despl. = El volumen del fluido de perforación que se desplaza por la extracción del tubo. (Este volumen es, por defecto, el equivalente del volumen del tubo extraído.) Cap de TR = La capacidad de la tubería de revestimiento (bl./pie) Despl de TP = El desplazamiento del tubo de perforación (bl/pie) CAPea = La capacidad anular (bl/pie) Cap de TP = La capacidad del tubo de perforación (bl./pie) Debe mencionarse que (Cap de TR - Despl de TP) = (CAPea + Cap de TP), motivo por el cual se puede utilizar cualquiera de las fórmulas anteriores para calcular la Disminución del Nivel del Fluido.

Se puede calcular la presión hidrostática que se pierde en libras por pulgada cuadrada (lb/pg2) de la siguiente manera: Ph Perdida = 0.052 x MW x Disminución del Fluido donde: MW = Peso del lodo (lb/gal) Disminución del Fluido = Disminución del Nivel del Fluido (pies) Si se conoce el gasto de la bomba, se puede utilizar la siguiente fórmula para calcular el número de emboladas necesarias para llenar el pozo: Emboladas para Llenar el Pozo = Despl. ÷ TPO donde

Despl = El desplazamiento del tubo extraído (bl.) TPO = El gasto real de la bomba (bl./embolada)

El pozo siempre debe requerir una cantidad de emboladas para llenarlo en relación, del número de emboladas calculadas. De lo contrario, podrá ser que se esté perdiendo la circulación o que esté en marcha un influjo. EL GASTO REAL DE LA BOMBA Para determinar el tiempo de circulación y el volumen necesario para llenar un pozo, es preciso calcular el gasto de una bomba. El valor del gasto de la bomba, en barriles por embolada (bl/emb), o emboladas por barril (emb/bl), se puede calcular o bien con las tablas disponibles o las ecuaciones. Luego es necesario ajustar el valor por la capacidad de la bomba. Hay dos tipos básicos de bombas que comúnmente se utilizan en los campos petroleros. Estos son las bombas triplex de acción simple, y las bombas dúplex de acción doble. Una bomba triplex de acción simple es una unidad en la que el fluido es bombeado sobre un extremo del pistón de la bomba, en cada uno de los tres cilindros. Una bomba dúplex, de acción doble, es una unidad en la que el bombeo tiene lugar en ambos lados del pistón de la bomba, en cada uno de dos cilindros. Una bomba de acción simple bombea el fluido sólo cuando el pistón se desplace hacia la derecha, y el forro se llena de fluido, para ser bombeado cuando el pistón se desplace hacia la izquierda. Una bomba de acción doble puede bombear fluido sobre ambos lados del pistón. Conforme el pistón se desplace hacia la derecha, el fluido en la cámara al lado derecho del pistón está siendo expulsado mientras que se llena de fluido la cámara izquierda.

Al calcular el gasto total de una bomba dúplex de acción doble, es necesario tomar en consideración el diseño, restando el volumen de dos bielas de los cuatro volúmenes del cilindro. Esto no se aplica con las bombas triplex de acción sencilla, donde el gasto está relacionado simplemente al volumen total de sus tres cilindros. EL GASTO DE LAS BOMBAS DUPLEX Gasto Nominal de la Bomba = .000162 x Longitud de la Embolada x [(2 x LD²) -RodDia²] donde El gasto nominal de la bomba es la operación de la bomba al 100% de su capacidad La longitud de la embolada se expresa en pulgadas (pg) D = El diámetro de la camisa, en pulgadas (pg) d = El diámetro de los vástagos del pistón, en pulgadas (pg)

EL GASTO DE LAS BOMBAS TRIPLEX donde El gasto nominal de la bomba es la operación de la bomba al 100% de su capacidad La longitud de la embolada se expresa en pulgadas NOTA: La constante de 0.000243 es un factor de conversión para que el gasto de la bomba sea expresado en barriles por embolada (bl/emb). El gasto de una bomba triplex, en barriles por embolada, iguala a: [(3) ( x D²/4) (pg²)] x [longitud embolada (pg.)] x (1 gal/231 pg.³) x (1 bl/42 gal)] Gasto Nominal de la Bomba = 0.000243 x D² (pg.²) x longitud de la embolada (pg.) Las fórmulas anteriores presuponen una capacidad del 100% de la bomba. Para calcular el gasto real de la bomba, el gasto nominal de la bomba debe ser multiplicado por un factor que ajuste la capacidad de la bomba. Dicho gasto luego

será denominado el “Gasto Real de la Bomba”, o GRB, o TPO. Los factores de capacidad son porcentajes. Para fines de los cálculos son expresados como equivalentes decimales. Por ejemplo, si una bomba opera a una capacidad del 90%, se calcula el Gasto Real de la Bomba multiplicando el gasto nominal por el factor de capacidad de 0.90%. Se determina el propio factor de capacidad calculando el número de emboladas necesarias para llenar un volumen conocido, dividido entre las emboladas medidas que efectivamente hayan llenado dicho volumen. Por ejemplo, si una bomba triplex de 6” x 12” operara a 100% de su capacidad (0.105 bl/emb), se puede calcular que se requerirán 381 emboladas para llenar un tanque con capacidad de 40 barriles. Si en efecto las emboladas medidas, necesarias para hacer esto, fueran 401, entonces la capacidad sería como sigue: Emboladas calculadas para llenar ÷ Emboladas medidas para llenar = 381 emboladas/401 emboladas = 0.95 En efecto, la bomba está operando con una capacidad del 95%. Así mismo, el gasto nominal de la bomba, multiplicado por el equivalente decimal de la capacidad, es el equivalente del gasto real o verdadero de la bomba: Gasto Real de la Bomba = Gasto Nominal de la Bomba x El Factor de Capacidad Cuando se haya determinado el gasto de la bomba en barriles por embolada (bl/emb), dicho valor puede ser multiplicado por el número de emboladas por minuto para determinar el gasto en barriles por minuto (bl/min). Bl./Min. = Gasto Real de la Bomba x Número de Emboladas Un barril contiene 42 galones. Por lo que, el gasto de la bomba, en galones por minuto (GPM), es el equivalente de su gasto en barriles por minuto multiplicado por 42. GPM = Bl./Min. x 42 Para calcular el número de emboladas que se necesitan para desplazar el lodo dentro del tubo de perforación, o para bombear “arriba y hasta el fondo,” es necesario conocer el volumen por desplazarse, en barriles (la capacidad del juego del tubo de perforación o del anular), y el gasto real de la bomba, en barriles por embolada:

Emboladas hasta la Broca = Capacidad Interior de la Sarta de Perforación ÷ Gasto Real de la Bomba Emboladas para Bombear del Fondo hasta la Superficie = Capacidad del Espacio Anular ÷ Gasto Real de la Bomba

Figura 13.

LODO

Las bombas dúplex de doble acción mueven el lodo sobre ambos lodos del pistón.

Figura 14.

Las bombas triplex de acción simple mueven el lodo sobre un lado del pistón.

LODO

FLUIDO CON DENSIDAD DE CONTROL (“KWM”) -PLM El fluido con densidad de control es el peso del lodo que se necesita para compensar, o justamente sobrepasar, las presiones de los fluidos en la formación. Por lo general, se acepta que pueden ocasionarse problemas si se añade un “factor de seguridad,” o densidad adicional, en fluido con densidad de control que compense exactamente la presión en las formaciones. Dicho factor adicional de seguridad podrá imponer una presión excesiva sobre las formaciones menos profundas que el fondo del pozo, ocasionando problemas de pérdida de circulación. La mejor manera de controlar un pozo es circular el fluido, hasta que esté controlado, con “un lodo cuya densidad de control, esté exactamente equilibrada.” Se necesita conocer precisamente el peso del lodo en el tubo de perforación, y el PCTP, para calcular un fluido con buena densidad de control. La fórmula es ésta: KWM = (PCTP ÷ 0.052 ÷ PVV) + OWM Donde KWM = PCTP = PVV = OWM = PLM=

Fluido con Densidad de Control (en lb/gal) La Presión de Cierre Instantáneo en TP (lb/pg2) La Profundidad Vertical Verdadera (pies) La Densidad Original del Fluido (lb/gal) Peso de lodo para matar

CANTIDAD DE BARITA NECESARIA PARA AUMENTAR EL PESO DEL LODO Para controlar un pozo, la densidad del lodo generalmente se debe aumentar, añadiéndole barita al sistema de lodos. Se utiliza la siguiente fórmula para calcular el número de sacos de barita por cada barril del lodo a su densidad original para elevarlo al peso necesario para controlar el pozo. Dicho aumento contempla una tolerancia de un aumento del volumen del fluido en los pozos, causado por la barita agregada. SCS//Bl. = 14.9 x (KWM - OWM) ÷ (35.4 - KWM) Donde Scs/Bl (Sacos/Barril) = Número de sacos de barita, de 100 lb. cada uno, que se añaden a cada barril de lodo KWM = El Fluido con Densidad de Control (en lb/gal)

OWM =

Densidad Original del Fluido (en lb/gal)

El valor constante de 14.9 en esta ecuación se deriva del hecho de que 14.9 sacos de barita = 1 barril de volumen. La constante de 35.4 se debe a que la barita tiene una densidad de 35.4 lb/gal.

EL AUMENTO DEL VOLUMEN EN EL POZO Al añadir barita al lodo, se elevará el nivel de fluido en el sistema por la siguiente cantidad: Barriles de Ganancia del Pozo = Sacos Agregados de Barita ÷ 14.9 donde: Sacos agregados de barita = Sacos de 100 lb. cada uno Barriles de Ganancia del Pozo = Al aumento del nivel de fluido en el sistema (en bl.)

Figura 15. Diagrama del pozo que debe de usarse para las preguntas propuestas

ALGUNOS EJERCICIOS - CÁLCULOS BÁSICOS Para contestar las preguntas de la 1 a la 10, consulte el diagrama del pozo en la página 34. 1. Calcule la capacidad del tubo de perforación en barriles por pie _____________________ bl./pie 2.

¿Cuál es la capacidad total del tubo de perforación, en barriles? ___________________ barriles

3.

Calcule la capacidad de las botellas (DC), en bl/pie.

__________________ bl/pie 4 ¿Cuál es la capacidad total de las botellas (DC), en barriles? ___________________ barriles 5. ¿Cuál es la capacidad total en el tubo y de las botellas (DC), en barriles? ___________________ barriles 6. ¿Cuál es la capacidad anular en bl./pie entre el tubo de perforación y el pozo abierto? _____________________ bl./pie 7. ¿Cuál es la capacidad anular en bl./pie entre las botellas (DC) y el pozo abierto? ______________________ bl./pie 8.

Calcule el desplazamiento del tubo de perforación, en bl./pie. ____________________________ bl./pie

9.

Calcule el desplazamiento de las botellas (DC), en bl./pie. __________________________ bl./pie

10. ¿Cuál es el desplazamiento total, en barriles, del juego entero del tubo de perforación (el tubo y las botellas (DC))? _______________________ barriles 11.

Calcule la capacidad de los siguientes juegos de tubería de perforación. A. Tubería de perforación de 7500’, Ø 4.1/2, 16.6 lbs, y collares de 600’, 6” x 2”. ____________ bls

B. Tubería de perforación de 6000’, Ø 5”, 19.5 lbs, y collares de 750’, 7” x 2.1/2”

____________ bls C. Tubería de perforación de 4000’, Ø 4.1/2”, 16.6 lbs; 2500’ de tubería de Ø 3.1/2”, 15.5 lbs. y collares de 300’, 4.3/4” x 1.3/4”. __________ bls

D. Tubería de perforación, 7537’, Ø 5.1/2”, 21.9 lbs., y collares de 632’, 7” x 2.1/2” __________ bls

3. Problemas Resueltos Ejercicio 3.1 Durante la construcción del Pozo UCV-005 se perforó un hoyo de 17.5 pulg. con un fluido de perforación de 8.5 lpg y una sarta compuesta de tubería de perforación de (5” X 4”), para asentar un revestidor de superficie de 13.425 pulg a una profundidad de 3000 pies. Posterior a esto se construyó la sección intermedia del pozo, adicionando 1300 pies de portamechas de 7 pulg, (con un diámetro Interno de 3 pulg) a la sarta de perforación, utilizando una mecha de 12,25 pulg y un fluido de perforación base aceite de gravedad específica 1,441. A 8700 pies de profundidad se asentó el revestidor intermedio de 9,625 pulg (con un diámetro interno de 8,725 pulg). Actualmente, se está construyendo una nueva sección con el objetivo de asentar el revestidor de producción a 15.500 pies. Para ello, se añadieron 3100 pies de tubería extrapesada de (6”x3,5”) y 500 pies más de portamechas a la sarta de perforación. La mecha utilizada es de 8,5 pulg y el fluido de perforación de 13,6 lpg. Determine: a) Volumen de fluido de perforación existente en el hoyo cuando se estaba perforando a 8000 pies de profundidad. b) Presión hidrostática que ejerce la columna de fluido en el fondo del pozo a 8700 pies de profundidad. c) Volumen de fluido en el interior de la sarta de perforación cuando se alcanza 14300 pies de profundidad. d) Volumen de fluido en el anular cuando se alcanzan 15.500 pies de profundidad.

Solución

Se realiza un diagrama mecánico del pozo a 8000 pies, tal y como se muestra en la figura

Diagrama Mecánico del pozo UCV-005. Ejercicio 3.1, Pregunta a. El volumen total de fluido de perforación cuando se está perforando a 8000 pies de profundidad, es igual a la suma del volumen de fluido que se encuentra en el interior de la tubería de perforación, más el volumen de fluido que se ocupa el interior del portamechas, más el volumen ocupado por el espacio anular portamechas-hoyo, más el volumen ocupado por el espacio anular tubería de perforación-hoyo, y tubería de perforación-revestidor.

R.- El volumen de fluido de perforación a 8000 pies es 1141,10 bls. b) La presión hidrostática que ejerce la columna de fluido a 8700 pies viene dada por la ecuación

El revestidor intermedio fue asentado a 8700 pies de profundidad, razón por la cual para ese momento el fluido de perforación utilizado es el que corresponde a una gravedad específica de 1,441. La gravedad específica es igual a la relación entre la densidad del fluido y la densidad del agua dulce

Donde: γ: gravedad específica, adimensional. ρf: densidad del fluido, lpg ρw: densidad del agua, 8,33 lpg. Despejando la densidad del fluido y sustituyendo se obtiene:

Al sustituir el valor de la densidad del fluido, obtenemos la presión hidrostática.

P = 5428,8 psi

R.-. La presión que ejerce la columna de fluido a 8.700 pies de 5.428,8 psi c) Para determinar el volumen de fluido en el interior de la sarta de perforación cuando se alcanzan 14.300 pies de profundidad se debe realizar un nuevo diagrama mecánico del pozo UCV-005 (ver el siguiente diagrama)

Diagrama Mecánico del Pozo UCV-005. Ejercicio 3.1, pregunta c. La sarta de perforación está constituida por la tubería de perforación, la tubería extrapesada y el portamechas. Por lo tanto, el volumen interno de la sarta es igual a la sumatoria de los volúmenes internos parciales:

Sustituyendo en función de las capacidades tenemos:

R.- El volumen interno de la sarta de perforación es de 198,72 bls cuando la perforación alcanza 14.300 pies de profundidad. d) Para determinar el volumen de fluido de perforación en el espacio anular cuando se alcanzan los 15.500 pies de profundidad se debe realizar nuevamente el diagrama mecánico del pozo UCV-005

Diagrama Mecánico del Pozo UCV-005. Ejemplo 3.1, pregunta d.

El volumen total de fluido que ocupa el espacio anular, cuando se está perforando a 15.500 pies de profundidad, es igual a la suma del volumen de fluido que se encuentra en el espacio anular portamechas-hoyo, tubería extrapesada-hoyo, más el volumen ocupado por el espacio anular tubería de perforación-hoyo, y tubería de perforación-revestidor:

Al sustituir los valores correspondientes a los diámetros y a las longitudes se obtiene:

R.- El volumen de fluido de perforación que ocupa el especio anular cuando la perforación alcanza 15.550 pies de profundidad es 669,10 bls

Ejercicio 3.2 Usted como Ingeniero de Perforación tiene la responsabilidad de seleccionar las bombas que se van utilizar en un taladro de perforación. Selecciona para ello en primero una bomba triplex, la cual tiene una camisa o liner de 0,5 pulg de diámetro, la longitud de la carrera es de 11 pulg y además opera a 2 emb/seg con una presión de descarga de 3000 lpc. Calcular: a) La capacidad de la bomba en gal/emb y en bls/emb, suponiendo que la bomba tiene una eficiencia volumétrica de 100%. b) La tasa de bombeo en barriles por minuto. c) La potencia desarrollada por la bomba en caballos de fuerza.

Solución a) Para determinar la capacidad de la bomba triplex, en gal/emb y en bls/emb, se utilizan las ecuaciones respectivas, al sustituir los valores se obtiene: El desplazamiento volumétrico de la bomba en gal/emb es igual a:

Fpt = 4,03524 gal/emb El desplazamiento volumétrico de la bomba en bbls/emb es igual a:

R.- La capacidad de la bomba es 4,03 gal/emb ó 0, 0961 bls/emb. b) Para determinar la tasa de bombeo en bbls/min, se multiplica el desplazamiento volumétrico por las emboladas

Donde: Q: tasa de bombeo, bls/min. Fpt: desplazamiento volumétrico de la bomba triplex, bls/emb. EPM: emboladas por minuto, emb/min. Para transformar emb/seg a emb/min se utiliza el factor de conversión de segundo a minutos:

Al sustituir el valor de capacidad de la bomba triplex obtenido en la pregunta a) en bls/emb y las emboladas por minuto se obtiene:

R.- La tasa es 11,53 bls/min. c) Potencia desarrollada por la bomba en caballos de fuerza, es igual a la presión de la bomba por la tasa

Donde: Hp: potencia desarrollada por la bomba, HP. PB: presión de descarga de la bomba, lpc. Q: tasa de bombeo, gal/min. En la ecuación se debe sustituir la tasa de bombeo en unidades de gal/ min para ello se llevan los gal/emb a emb/min multiplicando el desplazamiento volumétrico de la bomba triplex por las EPM.

Al sustituir los valores se obtiene:

R.- La potencia desarrollada por la bomba es 847,53 HP.

Fuentes  

Instituto de Capacitación Petrolera, Universidad de Houston en Victoria. Caps. 2 y 3 Tema III, El Taladro de Perforación