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ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE BOLIVIA

PROYECTO FINAL

DISEÑO DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO ITG-4D EN EL ÁREA BOYUIBE HASTA LAS FORMACIONES PRODUCTORAS TUPAMBI E IQUIRI

CLAROS MERIDA HERNAN ALEJANDRO

C6003-8

CONDO AYZAMA ALVARO JHOVANNY

C6008-9

TRIVEÑO GUZMAN MIGUEL JACOB

C5162-4

COCHABAMBA, 2019

ÍNDICE Pág. 1. GENERALIDADES .................................................................................................4 1.1

INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 4

1.2 ANTECEDENTES ................................................................................................. 4 1.3

OBJETIVOS ..................................................................................................... 5

1.3.1

Objetivo General ........................................................................................................................5

1.3.2

Objetivos Específicos ................................................................................................................5

2. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA .............................................................................6 2.1

GEOLOGÍA ...................................................................................................... 6

2.1.1

Selección del Área Para Perforar ..............................................................................................6

2.1.2

Localización Geográfica ............................................................................................................7

2.1.3

Litología de las Formaciones ....................................................................................................7

2.1.4

Presiones Sub-Superficiales .....................................................................................................8

2.2

PERFORACIÓN DIRECCIONAL ..................................................................... 9

2.2.1

Tipo J .........................................................................................................................................10

2.2.2

Tipo S .........................................................................................................................................11

2.2.3

Tipo Tangencial ........................................................................................................................12

2.2.4

Aplicaciones Típicas de la Perforación Direccional .............................................................14

2.2.5 Equipos Superficiales de Perforación .......................................................................................18 2.2.6 Equipos Necesarios de Perforación Direccional ......................................................................19

2.3

PROGRAMA DE PERFORACIÓN ................................................................. 23

2.4

PROGRAMA DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO .................................... 23

2.4.1 Tipos de Tuberías de Revestimiento ..........................................................................................24 2.4.2 Metodología para el Asentamiento de Tuberías de Revestimiento ........................................28 2.4.3 Metodología del Diseño de las Tuberías de Revestimiento .....................................................30

2.5 SARTA DE PERFORACIÓN ............................................................................... 34 2.5.1

Componentes de la Sarta de Perforación ..............................................................................35

2.5.2 Cálculos Para el Diseño de la Sarta de Perforación .................................................................44

2.6

CEMENTACIÓN ............................................................................................. 48

2.6.1 Tipos De Cementación.................................................................................................................49

1

2.6.1.1 Cementación Primaria. .............................................................................................................49 2.6.1.2 Cementación Secundaria. ........................................................................................................50 2.6.2

Cálculos para la Cementación ................................................................................................50

2.6.2.1 Volumen de Lechada. ...............................................................................................................50 2.6.2.2 Rendimiento del Cemento. .......................................................................................................51 2.6.2.3 Número de Sacos de Cemento Requeridos. ..........................................................................51

2.7

NORMAS API ................................................................................................. 52

2.7.1

Normas Para el Diseño de la Sarta de Perforación ...............................................................52

2.7.2

Normas Para el Diseño de Tuberías de Revestimiento ........................................................53

2.7.3

Normas Para la Cementación ..................................................................................................57

2.8

FLUIDOS DE PERFORACIÓN ....................................................................... 57

2.8.1

Tipos de Fluidos de Perforación .............................................................................................58

2.8.2

Aditivos del Fluido de Perforación .........................................................................................62

2.9

PROGRAMA HIDRÁULICO ........................................................................... 65

2.9.1

Practica Recomendada para la Reología y la Hidráulica de los Fluidos de Perforación –

API 13D ...................................................................................................................................................65 2.9.2

Cálculos de Hidráulica .............................................................................................................67

2.10 SOFTWARE DE DISEÑO............................................................................... 76 2.10.1 AutoCAD ....................................................................................................................................76 2.10.2 CADWorx ...................................................................................................................................76 2.10.3 Solidworks.................................................................................................................................77

3. DISEÑO DE LA INGENIERÍA DEL PROYECTO ..................................................77 3.1 ANÁLISIS DE LAS CONDICIONES DEL ÁREA BOYUIBE ............................... 77 3.1.1 Descripción de las Características Geológicas Principales Del Área Boyuibe. ....................77 3.1.2

Identificación Litológica del Área. ..........................................................................................78

3.1.3

Selección del Pozo de Referencia ..........................................................................................79

3.1.4 Determinación de la Formación Objetivo ..................................................................................81

3.2 ELABORACIÓN DE LA GEOMETRÍA DEL POZO ............................................ 82 3.2.1 Determinación de la Ubicación y Profundidad el Pozo ITG-4D ...............................................82 3.2.2 Cálculo de Presión de Formación y Presión de Fractura. .......................................................87 3.2.3 Establecer las Profundidades de Asentamiento de las Tuberías de Revestimiento ............91 3.2.4 Representación de la Geometría del Pozo ITG-4D. ..................................................................96

3.3 Dimensionamiento de las tuberías de revestimiento del pozo ITG-4D. ........ 97 2

3.3.1 Selección de diámetros de las tuberías de revestimiento .......................................................97 3.3.2 Cálculo de los esfuerzos a los que serán sometidas las tuberías de revestimiento ..........100 3.3.3 Especificación de las características técnicas de los accesorios ........................................104 3.3.4

Determinación de las densidades de la cementación para las tuberías de revestimiento.105

3.4 DIMENSIONAMIENTO LA SARTA DE PERFORACIÓN PARA CADA TRAMO DEL POZO ITG.4D ................................................................................................. 108 3.4.1 Identificación los Tipos de Trépanos .......................................................................................108 3.4.2. Selección del trépano adecuado para cada tramo a perforar ..............................................109 3.4.3 Identificación de los componentes de la sata de perforación...............................................113 3.4.4 Especificación de los componentes de la sarta de perforación ...........................................116 3.4.5 Dimensionamiento de los componentes de la sarta de perforación ....................................116

3.5 ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN HASTA LAS FORMACIONES OBJETIVOS ........................................................................ 124 3.5.1 Definición del tipo de fluido para cada tramo .........................................................................124 3.5.2 Determinación de aditivos del fluido de perforación del pozo ITG-4D .................................125 3.5.3 Formulación del fluido de perforación en laboratorio ...........................................................126 3.5.4 Programa hidráulico del pozo ...................................................................................................129

3.6 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA GEOMETRÍA DEL POZO ITG-4D ..... 144 3.6.1 Identificación y selección del software de diseño. .................................................................144 3.6.2 Selección del software de diseño adecuado ...........................................................................146 3.6.3 Sarta de perforación del pozo ITG-4D en 3D ...........................................................................146

4.

ANÁLISIS TÉCNICO .................................................................................... 148

4.1. Equipos y Herramientas ..............................................................................................................148

5. CONCLUSIONES: ...............................................................................................153 6. BIBLIOGRAFIA: ..................................................................................................153

3

1. GENERALIDADES 1.1

INTRODUCCIÓN

La perforación de pozos en la industria petrolera es una de las más importantes por el monto de inversión que se realiza y el alto riesgo que representa. El método más utilizado para perforar un pozo es el método convencional, que consiste en hacer girar una barrena conectada a una tubería de perforación para triturar la roca, los fragmentos resultantes son llevados a la superficie mediante el fluido de perforación a través del espacio anular. El objetivo de la perforación es lograr perforar pozos petroleros de forma eficiente, segura, económica y que permita la explotación adecuada de los hidrocarburos. Dentro de la perforación existen varios tipos de pozos: pozos verticales, pozos direccionales, pozos horizontales, pozos multilaterales, etc. La perforación direccional es la técnica de la desviación de la trayectoria del pozo a lo largo de su curso hacia un objetivo que se encuentra en el subsuelo cuya localización está a una distancia lateral y dirección vertical dada, la prognosis establece la localización del fondo del pozo, la profundidad de deflexión inicial y el acimut para el punto de comienzo de la desviación. El programa de perforación de un pozo petrolero en tierra o mar consiste en la planificación de una trayectoria que maximice la exposición del pozo a las zonas productoras y diseña los arreglos de fondo (BHA). Para lograr este proceso los ingenieros preparan un plan detallado para cada etapa del proceso de la perforación, designa una localización en la superficie, profundidad total del pozo, tamaño de la barrena, densidades del lodo y los programas de cañerías necesarios para alcanzar el objetivo. 1.2 ANTECEDENTES En Bolivia los principales campos de producción son San Alberto, San Antonio e incluso Margarita en el departamento de Tarija, la producción se ha incrementado en 50% durante el periodo 2010-2015, sin embargo, este incremento se debe a una 4

explotación acelerada de las reservas ya conocidas, fundamentalmente Sábalo y Margarita, lo cual se ha traducido en una sobreexplotación de los campos, aspecto que adelanta su etapa de declinación y consecuentemente disminución de producción. Estos campos comenzaron a declinar, paulatinamente, al extremo que los volúmenes de gas natural ingresaron en rezago. El año 2015 se descubrió una nueva área denominada Boyuibe, con un gran potencial de producción, el cual se encuentra ubicado en la provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz entre las áreas Boyuibe y Ovaí. Se encuentra a 104 km al Sur Este de la ciudad de Camiri y aproximadamente 10 Km de la localidad San Antonio de Parapeti, las cuales fueron asignadas como áreas exploratorias reservadas a YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos). En la actualidad el área Boyuibe cuenta con 3 pozos perforados: ITG-X1, ITG-X2 e ITG-X3. De acuerdo con los estudios técnicos de YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos), se ha previsto explotar un potencial de 112 BPC y 1 millón de barriles de condensados, con un máximo de producción del orden de los 20 millones de pies cúbicos día, con la existencia adicional de un cuarto pozo. 1.3

OBJETIVOS

El objetivo general y los objetivos específicos que pretende alcanzar el presente proyecto de grado son los siguientes: 1.3.1

Objetivo General

Realizar el diseño del programa de perforación del pozo ITG-4D, para alcanzar las formaciones productoras Tupambi e Iquiri del Área Boyuibe, y así contribuir a la demanda interna y externa del país. 1.3.2 Objetivos Específicos A continuación, se puede observar los objetivos específicos del cual se partirá para la elaboración del presente proyecto

5

-

Analizar las condiciones del área Boyuibe.

-

Elaborar de la Geometría del pozo ITG-4D.

-

Dimensionar las tuberías de revestimiento del pozo ITG-4D.

-

Dimensionar la sarta de perforación para cada tramo del pozo ITG-4D.

-

Representar gráficamente la geometría del pozo ITG.-4D.

2. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA 2.1

GEOLOGÍA

La geología es la ciencia que estudia el origen, historia y estructura física de la tierra. Esta ciencia es esencial para la industria petrolera ya que la mayoría del petróleo es encontrado dentro de las rocas. En el ámbito petrolero la geología se basa en el estudio de las rocas que contienen petróleo y gas, particularmente aquellas con suficiente petróleo, para ser comercialmente explotado. (HALIBURTTON, 2001: pág. 48) 2.1.1 Selección del Área Para Perforar El área escogida para perforar es producto de los estudios geológicos y/o geofísicos hechos anticipadamente. La intención primordial de estos estudios es evaluar las excelentes, buenas, regulares o negativas perspectivas de las condiciones geológicas del subsuelo para emprender o no con el taladro la verificación de nuevos campos petrolíferos comerciales. Generalmente, en el caso de la exploración, el área virgen fue adquirida con anterioridad o ha sido asignada recientemente a la empresa interesada, de acuerdo con las leyes y reglamentos que en Venezuela rigen la materia a través del Ministerio de Energías y Minas, y de los estatutos de Petroleros de Venezuela S.A., y los de sus empresas filiales, de acuerdo con la nacionalización de la industria petrolera en Venezuela, a partir de 1º de enero de 1976. Los otros casos generales son que el área escogida puede estar dentro de un área probada y se desee investigar la posibilidad de yacimientos superiores o perforar 6

más profundo para explorar y verificar la existencia de nuevos yacimientos. También se da el caso de que el área de interés este fuera del área probada y sea aconsejable proponer pozos de avanzada, que si tienen éxito, extienden el área de producción conocida. (Barberii, 1998: pág. 92) 2.1.2 Localización Geográfica Básicamente la localización geográfica de un punto se puede realizar detallando uno de estos dos parámetros: 

Coordenadas geográficas en formato Longitud-Latitud.



Coordenadas (x,y) UTM. Universal Tranversa Mercator.

Cada uno de estas dos formas de localizar un punto sobre la superficie terrestre debe cumplir los siguientes requisitos: 

Que el punto sea único.



Que quede perfectamente identificado el sistema de proyección empleado al localizar el punto.



Que permita referenciar la coordenada “z” del punto.

(Fernandez, 2001: pág. 4) 2.1.3 Litología de las Formaciones La columna litológica consiste en una secuencia alternada de rocas sedimentarias. Con el estudio sísmico, y los datos geológicos obtenidos de los pozos vecinos perforados, se correlaciona y obtiene la columna geológica que se espera atravesar en la intervención del pozo a perforar. El conocimiento de estas formaciones geológicas permite determinar la existencia de formaciones con presiones anormales (presiones del fluido anormalmente altas o bajas) que complican severamente las operaciones cuando son atravesadas durante la perforación. Los problemas asociados con sobre presiones afectan todas las fases de la operación.

7

El conocimiento de las presiones en un área determinada ayuda a prevenir problemas al momento de la perforación. (PEMEX, 2000: pág. 11) 2.1.4 Presiones Sub-Superficiales Las propiedades de las formaciones lutíticas se utilizan para predecir y estimar la magnitud de las presiones anormales en las formaciones debido a sus características, y además constituyen un gran porcentaje de los sedimentos depositados en las zonas petroleras. Las rocas lutíticas con presiones arriba de la normal, presentan una porosidad mayor que la de una formación de las mismas características con presión normal, debido a que contienen una mayor cantidad de fluido. Como resultado de lo anterior, los parámetros de las lutítas sensibles a la compactación y obtenidos de los registros, son graficados contra la profundidad para determinar una tendencia normal de compactación. (Mendoza, 2012: pág. 32) 2.1.4.1 Presión de Formación La presión de formación es aquella que ejercen los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca. Las presiones de formación o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser normales, anormales (altas) o subnormales (bajas). 

Gradiente de presión de formación

Los gradientes de presión de formación son:  Gradiente de presión normal: Los pozos con presión normal no crean problemas para su planeación. (0.433 psi/pies – 0.465 psi/pies).  Gradiente de presión anormal: Las presiones anormales se definen como aquellas presiones mayores que la presión hidrostática de los fluidos de formación y se pueden llegar a requerir densidades de control de hasta mayores a 0.465 psi/pies.  Gradiente de presión subnormal: Los pozos con presiones subnormales pueden requerir TR´s adicionales para cubrir las zonas débiles o de baja presión 8

cuyo

origen

pueden

ser:

factores

geológicos,

técnicos

o

yacimientos

depresionados para su explotación, y se necesitan densidades menores a 0.433 psi/pie. 2.1.4.2 Presión de Fractura Es la presión que rebasa la presión de formación originando una falla mecánica que se presenta con la pérdida del lodo hacia la fractura o hacia la formación.  Gradiente de presión de fractura La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pies), un fluido con densidad equivalente (lpg) o por la presión total calculada de la formación (psi).

2.1.4.3 Presión Hidrostática La presión hidrostática se define como la presión ejercida por una columna de fluido en el fondo. Esta presión es una función de la densidad promedio del fluido y de la altura vertical o profundidad de la columna de fluido. Matemáticamente se expresa como: 2.2

PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Un pozo direccional es un pozo que ha sido intencionalmente desviado en una dirección

específica

para

alcanzar

el

objetivo.

Los

pozos

direccionales

convencionales se clasifican en: 

Tipo I o “J”, incrementar y mantener.



Tipo II o “S”; incrementar, mantener y decrementar.



Tipo III o “Tipo tangencial”, incremento continuo.

La profundidad a la cual inicia la desviación se conoce como punto de inicio de desviación o KOP (Kick Off Point). La profundidad a la cual se termina la construcción de ángulo se conoce como fin de la curva o EOC (End of Curve). El ángulo que el pozo se desvía de la vertical se conoce como desviación, como se muestra en la FIGURA 1. (PEMEX, 2008) 9

FIGURA 1. TIPO DE POZOS DIRECCIONALES

Fuente: PEMEX, 2000

2.2.1 Tipo J Este perfil es usado en situaciones particulares tales como domos de sal o para desvío de pozos (sidetrack). La profundidad del KOP en este perfil presenta ciertas desventajas: 

La formación probablemente será dura y no facilitará la deflexión de la sarta de perforación y el ensamblaje de fondo.



La taza de construcción de ángulo presenta más dificultades para ser controlada.



Mayor tiempo en el viaje de cambio de ensamblaje de fondo mientras este se deflecta.

Una vez conocidas las coordenadas de los objetivos, la posición del taladro y la profundidad total verdadera, se determina la siguiente información necesaria para calcular la geometría del pozo: 

Profundidad del KOP en donde se comenzará a construir la curva.



Taza de construcción de ángulo para construir la sección curva.



Angulo de inclinación máximo deseado.

10

FIGURA 2. POZO TIPO “J”

2.2.2 Tipo S Este perfil es similar al tangencial, es decir, igual hasta la sección tangencial después de la sección curva. A partir de aquí se tumba ángulo por medio de otra sección curva en la cual se reduce la inclinación, que en algunos casos llegará a ser cero. Este es el perfil más difícil a perforar, ya que su sección de caída de ángulo debe coincidir justamente sobre el objetivo a alcanzar. Además, los problemas de torque y arrastre también se incrementan al haber mayor roce de la tubería con las paredes del hoyo, debido a la mayor curvatura que presenta el pozo. Un pozo tipo S es usado cuando la profundidad del objetivo es grande y el desplazamiento vertical es relativamente bajo. Bajo estas condiciones el perfil tipo Slant puede producir un pequeño ángulo de inclinación el cual puede ser una dificultad a la hora de control. Otras aplicaciones importantes consisten en completar un pozo que atraviese por objetivos múltiples y la perforación de pozos de alivio, en los cuales es necesario ir paralelo al pozo en problemas. En la figura 3 se muestra el perfil del tipo S defiendo su geometría.

11

Teniendo ubicados la posición del taladro y el objetivo, y la profundidad vertical total del objetivo dados por los geólogos e ingenieros de yacimiento, la siguiente información es necesaria para calcular la geometría del pozo. (A&M, 2003: pág. 35-35) 

Profundidad vertical del KOP.



Taza de construcción de ángulo.



Taza de tumbado de ángulo.



Profundidad vertical del final de la sección de tumbado de ángulo.

Basado en la figura 3 para el pozo tipo S, se observa que: FIGURA 3. POZO “S”

Fuente: PEMEX, 2000

2.2.3 Tipo Tangencial Este es uno de los más simples y comunes perfiles para un pozo direccional. El hoyo es perforado verticalmente hasta llegar al KOP, a partir de donde es desviado hasta la inclinación requerida. Esta inclinación es mantenida en la sección tangencial para interceptar el objetivo.

12

Generalmente, se selecciona un punto de inicio de curva bastante superficial ya que esto reduce la magnitud del ángulo de inclinación necesario para alcanzar los objetivos. Este tipo de perfil es frecuentemente aplicado cuando se requiere un desplazamiento horizontal largo a una profundidad de objetivo relativamente baja. Debido a que no FIGURA 4. TIPO DE POZO TANGENCIAL

hay mayores cambios en la inclinación y dirección después que la sección curva es construida, pocos problemas direccionales se presentan con este tipo de perfil. Bajo condiciones normales la inclinación puede variar entre 15°-60°, aunque pozos con inclinaciones mayores han sido perforados. En la figura 4 es mostrado el perfil de este tipo de pozo. (A&M, 2003: pág. 31)

13

2.2.4 Aplicaciones Típicas de la Perforación Direccional 2.2.4.1 Localizaciones inaccesibles. Los campos petroleros están frecuentemente ubicados justo debajo de obstrucciones naturales o hechas por el hombre, tales como montañas, ríos, carreteras y zonas habitadas. Debido a esto no es posible obtener una permisología en algunas áreas, en las cuales el trabajo de perforación pueda constituir un riesgo para el ambiente, personas o infraestructuras que allí se encuentren. En tales casos, dichos yacimiento son explotados por medio de la perforación de pozos direccionales desde una locación fuera del área restringida. (Ver FIGURA 5). (A&M, 2003: pág. 1) FIGURA 5. LOCALIZACIONES INACCESIBLES Fuente: PEMEX, 2000

14

2.2.4.2 Domo de Sal Frecuentemente las formaciones productoras se encuentran bajo capas o levantamientos de sal. Un pozo vertical tendría que atravesar estas capas para poder llegar al objetivo. Hacerlo, aunque no es imposible, incrementa la posibilidad que ocurran ciertos tipos de problemas tales como lavado de hoyo, perdidas de circulación, corrosión en la tubería y herramientas, los cuales incrementan sustancialmente los costos de la operación. Para estos casos se recomienda realizar una perforación direccional a un lado del domo, e interceptar el yacimiento. (Ver FIGURA 6). (A&M, 2003: pág. 36-38) FIGURA 6. DOMOS DE SAL

Fuente: PEMEX, 2000

2.2.4.3 Fallas El perforar un pozo vertical a través de un plano de falla inclinado es muchas veces una tarea difícil, debido a cambios importantes de la presión en las formaciones. En lugar de esto, el pozo puede ser perforado paralelo a la falla, logrando una mejor producción. En áreas inestables, una perforación a lo largo de una falla podría ser un riesgo, debido a la gran posibilidad de desprendimiento de rocas de la formación. Esta situación puede requerir el uso de técnicas de perforación direccional para evitar pasar por la falla. (Ver FIGURA 7). (A&M, 2003: pág. 4)

15

FIGURA 7. FALLAS Fuente: PEMEX, 2000

2.2.4.4 Pozos de Alivio Una de las aplicaciones de la perforación direccional es la construcción de pozos de alivio, el cual consiste en interceptar un pozo existente cerca del fondo, el cual haya sufrido un reventón, con el objeto de contrarrestar las presiones que ocasionaron la erupción del pozo. Los controles direccionales en este tipo de perforaciones son severos, debido a la extrema exactitud requerida para ubicar el interceptar el pozo existente. (Ver FIGURA 8). (A&M, 2003: pág. 5)

16

del

FIGURA 8. POZOS DE ALIVIO

Fuente: PEMEX, 2000

2.2.4.5 Desvío del Pozo (side track) Esta aplicación es empleada para realizar una desviación en la trayectoria original de un pozo, cuando existen en el mismo, obstrucciones indeseadas tales como tubería de perforación, ensamblajes de fondo, mechas o cualquier herramienta dejada en el fondo del hoyo, por problemas operacionales, o por fenómenos inherentes a las formaciones atravesadas. (Ver FIGURA 9). (A&M, 2003: pág. 6) FIGURA 9. DESVIO DEL POZO

Fuente: PEMEX, 2000

17

2.2.4.6 Pozo Multilateral Consiste en la intersección de múltiples arenas objetivos mediante un pozo simple. Por medio de un brazo principal se sacan otras ramas independientes (pozos multilaterales), con el fin extraer el crudo de zonas de producción adyacentes, evitando la construcción de un pozo por yacimiento. Esto genera un ahorro en los costos de perforación además de un menor impacto ambiental, al aprovechar la misma locación en superficie. (Ver FIGURA 10). (A&M, 2003: pág. 7) FIGURA 10. POZO MULTILATERAL

Fuente: PEMEX, 2000

2.2.5 Equipos Superficiales de Perforación Los equipos de perforación básicos contienen una torre, una tubería de perforación, un cabrestante de gran capacidad para bajar y subir la tubería de perforación, una mesa o plataforma que hace girar la tubería y la barrena, una mezcladora y una bomba de lodos, y un motor para el accionamiento de la plataforma giratoria y el cabrestante. Se pueden montar sobre camiones sondas o perforadoras pequeñas que se utilizan para perforar pozos de exploración o de prospección sísmica, con objeto de trasladarlas de un lugar a otro. Las perforadoras grandes se instalan en el lugar de la perforación o tienen torres portátiles articuladas (plegables) para facilitar la manipulación e instalación. (Kraus, 2000: pág. 8) 18

2.2.6 Equipos Necesarios de Perforación Direccional Son aquellas que dirigen el hoyo hacia una dirección predeterminada. Entre estas se encuentran las siguientes: 

Mechas

La fuerza hidráulica generada erosiona una cavidad en la formación, lo que permite a la mecha dirigirse en esa dirección. Su perforación se realiza de forma alternada, es decir, primero se erosiona la formación y luego se continúa con la perforación rotatoria. Para lograr el efecto de erosión con la mecha, se utilizan varias técnicas, como utilizar uno o dos chorros de mayor diámetro que el tercero o dos chorros ciegos y uno abierto, por donde el cual sale el fluido de perforación a altas velocidades este efecto se le denomina “yeteo” (jeting), (Ver FIGURA 11). Solo aplica para mechas tricónicas y bicónicas con un chorro sobresaliente. (A&M, 2003: pág. 17) FIGURA 11. MECHA

Fuente: A&M, 2003

19



Cucharas Deflectoras

Se conocen comercialmente con el nombre de “WHIPSTOCKS”. Básicamente son herramientas con cuerpo de acero, cuya forma asemeja una cuchara punteada y que es asentada dentro del pozo con el objeto de desviar el hoyo de su trayectoria original. La cuchara puede ser orientada en una dirección específica, si esto es requerido. Existen tres diseños de cucharas deflectoras. (A&M, 2003: pág. 17) 

Cuchara Recuperable

Consiste en una cuña larga invertida de acero, que tiene en su extremo inferior un canal cóncavo punteado, el cual sostiene y guía la sarta de perforación. En el extremo inferior esta provista de una punta de cincel que evita el giro de la herramienta, y en la parte superior de un cuello por el cual se extrae la herramienta fuera del hoyo. 

Cuchara De Circulación

La instalación y utilización de este diseño son iguales al de la cuchara recuperable, con la diferencia de poseer un orificio situado en el fondo de la cuchara, el cual permite circular fluido de perforación para desalojar los ripios o en caso de que existan problemas de llenado del hoyo. (A&M, 2003: pág. 18) 

Cuchara Permanente

Para este diseño, la cuchara deflectora queda permanente en el pozo, la cual es anclada en la parte inferior del revestidor mediante un sistema de cuñas. Una vez fijada la cuchara dentro del revestidor, esta sirve de soporte para un ensamblaje con fresas, las cuales abren y calibran una ventana en el revestidor, y para el ensamblaje de perforación que desvía el hoyo. Dependiendo de la tecnología utilizada, se requerirán de uno a tres viajes de tuberías, para completar el proceso de desviación. (A&M, 2003: pág. 18)

20

FIGURA 12. CUCHARA PERMANENTE

Fuente: A&M, 2003



Motor De Fondo

Es una herramienta en la cual al circular en su interior el fluido de perforación proporciona rotación a la mecha independientemente de la sarta de perforación. (A&M, 2003: pág. 18) 

Turbina

Esta formadas por diferentes números de etapas. Se utiliza principalmente para formaciones de alta dureza y para incrementar las revoluciones en la mecha a fin de aumentar la tasa de perforación. (Ver FIGURA 13). (A&M, 2003: pág. 18)

21

FIGURA 13. TURBINA

Fuente: A&M, 2003



Motor De Desplazamiento Positivo (MDP)

Su aplicación está basada en el principio de bombeo inverso establecido por Rene Moineau, en el cual la circulación del fluido de perforación es utilizada para hacer rotar la mecha, independientemente de la rotación de la sarta de perforación. El principio de Moineau sostiene que un rotor helicoidal con uno o más lóbulos rotara cuando es colocado excéntricamente dentro de un estator que tenga un lóbulo adicional al rotor. Sus velocidades de diseño oscilan entre 100 a 300 rpm. (Ver FIGURA 14). FIGURA 14. MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

Fuente: A&M, 2003

22

2.3

PROGRAMA DE PERFORACIÓN

El diseño de un programa perforación de pozos es un proceso sistemático y ordenado. Este proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros. Por ejemplo: la predicción de presión de fractura requiere que la presión de formación sea determinada previamente. Las etapas a seguir durante el diseño de pozos están bien identificadas y son las siguientes: 

Recopilación de la información disponible.



Predicción de presión de formación y fractura.



Determinación de la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento.



Selección de la geometría y trayectoria del pozo.



Programa de fluidos de perforación.



Programa de barrenas.



Diseño de tuberías de revestimiento y Programa de cementación.



Diseño de las sartas de perforación.



Programa hidráulico.



Selección del equipo de perforación.



Tiempos estimados de perforación.



Costos de la perforación.

(PEMEX, 2000: pág. 7) 2.4

PROGRAMA DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

Para darle mayor estabilidad al pozo, se instalan tuberías de revestimiento, seleccionando las mismas considerando los esfuerzos a las que estarán sometidos (colapso, reventamiento y tensión). Las características básicas de las tuberías de revestimiento son: diámetro (pulg), peso (lb/pie), grado de acero y tipo de conexión. (Medina, 2004: pág. 43) Las tuberías de revestimiento son tuberías que constituyen el medio con el cual se reviste el agujero que se va perforando. El objetivo de las tuberías de revestimiento 23

es proteger las zonas perforadas y aislar las zonas problemáticas que se presentan durante la perforación. Tal es el caso de revestir el agujero para mantener la estabilidad del mismo, prevenir contaminaciones, aislar los fluidos de las formaciones productoras, controlar las presiones durante la perforación y en la vida productiva del pozo. Las funciones de las tuberías de revestimiento son: 

Evitar derrumbes y concavidades.



Prevenir la contaminación de los acuíferos.



Confinar la producción del intervalo seleccionado.



Dar un soporte para la instalación del equipo de con- trol superficial.



Facilitar la instalación del equipo de terminación, así como los sistemas artificiales de producción.

(PEMEX, 2000: pág. 68) 2.4.1 Tipos de Tuberías de Revestimiento En general, las tuberías de revestimiento se pueden clasificar en conductora, superficial, intermedia y de explotación. (Ver FIGURA 15). (PEMEX, 2000: pág. 68) FIGURA 15. TIPOS DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

Fuente: PEMEX, 2000

24

2.4.1.1 Tubería Conductora Es la primera que se cementa o hinca al iniciar la perforación del pozo. La profundidad de asentamiento varía de 20 m a 250 m. Su objetivo principal es establecer un medio de circulación y control del fluido de perforación que retorna del pozo hacia el equipo de eliminación de sólidos y las presas de tratamiento. Permite continuar perforando hasta alcanzar la profundidad para asentar la tubería de revestimiento superficial. Algunas veces en la Tubería Conductora se instala un diverter o desviador de flujo a fin de poder manejar flujos de agua salada o gas superficial, enviándolos hacia fuera de la localización. El diámetro seleccionado de la tubería por emplear, dependerá en gran parte de la profundidad total programada del pozo. (PEMEX, 2000: pág. 68) Sus principales funciones son:  Evitar que las formaciones someras no consolidadas se derrumben dentro del hoyo.  Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de superficie.  Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación por el fluido de perforación.  Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de un impide reventón anular. (Castro, 2013: pág. 6) 2.4.1.2 Tubería Superficial La introducción de esta tubería tiene por objeto instalar conexiones superficiales de control y al mismo tiempo proteger al agujero descubierto, aislando así flujos de agua y zonas de pérdida de lodo cercanas a la superficie del terreno. Estas tuberías se introducen a profundidades que varían entre 500 y 1,000 m., cabe aclarar que los diámetros se seleccionan de acuerdo a la profundidad total del pozo. (PEMEX, 2000: pág. 68) Sus principales funciones son: 25

 Evitar la contaminación de yacimientos de agua dulce.  Proporcionar un gradiente de fractura suficiente para permitir la perforación del próximo hoyo.  Soportar el peso del resto de las tuberías que serán colocadas en el pozo. Por esta razón se cementan hasta superficie. (Castro, 2013: pág. 7) 2.4.1.3 Tubería Intermedia Estas tuberías se introducen con la finalidad de aislar zonas que contengan presiones normales de formación, flujos de agua, derrumbes y pérdidas de circulación: en sí se utiliza como protección del agujero descubierto, para tratar, en la mayoría de los casos, de incrementar la densidad de los fluidos de perforación y controlar las zonas de alta presión. Dependiendo de la profundidad del pozo o de los problemas que se encuentren durante la perforación, será necesario colocar una o más sartas de tuberías de revestimiento intermedia, que aislaran la zona problema. (PEMEX, 2000: pág. 68) Sus principales funciones son:  Facilita el control del pozo si se encuentran zonas de presiones anormales.  Aísla formaciones problemáticas, lutitas deleznables, flujos de agua salada, formaciones que contaminan el fluido de perforación.  Permite bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones normales que se encuentran debajo de zonas presurizadas. (Castro, 2013: pág. 9) 2.4.1.4 Tubería de Producción Estas tuberías tienen como meta primordial aislar el yacimiento de fluidos indeseables en la formación productora y de otras zonas del agujero, también para la instalación de empacadores de producción y accesorios utilizados en la terminación del mismo. En el diseño de esta tubería se deberá tener especial atención, considerando todos los elementos que intervienen en su programación. (PEMEX, 2000: pág. 69)

26

Sus principales funciones son:  Aislar las formaciones o yacimientos para producir selectivamente.  Evitar la migración de fluido entre zonas.  Instalar empacadores y accesorios para la terminación del pozo.  Servir de aislamiento al equipo de control (cabezal) que se instalará para manejar la producción del pozo. (Castro, 2013: pág. 11) 2.4.1.5 Tubería de Revestimiento Corta (Liners) Constituye una instalación especial que evita utilizar una sarta de la superficie al fondo del pozo; la longitud de esta tubería permite cubrir el agujero descubierto, quedando una parte traslapada dentro de la última tubería que puede variar de 50 a 150 m, y en ocasiones se emplea una longitud mayor, dependiendo del objetivo de su introducción. Control del pozo. El liner permite aislar zonas de alta o baja presión y terminar o continuar la perforación con fluidos de alta o baja densidad. (PEMEX, 2000: pág. 69)

Razones para su utilización:  Control del Pozo: El liner permite aislar las zonas de alta o baja presión y terminar o continuar la perforación con fluidos con alta o baja densidad.  Economía de Tubería de Revestimiento: Se pueden efectuar pruebas de horizontes cercanos a la zapata de la última tubería de revestimiento, a un costo muy bajo debido a la pequeña cantidad de tubería usada, no comparable con una tubería llevada hasta la superficie.  Rápida Instalación: Las tuberías de revestimiento cortas pueden colocarse en el intervalo deseado mucho más rápido que las normales ya que un una vez conectada la cantidad requerida, esta es introducida con la tubería de perforación.  Ayuda a Corregir el Desgaste de la Última Tubería de revestimiento cementad: Al continuar la perforación existe la posibilidad de desgastar la tubería

27

de revestimiento. Esto se puede corregir mediante una extensión o complemento de una tubería corta.  Evita Volúmenes muy Grandes de Cemento: Debido a que las tuberías cortas no son cementadas hasta la superficie.  Auxilia en la Hidráulica Durante la Perforación: Al permitir utilizar sartas de perforación combinadas, mejora las pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación, durante la profundización del pozo, permitiendo alcanzar mayores profundidades con sartas más resistentes (Castro, 2013: pág. 13) 2.4.2 Metodología para el Asentamiento de Tuberías de Revestimiento La selección inicial de profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento está basada en la presión de poros anticipada y en los gradientes de fractura. El estimado inicial de determinación de profundidades de asentamiento de tubería de revestimiento, se puede determinar mejor gráficamente, como sigue, ploteando la presión de los poros y el gradiente de fractura, expresado en densidad equivalente contra profundidad. 1.

Trace la curva del gradiente principal de presión de poros junto con la

litología, en caso de estar disponible. Note cualquier intervalo, los cuales son potenciales áreas problema, como por ejemplo atrapamiento diferencial, pérdida de circulación o zonas de alta presión de gas. (Ver TABLA 1). El peso del lodo debe incluir un margen de viaje alrededor de 200 a 400 psi. (SCHLUMBERGER, 2004: pág. 8).

28

TABLA 1. MARGEN DE CONTROL PARA PRESIÓN DE PORO

Margen

Valores

Valor

sobre la Pp

Publicados

recomendado

(gr/cc)

(gr/cc)

Viaje

0.024-0.60

0.030

Seguridad

0.024-0.036

0.025

Total

0.055

Fuente: PEMEX, 2000

El peso del lodo debe incluir un margen de viaje alrededor de 200 a 400 psi 2. Trace la curva de gradiente de fractura predicha. Trace una curva de diseño de gradiente de fractura, la cual debe quedar en paralelo de la curva de gradiente de fractura predicha, con una reducción de 0.3 hasta 0.5 lpg para influjos y ECD durante la cementación (SCHLUMBERGER, 2004: pág. 9) A continuación, en la tabla 2 se puede observar los márgenes de control para la presión de fractura. TABLA 2. MARGEN DE CONTROL PARA PRESIÓN DE FRACTURA

Margen

Valores

Valor

sobre la Pp

Publicados(gr/cc)

recomendado(gr/cc)

Viaje

0.024-0.60

0.030

Total

0.055

Fuente: PEMEX, 2000

Un ploteo típico se encuentra adjunto. Las profundidades iniciales de asentamiento de las tuberías de revestimiento pueden ser determinadas, como sigue (Ver FIGURA 16). (SCHLUMBERGER , 2004: pág. 9)

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FIGURA 16. GRÁFICA PARA DETERMINAR EL ASENTAMIENTO

Fuente: SCHLUMBERGER, 2004

2.4.3 Metodología del Diseño de las Tuberías de Revestimiento En el diseño de tubulares, los efectos de carga son separados de la resistencia de la tubería por un factor de seguridad, conocido también como factor de diseño, cuya función es tener un respaldo en la planeación, debido a la incertidumbre de las condiciones de carga reales, además del cambio de las propiedades del acero debido a la corrosión y el desgaste. La magnitud de este factor de diseño se basa, entre otras variables, en la confiabilidad y exactitud de los datos de esfuerzos usados para diseñar, en la similitud de las condiciones de servicio y las de prueba, y en el grado de exactitud de cargas supuestas para el diseño. (PEMEX, 2008: págs. 7-8) 2.4.3.1 Factores de Diseño o de Seguridad La incertidumbre en el cálculo de las cargas, la perdida de propiedades a lo largo de la vida de la tubería por el uso normal o por ambientes corrosivos y factores manejados inapropiadamente u obviados durante la etapa de diseño, son compensados por un factor de seguridad o de diseño, el cual brinda un margen de desempeño superior a las cargas esperadas. El API reporto los resultados de una investigación de factores de diseño aplicados a las tuberías de revestimiento. A partir del análisis efectuado por 38 compañías, se 30

obtuvieron los resultados mostrados posteriormente, donde se indica el valor del factor de diseño para cada condición de carga, y el valor recomendado. Los factores de diseño generalmente utilizados en la industria petrolera son:  Colapso: 1.125  Estallido: 1.1  Tensión: 1.8  Biaxial:

1.25

(PEMEX, 2008: pág. 8)

1. Diseño para el Colapso Para todas las sartas de tuberías de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presión externa es mayor que la presión interna. El diseño de colapso se enfoca en los perfiles de presión interna y externa. En forma general, el colapso es originado principalmente por la columna de lodo usada para perforar el hueco, y que actúa en la parte externa de la tubería. (SCHLUMBERGER, 2010: pág. 8)  Presión de Colapso Final La presión de colapso final se debe calcular para las cañerías que se asientan después de la cañería guía o productora, tomando en cuenta la presión hidrostática que ejerce el fluido de perforación con influjos. (PEMEX, 2008: pág. 9) a) Colapso Durante la Perforación: El peor caso de colapso de cargas durante la perforación ocurre si se encuentra perdida de circulación y disminuye la presión hidrostática interna. El nivel del fluido interno cae hasta cualquier medida, desde cientos de pies de evacuación total de la tubería de revestimiento y depende del peso interno del lodo en uso y la presión de poro de la zona perdida. (PEMEX, 2008: pág. 10)

31

b) Selección de la Tubería de Revestimiento: De los colapsos netos de carga generados al observar varios de los tipos de cargas durante instalación y perforación, el peor caso de colapso de carga que la tubería de revestimiento va a tener que tolerar puede ser determinado. De las tablas de tubería de revestimiento es entonces posible elegir una o varias tuberías de revestimiento que satisfagan el peor caso de colapso de cargas. Esta etapa es muchas veces ignorada hasta que las cargas de estallido hayan sido calculadas. Las figuras de colapso de la tubería de revestimiento que están presentadas en la mayoría de las tablas de tubería de revestimiento son generadas a partir de ecuaciones detalladas 5C3 del API y están en función del diámetro externo (OD), el grosor de la pared y la fuerza de resistencia de la tubería de revestimiento. (PEMEX, 2008: pág. 10)

2. Diseño para el Estallido Para todas las sartas de tubería de revestimiento, una carga de estallido ocurre cuando la presión interna es mayor que la presión externa. El criterio de estallido para el diseño de la tubería de revestimiento, normalmente se basa en la máxima presión de formación resultante de una patada durante la perforación de la siguiente sección del pozo. Por razones de seguridad se asume que el influjo de fluidos desplazara totalmente al lodo de perforación, teniendo en cuanta así los efectos de estallido de la presión de formación dentro de la tubería de revestimiento. Con respecto al colapso, el diseño de estallido se enfoca en los fluidos internos y externos y las presiones hidrostáticas que ejercen. -

Estallido durante la instalación: el peor caso de cargas de estallido durante la instalación, ocurre en las operaciones de cementación.

-

Estallido durante la perforación: el peor caso de cargas de estallido durante la perforación, ocurre ya sea, en las pruebas de presión (LOT) o durante un evento de control de pozo, teniendo un influjo de gas cuyo valor es 0.1 psi/pie.

(PEMEX, 2008: pág. 11)

32

 La Presión de Estallido en la Profundidad del Zapato de la Cañería La presión de estallido en la profundidad del zapato de la cañería de revestimiento es la diferencia entre la presión interna y la presión externa ejercida en dicha zona. (PEMEX, 2008: pág. 12)  Presión Interna La presión interna es la fuerza ejercida en la parte interna de la cañería de revestimiento. (PEMEX, 2008: pág. 12)  Presión Externa La presión externa es la fuerza ejercida del fluido de perforación que se deteriora con la formación. (PEMEX, 2008: pág. 12)  Presión de Estallido en la Superficie es Calculada La presión en la superficie toma valores de presión de formación que es afectada por la invasión de un fluido no deseado (gas). (PEMEX, 2008: pág. 13) -

Selección tubería de revestimiento: Una vez identificadas las cargas de colapso y estallido generadas durante la instalación y perforación, es posible reconocer el peor caso de cargas de estallido a las que estará sometida la tubería de revestimiento. De las tablas de tubería de revestimiento, es entonces, posible elegir una o varias tuberías que coincidan y puedan soportar el peor caso de cargas de estallido y de colapso. La resistencia al estallido o resistencia interna de la tubería debe ser rectificada por el factor de diseño o de seguridad.

(PEMEX, 2008: pág. 13)

33

3. Diseño de Tensión Una vez seleccionada la tubería de revestimiento que cumple con las cargas de colapso y estallido, es necesario confirmar que dicha tubería satisfaga los requisitos de diseño por tensión. (PEMEX, 2008: pág. 13) a) Cargas por tensión durante la instalación: En esta etapa es necesario evaluar las cargas presentadas durante la corrida de revestimiento, cementación y cualquier prueba de presión. Se asume que la tubería de revestimiento está sujeta en la superficie, pero libre para moverse en la zapata guía. (PEMEX, 2008: pág. 13) Las cargas a considerar son las siguientes:  Peso en el Aire: se define como el peso nominal de la tubería de revestimiento multiplicado por la longitud real. (PEMEX, 2008: pág. 13) b) Prueba de integridad Después que la cañería o tubería de revestimiento es asentada y cementada se procede a la prueba de integridad aplicando un 60% de la resistencia al estallido de la cañería. (PEMEX, 2008: pág. 14) 2.5 SARTA DE PERFORACIÓN La sarta de perforación es una columna de tubos de acero, de fabricación y especificaciones especiales, en cuyo extremo inferior va enroscada la barrena, pieza también de fabricación y especificaciones especiales, que corta los estratos geológicos para hacer el hoyo que llegará al yacimiento petrolífero. (Barberii, 1998: pág. 101)

34

2.5.1 Componentes de la Sarta de Perforación 2.5.1.1 Barrenas o Trépanos Barrena es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotatoria. (PEMEX, 2000: pág. 2) Su función es perforar los estratos de la roca mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión y de la rotación de la barrena. (Mendoza, 2012: pág. 165) 

Tipos de Barrenas:

 Barrenas Tricónicas Las barrenas tricónicas cuentan con tres conos cortadores que giran sobre su propio eje. Varían de acuerdo con su estructura de corte, y pueden tener dientes de acero fresados o de insertos de carburo de tungsteno. También cambian en función de su sistema de rodamiento que puede tener balero estándar, balero sellado, chumacera, etc. Las barrenas tricónicas constan de tres importantes componentes: la estructura cortadora, los cojinetes y el cuerpo de la barrena (Ver FIGURA 17). FIGURA 17. BARRENA TRICÓNICA

Fuente: PEMEX, 2000

35

Las barrenas tricónicas, son las más utilizadas en la actualidad para la perforación petrolera, y para otras aplicaciones como: pozos de agua, minería y geotermia. Cada compañía tiene sus propios diseños de barrenas tricónicas con características específicas del fabricante, pero de acuerdo con un código de estandarización emitido por la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC). A continuación, se explica la clasificación, selección y uso de las barrenas tricónicas de acuerdo con este código: Para evitar confución entre los tipos de barrenas equivalentes en relación con sus distintos fabricantes la IADC creó el sistema (codigo IADC) de clasificacion de tres dígitos. (PEMEX, 2000: págs. 4-7) El primer Dígito: Identifica el tipo de estructura de corte y tambien el diseño de estructura de corte con respecto al tipo de formación. 1. Dientes fresados para formación blanda. 2. Dientes fresados para formación media. 3. Dientes fresados para formación dura. 4. Dientes de inserto de tugsteno para formación muy blanda. 5. Dientes de inserto de tugsteno para formación blanda. 6. Dientes de inserto de tugsteno para formación media. 7. Dientes de inserto de tugsteno para formación dura. 8. Dientes de inserto de tugsteno para formación extra dura. (PEMEX, 2000: pág. 8) El segundo Dígito: Identifica el grado de dureza de la formación en la cual se usará en la barrena. 

Para formación suave.



Para formación media suave.



Para formación media dura.



Para formación dura.

(PEMEX, 2000: pág. 8)

36

El tercer Dígito: Identifica el sistema de rodamiento y lubriación de la barrena . 1. Con toberas para lodo y balero estándar. 2. De toberas para aire y/o lodo con dientes diseño en T y balero estándar. 3. Balero estándar con protección en el calibre. 4. Balero sellado auto lubricable. 5. Balero sellado y protección al calibre. 6. Chumacera sellada. 7. Chumacera sellada y protección al calibre. 8. Para perforación direccional. 9. Otros. (PEMEX, 2000: pág. 8)  Barrenas de Cortadores Fijos Las barrenas de diamante tienen un diseño muy elemental (Ver FIGURA 18). A diferencia de las tricónicas, carecen de partes móviles, aunque esta caracteristica seria deseable. El material usado para su construcción, además de los diamantes. Normalmente el cuerpo fijo de la barrena puede ser de acero o de carburo de tungsteno (matriz) o una combinación de ambos. Estas barrenas de diamantes son fabricadas con diamante natural o sintético, según el tipo y caracteristicas de la misma. La dureza extrema y la alta ductividad térmica del diamante lo hacen un material con alta resistencia para perforar en formaciones semiduras y duras, y en algunos tipos de barrenas, hasta formaciones suaves. FIGURA 18. BARRENA DE DIAMANTE

Fuente: PEMEX 2000

37

La IADC desarrollo un sistema de codificación para la identificación de barrenas de cortadores fijos. Que describen siete caracteristicas básicas. 1. Tipos de cortadores. 2. Material del cuerpo de la barrena. 3. Perfil de la barrena. 4. Diseño hidraulico 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 menos cinco aspectos fundamentales en el diseño de barrenas de diamante: la forma de los cortadores, ángulos de inclinación lateral y de retardo, tipo de protección al calibre y longitud de la sección del calibre. Si bien todos ellos son factores importantes en el desarrollo en el desarrollo de barrenas de diamantes, lo que se pretende con este código IADC es dar una idea del tipo de barrena y lograr que se identifiquen fácilmente sus principales caracteristicas. (Pemex, 2000: págs. 8-9)  Barrenas Especiales 

Barrenas desviadoras.



Barrenas monocónicas.



Barrenas especiales.

Como su clasificación lo indica, se usan para operaciones muy específicas y, por lo tanto, no se considera su análisis económico comparativo para su aplicación directa. (PEMEX, 2000: pág. 12) 2.5.1.2 Tubería de Perforación (DP) La tubería de perforación es una barra de acero hueca utilizadas para llevar a cabo los trabajos durante la operación de la perforación (Ver FIGURA 19). Generalmente 38

se le conoce como tubería de trabajo, porque está expuesta a múltiples esfuerzos durante las operaciones. (Mendoza, 2012: pág. 120) Transmite potencia por medio del movimiento rotatorio del piso del equipo de perforación a la barrena, y permite la circulación del lodo. La tubería de perforación va conectada al lastrabarrena superior y su ultimo tubo se enrosca a la junta kelly, la cual le imparte a la barrena y a toda la sarta el movimiento rotatorio producido por la colisa. (Barberii, 1998: pág. 106)

FIGURA 19. TUBERÍA DE PERFORACIÓN

Fuente: Mendoza, 2012

La clasificación que el API en las tuberías de trabajo en función a su desgaste es la siguiente:  Clase nueva.- Es la tubería que conserva sus propiedades o que ha sufrido como máximo un desgaste exterior uniforme del 12% en el cuerpo del tubo. Clase premium.- Las tuberías que se clasifican en esta categoría son aquellas que han sufrido como máximo un desgaste exterior uniforme del 12 al 20%. Clase 2.- En esta clasificación se ubican las tuberías que han perdido entre el 12.5 y el 20% del área de acero del cuerpo del tubo en forma excéntrica; y además en algún punto el espesor de pared es del 65% del espesor original como máximo; esta condición se toma como base para evaluar la capacidad de resistencia de la tubería de esta clase. A la presión interna, colapso y torsión. Clase 3.- Cuando una tubería se desgasta del 20 al 37.5% del área del acero original en forma excéntrica cae en esta clasificación. (Mendoza, 2012: pág. 122)

39

2.5.1.3 Tubería de Perforación Extra Pesada (HWDP) Es un componente de peso intermedio, para la sarta de perforación, entre los lastrabarrenas y la tubería de perforación. Proporcionando un cambio gradual de rigidez de la herramienta rígida a frágil tubería de perforación, reduciendo la fatiga de ésta, al colocar tubería en el punto de transición. Son tubos de pared gruesa unidos entre sí, por juntas extra largas, para facilitar su manejo; tienen las mismas dimensiones de la tubería de perforación normal, por su peso y forma, la tubería “Heavy-Weight” se pueden usar en compresión, al igual que los lastra barrenas, un distintivo sobre saliente en el recalcado central, que protege al cuerpo del tubo del desgaste por la abrasión, esta sección recalcada actúa como un centralizador y contribuye a una mayor rigidez, y resistencia de la tubería “Heavy-Weight”. Otra ventaja, es que no se requiere cambiar de elevadores y no requiere el uso de la grapa de seguridad (collarín para herramienta). (Mendoza, 2012: págs.122-127) La HWDP reduce la inflexibilidad del BHA, también son más fáciles/rápidas de manejar que las DC’s y más importante aún, reducen la posibilidad de atrapamiento diferencial. (SCHLUMBERGER, 2004: pág. 3) 2.5.1.4 Lastrabarrenas (DC) Son barras de acero huecas utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación y dar peso a la barrena durante las operaciones de perforación. También son conocidas como Drill Collars. (Mendoza, 2012: pág. 128) Proveen el peso en barrena, manteniendo la sección de la tubería de perforación en tensión, durante la perforación. El punto neutral que debe estar localizado en la parte superior de la sección de lastra barrenas: 75 a 85% (máximo), debe estar disponible para ponerse bajo compresión (Peso Disponible en Barrena). (SCHLUMBERGER, 2004, pág. 3) 2.5.1.5 Estabilizadores Su función principal es la de mantener la dirección programada del pozo y estabilización del mismo evitando el pandeo de la sarta de perforación, ya sea si se va a perforar un pozo vertical o direccional. 40

Pueden ser herramientas fabricadas con tres aletas soldadas o integrales. Tipos de estabilizadores: 

De aletas largas: Recomendadas para formaciones blandas, con revestimiento de carburo de tugsteno e insertos de carburo de tugsteno.



De aletas cortas: Recomendadas para formaciones duras, con revestimiento de carburo de tugsteno e insertos de carburo de tugsteno. (Pemex, 2000: pág. 81)

2.5.1.6 Aparejos de Fondo La tendencia de desviación de los pozos es función de las características de la formación, de las condiciones de operación (peso sobre barrena y velocidad de rotación), así como de las características de posición y construcción de estabilizadores y lastrabarrenas. Woods y Lubinski sentaron las bases para el análisis de las fuerzas actuantes en la perforación de pozos direccionales. Las suposiciones consideradas en su teoría son las siguientes: 

La barrena simula una junta articulada de rótula y esfera que gira libremente en el pozo.



Los lastrabarrenas se apoyan en el lado bajo del pozo y permanecen estables.



La barrena perfora en la dirección de la fuerza resultante y no necesariamente en la dirección en que apunta. (PEMEX, 2000: pág. 132)

Analizando lo anterior, se ve como las fuerzas que actúan sobre la barrena, se dividen en tres componentes: 

La carga axial.



La fuerza pendular o lateral.



La fuerza resultante de la resistencia de la formación.

Investigaciones posteriores, permitieron clasificar con mayor formalidad las fuerzas que actúan sobre la sarta durante la perforación de pozos direccionales.

41

Dan origen a tres principios básicos para el control de la trayectoria: 

Principio del Fulcro: Este principio se aplica cuando se desea aumentar el ángulo de inclinación, lo cual se consigue generando un efecto de palanca al colocar un estabilizador arriba de la barrena y dejando una sección flexible en los siguientes lastrabarrenas (es decir, sin estabilizar). Entre más flexible sea el aparejo, mayor será la velocidad de incremento de ángulo cuando se aplique peso sobre la barrena.



Principio del Aparejo Empacado: Éste se utiliza cuando se desea mantener el ángulo de inclinación. El aparejo de fondo se diseña de tal manera que las fuerzas laterales resultantes sean completamente nulas. Esto se logra dándole una completa rigidez a la sección localizada entre la barrena y aproximadamente el 60% de la longitud total del aparejo.



Principio del Péndulo: Se aplica cuando se desea disminuir el ángulo de inclinación. Este efecto se logra eliminando el estabilizador colocado arriba de la barrena y manteniendo el localizado inmediatamente arriba. Así, la gravedad obliga a la barrena a perforar hacia la vertical. La rapidez de la disminución del ángulo dependerá de la longitud existente entre la barrena y el primer estabilizador colocado por arriba de ella.

A continuación, se presentan los arreglos más comunes de aparejos de fondo. Se consideran los efectos de los principios básicos mencionados. (PEMEX, 2000: pág. 132)

Aparejos para incrementar el ángulo: Si el agujero es mayor a 12½ pulgadas se recomienda perforar con una barrena de diámetro menor y posteriormente ampliar al diámetro final. Al perforar con diámetro reducido, utilizan lastrabarrenas que limiten el movimiento lateral del aparejo. Si no existen riesgos de pegaduras por presión diferencial, es recomendable utilizar un aparejo de 30 metros, con un solo estabilizador colocado sobre la barrena y otro, después del tercer lastrabarrena normal (Ver FIGURA 20). Los treinta metros mencionados antes se refieren a la

42

longitud que produce el efecto de desviación y no a la longitud total del aparejo. Otra opción la constituye el aparejo de 20 metros (PEMEX, 2000: pág. 133) FIGURA 20. APAREJO PARA INCREMENTAR ÁNGULO

Fuente: PEMEX, 2000

Aparejos para Mantener el Ángulo: En la figura 21 se muestra un aparejo recomendado para mantener el ángulo en formaciones suaves. La distribución de los estabilizadores evita la caída o el incremento del ángulo. (PEMEX, 2000: pág. 133) FIGURA 21. APAREJO PARA MANTENER EL ÁNGULO

Fuente: PEMEX, 2000

43

Aparejos para Disminuir el Ángulo: El grado de disminución que se requiera, dependerá de la longitud existente entre la barrena y el primer estabilizador de la sarta. Se recomienda empezar con una reducción gradual con un aparejo como el de la figura 22 y continuar con los de las figuras 14b, 14c y 14d, dependiendo del grado disminución deseado. (PEMEX, 200: pág. 133) FIGURA 22. APAREJO PARA DISMINUIR EL ÁNGULO

Fuente: PEMEX, 2000

2.5.2 Cálculos Para el Diseño de la Sarta de Perforación Máximo peso disponible en la barrena Ecuación 1. FACTOR DE FLOTACIÓN

𝐹𝑡 = 1 −

𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝜌𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜

Dónde: 𝐹𝑡:

Factor de flotación (adimensional)

𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 :

Densidad del fluido de perforación (gr/cm3)

𝜌𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 :

Densidad del acero = 7.85 gr/cm3. 44

Ec.-1

Ecuación 2. PESO SOBRE EL TREPANO

Ec.-2

𝑊𝑂𝐵 = 𝑂𝐷 𝑡𝑟𝑒𝑝𝑎𝑛𝑜 ∗ (ℎ𝑜𝑗𝑎 𝑡𝑒𝑐𝑛𝑖𝑐𝑎) Dónde: 𝑊𝑂𝐵:

Peso sobre el trepano (Klb)

𝑂𝐷 𝑡𝑟𝑒𝑝𝑎𝑛𝑜: Diámetro externo del trepano (pulg) ℎ𝑜𝑗𝑎 𝑡𝑒𝑐𝑛𝑖𝑐𝑎: 2.5 a 5.5 Klbs. Ecuación 3. PESO SOBRE EL TREPANO AJUSTADO

𝐴𝑊𝐵 = 𝑊𝑂𝐵 ∗ 1000 ∗

Ec.-3

1 ∗ 𝐹𝑆 𝐹𝑓

Dónde: 𝐴𝑊𝐵: Peso sobre el trepano ajustado (lb) 𝑊𝑂𝐵: Peso sobre el trepano (Klb) 𝐹𝑓:

Factor de flotación (adimensional)

𝐹𝑆:

Factor de seguridad = 1.15.

(PEMEX, 2000: pág. 83) 2.5.2.1 Determinación del Diámetro de los Lastrabarrenas (Drill Collar) Cuando las posibilidades de pegaduras por presión diferencial sean mínimas el diámetro de los lastrabarrenas debe ser el máximo permisible, de acuerdo con la geometría del pozo y el diámetro de la barrena. (PEMEX, 2000: pág. 83) 2.5.2.2 Determinación de la Longitud de los Lastrabarrenas (Drill Collar) 

Calcular el factor de flotación (FF).



Calcular la longitud mínima de los lastrabarrenas. Ecuación 4. LONGITUD MÍNIMA DEL LASTRABARRENA

𝐿𝐿𝐵 =

𝑃𝑆𝐵 ∗ 𝐹𝑑 𝑃𝐿𝐵 ∗ 𝐹𝑓

Dónde: 𝐿𝐿𝐵: Longitud mínima del lastrabarrena 45

Ec.-4

𝑃𝑆𝐵: Peso sobre la barrena (lb) 𝐹𝑑:

Factor de diseño para asegurar que el punto neutro se ubica por debajo de la cima de los lastrabarrenas. Este factor varía entre 1.1 y 1.2, siendo 1.15 el valor más común.

𝑃𝐿𝐵: Peso de los lastrabarrenas en el aire (lb/pie) 𝐹𝑓:

Factor de flotación (adimensional).

2.5.2.3 Determinación de la Longitud de las Tuberías Extra Pesadas (HWDP) Ecuación 5. LONGITUD TOTAL DE TUBERIA EXTRAPESADA

𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃 =

Ec.-5

671.4 ∗ 𝐴𝑊𝐵 ∗ 1.15 𝑃𝐷𝐶𝑠 ∗ 𝐿𝐷𝐶𝑠 − 𝑃𝐷𝐶𝑠 ∗ 𝐹𝑓 ∗ 𝑐𝑜𝑠∅ 𝑃𝐻𝑊𝐷𝑃

Dónde: 𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃 :

Longitud total de tubería extrapesada (lb)

𝐴𝑊𝐵:

Peso sobre la barrena (ton)

𝑃𝐷𝐶𝑠 :

Peso de los lastrabarrenas (lb/pie)

𝐹𝑓:

Factor de flotación (adimensional)

θ:

Ángulo de desviación con respecto a la vertical en grados

𝐿𝐷𝐶𝑠 :

Longitud total de los lastrabarrenas (pie)

𝑃𝐻𝑊𝐷𝑃 :

Peso de la tubería extrapesada (lb/pie).

(PEMEX, 2000: pág. 83) 2.5.2.4 Diseño de la Tubería de Perforación Después de determinar el diámetro y longitud de los lastrabarrenas, y la longitud de la tubería extra pesada, se diseñará la tubería de perforación determinando los siguientes factores para su diseño. (PEMEX, 2000: pág. 82) 1.

Determine la Capacidad de Cargas de Tensión (PT)

Este es el cálculo de la tirada de tensión necesaria para hacer ceder el cuerpo de la tubería. Los valores de los tabuladores, permiten bajar la tensión basado en el grosor de la pared/tipo de tubería.

46

2.

Determine el Factor de Diseño en la Tensión (DFT)

El factor usado para bajar la capacidad de la carga de tensión para obtener una carga permisible (PA). Típicamente es utilizado un DFT de 1.1.

3. Cálculo de Carga Permitida (PA) La carga máxima colocada en una tubería, incluyendo contingencias. Ecuación 6. CARGA PERMITIDA

𝑃𝐴 =

Ec.-6

𝑃𝑇 𝐷𝐹𝑇

4. Establezca el Margen de Sobretensionamiento (MOP) La capacidad de sobretensionamiento diseñada por encima de la carga de trabajo (PW), para compensar el arrastre esperado, posible atrapamiento, aplastamiento por cuñas, y el efecto de presión circulante. Los valores del MOP son típicamente 50,000 -100, 000 Lbs. 5. Cálculo de las Cargas de Trabajo (PW) La carga de trabajo es la tensión máxima esperada que puede ocurrir durante operaciones normales. (PEMEX, 2000: pág. 82) Ecuación 7. CALCULO DE CARGAS DE TRABAJO

Ec.-7

𝑃𝑤 = 𝑃𝐴 − 𝑀𝑂𝑃 6. Cálculo de la Longitud Máxima de la Primera Sección de la Tubería de Perforación La longitud máxima del grado más bajo aceptable de tubería de perforación, en la primera sección de la DP sobre el BHA, puede ser determinada utilizando la siguiente formula:

47

Ecuación 8. LONGITUD MÁXIMA DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN 𝑃𝑊1

𝐿𝐷𝑃 =

𝐹𝑓

Ec.-8

− (𝑊𝐷𝐶 ∗ 𝐿𝐷𝐶) − (𝑊𝐻𝑊𝐷𝑃 ∗ 𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃) 𝑊

Dónde: 𝐿𝐷𝑃:

Longitud máxima de la tubería de perforación en la sección 1 (pie)

𝑃𝑊1:

Carga de trabajo en tuberías de perforación en sección 1 (lb)

𝐹𝑓:

Factor de flotación (adimensional)

𝑊𝐷𝐶:

Peso en aire de los lastrabarrenas en la primer sección (lb/pie)

𝐿𝐷𝐶:

Longitud de la primera sección de lastrabarrenas (pie)

𝑊𝐻𝑊𝐷𝑃:

Peso en aire del HWDP (lb/pie)

𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃:

Longitud de la HWDP (pie)

𝑊:

Peso en aire de la tubería de perforación en sección 1 (lb/pie).

(PEMEX, 2000: pág. 83) 2.6

CEMENTACIÓN

Cada sarta de revestimiento debe cementarse, una vez puesta en su lugar. Para ello se prepara una mezcla de cemento y agua que se bombea a través de la tubería y se coloca en el espacio anular hueco-revestimiento. La cantidad de mezcla que se bombee depende del volumen del espacio anular que se desea cementar y de la altura hasta la cual se quiere hacer llegar la lechada en dicho anular. El cemento, junto con el revestimiento, cumple las siguientes funciones: Cuando se requiere tubería conductora, ésta se debe cementar para evitar que el fluido de perforación circule fuera de ella y origine erosión en el hueco de superficie (que es lo que se supone debe evitar esta tubería). El revestimiento superficial se cementa para proteger y sellar formaciones de agua dulce, dar fortaleza para colocar las válvulas y conexiones de superficie (necesarias para manejar los fluidos producidos), suministrar un ancla para el equipo preventor de reventones y dar un apoyo en superficie a las columnas de revestimiento más profundas. (SCHULMBERGER, 2004: pág.127)

48

El revestimiento intermedio se cementa para sellar las formaciones con presiones anormales, aislar formaciones no consolidadas y tapar zonas de pérdida de circulación. El revestimiento de producción se cementa para evitar la producción de zonas que contengan fluidos, prevenir intercomunicaciones de flujo de varias formaciones, y evitar el reblandecimiento de otras, con lo que se reduciría la productividad del pozo. El cemento protege la tubería de sustancias corrosivas que existen en las formaciones que atraviesa el pozo. El cemento protege el revestimiento de presiones externas. El cemento sella zonas no productivas y zonas con fluidos no deseables. (SCHULMBERGER, 2004: pág.127) 2.6.1 Tipos De Cementación. En general se habla de cementaciones primarias cuando nos referimos a la cementación de una sarta de revestimiento, y de cementaciones secundarias cuando se trata de trabajos hechos al pozo posteriormente. 2.6.1.1 Cementación Primaria. La cementación primaria se divide en las siguientes: En una sola etapa: El cemento se introduce en la tolva y se mezcla con agua. Toda la mezcla calculada se bombea por dentro del revestimiento. Una vez bombeada, se desplaza con otro fluido hasta calcular que la lechada está en el sitio deseado. Entre el lodo y el cemento, y entre el cemento y el fluido desplazante van los tapones que son introducidos por la cabeza de cementación. Cuando el tapón trasero (lechada fluido desplazante) llega al collar, la presión de desplazamiento sube rápidamente indicando que el desplazamiento ha terminado. (PEMEX, 2003: pág.140) Cementación por Etapas: Generalmente, si el revestimiento está asentado a una profundidad considerable se cementa por etapas, con el fin de que la cementación 49

sea mejor y más económica. Además, se busca que las presiones de desplazamiento no sean muy altas. El anular queda divido en secciones, donde en cada una habrá una lechada diferente. 2.6.1.2 Cementación Secundaria. En el completamiento de un pozo, se debe evaluar el estado del cemento frente a las zonas de interés: presencia, calidad y aislamiento hidráulico. Esto se hace mediante registros sónicos. De la interpretación de éstos se establecen las zonas donde quedo defectuosa la cementación primaria. Se hace entonces una cementación correctiva ("Squeeze") en la que se inyecta cemento a través de perforaciones en el revestimiento hechas para tal fin o circulando la lechada por detrás del revestimiento, buscando siempre no fracturar ni la formación ni el cemento. Otros casos de cementación secundaria son: abandono de zonas agotadas o de pozos en forma definitiva, taponamiento de las perforaciones para posterior recañoneo y reparación de revestimientos rotos. (PEMEX, 2003: pág.141) 2.6.2 Cálculos para la Cementación 2.6.2.1 Volumen de Lechada. Será igual a la suma de todos los volúmenes de las secciones del pozo donde quedará cemento. Para una mejor visualización, la figura 8 muestra un esquema del pozo. Ecuación 9. VOLUMEN DE LECHADA NECESARIA

𝑉𝑡 = 𝑉𝑎 + 𝑉𝑖 Dónde: 𝑉𝑡 :

Volumen total de la lechada necesario (pie3)

𝑉𝑎 :

Volumen del espacio anular de revestimiento (pie3)

𝑉𝑡 ::

Volumen dentro la tuberia de revestimiento (pie3)

(PEMEX, 2003: pág.141)

50

Ec.-9

2.6.2.2 Rendimiento del Cemento. Se define como el volumen de mezcla que obtengo a partir de un saco de cemento. Para determinarlo necesito conocer el requerimiento de agua, que como ya se mencionó depende del tipo de cemento y aditivos usados. Las compañías de cementación suministran tablas de las cuales se puede conocer este dato, que normalmente se encuentra en galones de agua por saco de cemento. Se debe tener en cuenta que la mayoría de tablas de cementación están hechas por compañías americanas, esto es con base en sacos de 94 lbm por lo que se deben corregir los valores leídos si se está trabajando con sacos de 100 lbm. Para el cálculo se suponen volúmenes aditivos, de forma que el rendimiento será la suma de los volúmenes de agua, aditivos y cemento requeridos tomando como base un saco de cemento. En la práctica, la cantidad de aditivos sólidos a utilizar se da en lbm de aditivo por cada 100 lbm de cemento puro y la de aditivos líquidos en galones de aditivo por saco de cemento puro. En el caso de aditivos sólidos basta dividir el requerimiento en lbm, por su densidad para obtener el volumen. Recuerde que se debe tener en cuenta, si los sacos son de 94 o de 100 lbm. Ecuación 10. REQUERIMIENTO DEL CEMENTO

𝑅=

Ec.-10

(𝑅 + 𝑉𝐴 ) 𝑉𝑠

Dónde: 𝑅

: Requerimiento del cemento

𝑉𝐴

: Volumen de aditivo

𝑉𝑠

: Volumen de un saco de cemento

(PEMEX, 2003: pág.144) 2.6.2.3 Número de Sacos de Cemento Requeridos. Se obtienen dividiendo el volumen total necesario de lechada por el rendimiento del cemento.

51

Ecuación 11. NÚMERO DE SACOS

𝑁𝑠 =

Ec.-11

𝑉𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴 𝑅

Dónde: 𝑁𝑠

: Número de sacos

𝑉𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴

: Volumen de aditivo

𝑅

: Requerimiento del cemento

(PEMEX, 2003: pág.145) 2.7

NORMAS API

Normas técnicas formuladas por el American Petroleum Institute/ A. P. I., contentivas de los requisitos mínimos, métodos de ensayo, naturaleza del mantenimiento, y tipo de marcación y embalaje que deben ser cumplidos, en cuanto a calidad de la materia prima, diseño y proceso de fabricación de la tubería utilizada en la industria petrolera y

petroquímica.

Estas

normas

establecen,

entre

otras,

las

siguientes

especificaciones: requisitos mínimos: Diseño/ Ejemplo: Tolerancia de dimensiones relativas a espesor, diámetro, longitud y peso del tubo. 2.7.1 Normas Para el Diseño de la Sarta de Perforación Para el diseño de la sarta de perforación se deben tomar en cuenta las siguientes normas:  Spec 5D Esta especificación titulada Specification for Drill Pipe (especificación para tuberías de perforación), establece los requisitos necesarios para el diseño de la tubería de perforación. (SCHLUMBERGER, 2010: págs. 26-28)

52

 API RP7G La recomendación práctica de la API esta titulada como: “ Recommended Practicefor Drill Stem Desing and Operating Limits” (recomendación práctica para el diseño y límites de operación de la sarta de perforación). Esta práctica recomendada envuelve no solamente la selección de los elementos de la sarta de perforación; sino también la consideración de todo el ángulo de control del hoyo, fluidos de perforación, peso, velocidad de rotación y otros. 2.7.2 Normas Para el Diseño de Tuberías de Revestimiento Para el diseño de las tuberías de revestimiento se emplean las siguientes normas:  API Spec 5CT Esta norma se encarga de la especificación de las tuberías de revestimiento o tuberías para pozo.  API 5C3 Esta norma establece las especificaciones acerca de las consideraciones de colapso en el diseño de tuberías de revestimiento, establece indicaciones para cada tubería. 2.7.2.1 Grados API Para las Tuberías de Revestimiento 1. El material de acero crudo que se usa para fabricar la tubería de revestimiento no tiene una microestructura definida. 2. La microestructura del acero y las propiedades mecánicas se pueden mejorar en gran medida con la adición de aleaciones especiales y por tratamiento térmico. 3. De esta forma, los diferentes grados de tubería de revestimiento se pueden fabricar para adaptarse a las diferentes situaciones de perforación. (SCHLUMBERGER, 2010: págs. 26-28)

53

 Niveles de Servicio Los tubulares usados en la industria se clasifican de acuerdo con las condiciones de servicio equivalentes en forma aproximada los niveles especificados en la Norma 6A PSL. (SCHLUMBERGER, 2010: págs. 26-28)  Nivel 1: Grados H-40, J-55, K-55 y N-80 o Servicio Dulce o Cantidad Limitada de H2S o Presiones < 5,000 psi.  Nivel 2: Grados M65, L80, C90, C95 y T95 o Alta Presión (>10M) con contenido de H2S limitado ó Baja Presión con contenido de H2S elevado. o Control estricto de dureza y de QA/QC.  Nivel 3: Grado P-110 o Bajo contenido de H2S; Alta Temperatura /Alta Presión o Muy poco control.  Nivel 4: Grados por encima del nivel 3 como Q125 o Aplicaciones HP con alto contenido de H2S •Control muy estricto de QA/QC o Los tramos de tubería son totalmente rastreables por número de serie para todo el trabajo. (SCHLUMBERGER, 2010: pág. 27) 

Grados de Acero

 H-40: Es el grado de tubería de revestimiento y de tubería de producción más bajo. Tiene un punto de cedencia máximo de 80,000 psi lo cual lo hace adecuado para H2S.  J-55: Es el grado tanto para tubería de revestimiento y tubería de producción. El punto de cedencia máximo es 80,000 psi. Adecuado para H2S. 54

 K-55: Es únicamente un grado para tubería de revestimiento. Se clasifica como acero tipo carbón. Tiene una resistencia a la tensión más elevada que J-55 95,000 psi contra 75,000 psi. Colapso y estallido de K-55 y J-55 son iguales: únicamente la resistencia de las juntas es diferente ya que se basa en la resistencia a la tensión más que en la cedencia. Se puede usar para contenidos bajos de H2S a todas las temperaturas. (SCHLUMBERGER, 2010: pág. 29)  M65: De alta rudeza y adecuado para H2S. Rango de punto de cedencia: 6580,000 psi. Resistencia a la tensión mínima es de 85,000 psi. El acople puede ser L80 o K55 dependiendo del espesor de la pared. El estallido y el colapso del cuerpo exceden los grados J55 y K55 / La resistencia del acople excede al grado J55.  L-80: Es el grado más extensamente usado en la industria, ya que es adecuado para H2S. La cedencia máxima es 95,000 psi y la resistencia a la tensión mínima es de 95,000 psi. La dureza máxima de Rockwell C23. Tanto para tubería de revestimiento como para tubería de producción. El acero debe ser Q&T (enfriado y templado). Hecho por medio de métodos sin costura o con soldadura ERW.  N-80: Tiene un punto de cedencia máximo de 110,000 psi y una resistencia a la tensión mínima de 100,000 psi. N80 es un acero tipo aleación. Debido a su alto punto de cedencia no es adecuado para H2S a ninguna de las temperaturas.  C-90: se usa principalmente en pozos de alta presión que contienen H2S. Este grado se desarrolló en 1983. El punto de cedencia máximo se restringe a 105,000 psi y la resistencia a la tensión mínima es de 100,000 psi para tuberías de revestimiento y de producción. Este es un acero de aleación que contiene cromo y molibdeno. Se fabrica por métodos sin costura. La dureza Rockwell máxima es C25.4.  C-95: Tiene un punto de cedencia máximo de 110,000 psi y una resistencia a la tensión mínima de 105,000 psi. Es un grado sólo para tubería de revestimiento y fue colocado en las especificaciones para reemplazar al grado C-75. Se puede fabricar por medio de procesos sin costura o ERW y el acero es una aleación. 55

C95 no tiene limitación de dureza, por lo tanto no es adecuado para H2S a temperaturas bajas debido a su alto punto de cedencia.  T-95: Resuelve los problemas que tiene el C-95. Es tanto para tubería de revestimiento como para tubería de producción. La resistencia a la tensión mínima es de 105,000 psi y el punto de cedencia máximo es de 110,000 psi. Este es un acero de aleación hecho por métodos sin costura. La dureza Rockwell máxima es de C25.4. (SCHLUMBERGER, 2010: págs. 30- 33)

A continuación, en la figura 23 se muestra las propiedades del acero (grados del acero): FIGURA 23. PROPIEDADES DEL ACERO

Fuente: SCHLUMBERGER, 2010

56

2.7.3 Normas Para la Cementación El Instituto Americano del Petróleo (API) estableció un sistema para clasificar los cementos de acuerdo a las propiedades físicas y químicas exigidas Los cementos clase A y B son llamados cementos Portland y son los más económicos. El cemento clase A es el mismo que se usa en las construcciones civiles. El cemento clase C tiene un aditivo que permite el fraguado rápido. Los cementos clase D, E y F se conocen como cementos retardados. Esta propiedad la deben a un compuesto orgánico agregado en su fabricación. Los cementos clase G y H son fabricados bajo estrictas recomendaciones químicas. La tabla 30 describa en forma más detallada la clasificación API de los cementos. Los más usados son los cementos clase A y clase G, con algunos aditivos. (Sierra, 2004) A continuación, en la figura 24 se muestra las propiedades del acero (grados del acero): FIGURA 24. PROPIEDADES DEL ACERO CEMENTOS

Fuente: PEMEX, 2009

2.8

FLUIDOS DE PERFORACIÓN

La selección del fluido de perforación debe hacerse de acuerdo a las condiciones y problemáticas específicas del campo a perforar. Cada etapa del programa se debe analizar detalladamente. Los problemas registrados en los pozos vecinos dan 57

indicios de las áreas de oportunidad que se deben enfocar a fin de optimizar el programa de fluidos. (PEMEX, 2000: pág. 58) Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de perforación es capaz de desempeñar, aunque algunas de éstas no sean esenciales en cada pozo. La remoción de los recortes del pozo y el control de las presiones de la formación son funciones sumamente importantes. Aunque el orden de importancia sea determinado por las condiciones del pozo y las operaciones en curso, las funciones más comunes del fluido de perforación son las siguientes: 1. Retirar los recortes del pozo. 2. Controlar las presiones de la formación. 3. Suspender y descargar los recortes. 4. Obturar las formaciones permeables. 5. Mantener la estabilidad del agujero. 6. Minimizar los daños al yacimiento. 7. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación. 8. Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena. 9. Asegurar una evaluación adecuada de la formación. 10. Controlar la corrosión. 11. Facilitar la cementación y la completación. 12. Minimizar el impacto al ambiente. (API, 2001: pág. 1) La capacidad de realizar un balance de materiales constituye un elemento esencial de la ingeniería de fluidos de perforación. Los análisis de sólidos, las diluciones, y las ecuaciones de densidad creciente y mezcla están basados en los balances de materiales. (Instituto Americano de Petróleo, 2001, p.9.23) 2.8.1 Tipos de Fluidos de Perforación Existen tres tipos principales de fluido de perforación, según la formulación del fluido base. (SCHLUMBERGER, 2004: pág. 3)

58

2.8.1.1 Aire / Gas Utilizado para perforar formaciones duras y secas o para combatir perdidas de circulación. Rara vez se utiliza costa afuera, con la excepción de pozos de bajo balance o en perforación con tubería flexible o de producción. 2.8.1.2 Lodos Base Agua Los tipos principales sistemas de lodos base agua, son: 

No Dispersos: Generalmente incluyen lodos de poco peso ligeramente tratados y lodos de inicio. No tiene adición de adelgazantes. Usualmente empleados para perforar las secciones de tope del agujero y pozos poco profundos.



Dispersos: Para profundidades en incremento y pesos de lodo mayores, las formulaciones de lodo requieren aditivos dispersantes (lingosulfonatos, lignitos y taninos) para cancelar las fuerzas atractivas entre partículas que crean viscosidad en el lodo base agua. Esto extiende efectivamente el uso del sistema de lodos hasta que tenga que ser reemplazado.



Calados o Cálcicos: Típicamente este grupo incluiría los lodos base yeso-lignito y lodos base calcio. En este punto se adicionará en exceso una fuente de calcio (yeso, cal) para asegurar un constante suministro de iones de calcio que es efectivo para desacelerar el proceso de hidratación de las lutitas. Este lodo tiende a ser relativamente barato de operar y las prácticas de desechado y dilución son la norma para el control final de sólidos.



Polímeros: Estos lodos utilizan polímeros de largas cadenas con alto peso molecular, los cuales pueden encapsular los sólidos perforados para prevenir la dispersión o cubrirlos para la inhibición. También proveen viscosidad y propiedades para el control de pérdidas de fluido. Los ejemplos más comunes de lodos polímeros son PHPA – “Poli-Acrilato Parcialmente Hidrolizado”, CMC – “Carboxi-Metil-Celulosa” y PAC – Celulosa Poli-Aniónica”. Son intolerantes a la contaminación de calcio y no soportan temperaturas mayores a 300º F. (SCHLUMBERGER, 2004: págs. 3-4) 59



Bajos en Sólidos: Estos son por lo general lodos base polímero diseñados para tener un máximo del 6% al 10% de contenido de sólidos por volumen.



Salinos (Saturados en Sal): Estos incluirían los sistemas poliméricos con base de agua saturada con sal y con agua de mar, en donde otros polímeros agregados proveen viscosidad y las propiedades para control de pérdida de fluido.

Los lodos base de agua fresca son generalmente utilizados para perforar pozos en tierra. Nótese sin embargo que una mezcla de bentonita prehidratada con agua fresca a 50 lbs/bbl se utiliza a menudo como la base para la preparación de lodos costa afuera. 2.8.1.3 Lodos Base Aceite Los tipos principales de lodos base aceite, son: 

Base Diésel: Comprenden aceite diesel como la base del fluido mezclado con una salmuera emulsionada y aún son utilizados en algunas áreas del mundo a pesar del alto contenido de hidrocarburos aromáticos y a las preocupaciones de HSE -Salud, Seguridad y Medio Ambiente- (reacciones adversas en la piel, carcinogénico). El contenido aromático (componente cancerígeno) de diesel es de aproximadamente 30% por volumen.



Emulsión Inversa: Son esencialmente formulaciones con base de aceite mineral con salmuera de cloruro de calcio emulsionada en proporción desde 5 a 50% de la fase liquida. El contenido aromático de la base aceite es menor al 10%.



Base Aceite (Todo Aceite): Están formulados utilizando 100% de aceite como fluido base y son usualmente considerados ideales para la toma de núcleo o como fluidos de perforación del yacimiento.



Sintéticos: Están formulados como los lodos de emulsión inversa pero el fluido base utilizado no contiene aromáticos de los tipos ésteres, éteres, PAO’s (polialfa-olefinas) ni parafinas. (SCHLUMBERGER, 2004: págs. 4-5)

60

Esencialmente todos excepto el 100% aceite contienen los mismos componentes básicos. El fluido básico (diésel, aceite mineral, parafina, éster, etc.) es mezclado con emulsificantes y salmuera de cloruro de calcio para crear una emulsión agua en aceite, seguido de un reductor de filtrado y arcillas organofilicas. La barita se adiciona entonces para ajustar la densidad. 2.8.1.4 Selección del Fluido de Perforación La selección del fluido de perforación es muchas veces un conflicto entre las opciones disponibles. Los siguientes criterios se deben considerar antes de determinar qué tipo de sistema de lodos puede ser utilizado. 

Tipo de pozo

Utilizar la información de los pozos de referencia en caso de estar disponible, para identificar cualquier problema experimentado con sistemas de lodos anteriores. 

Consideraciones ambientales

La legislación local podría prohibir ciertos tipos de lodos o, en el caso de lodos base aceite, podría requerir el uso de contención de recortes. 

Requerimientos de Control de Pozos

El sistema de lodo debe tener la capacidad de ser densificado hasta el máximo requerido para controlar la presión de formación. 

Estabilidad del Agujero

Inestabilidad Química: Debido a lutitas reactivas que requieren un sistema de lodo inhibido o a formaciones solubles en agua como la sal y la anhidrita. Inestabilidad Mecánica: Por esfuerzo inducido que requiere control con peso del lodo. (SCHLUMBERGER, 2004: pág. 6)

61



Condiciones de Temperatura y Estabilidad Química del Lodo

El sistema debe ser químicamente estable a la temperatura de fondo máxima esperada. 

Desempeño de Perforación

El sistema debe proveer una reología máxima para optimizar la velocidad de perforación. El sistema deberá reducir el daño de formación al perforar las secciones del yacimiento. 

Costo

Necesita ser balanceado con los beneficios esperados y el desempeño. 

Disponibilidad de Productos

En áreas remotas la selección podría ser limitada. (SCHLUMBERGER, 2004: págs. 6-7) 2.8.2 Aditivos del Fluido de Perforación En la tabla 3 se puede observar los aditivos del fluido de perforación, la función y la descripción de cada uno. TABLA 3. ADITIVOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

FUNCIÓN

DESCRIPCIÓN

PRODUCTO



Alcalinidad



Control de pH

Control del grado de  acidificación o alcalinidad de un fluido.  



Bactericidas

Productos utilizados para  prevenir la degradación de aditivos orgánicos naturales,  como el almidón y goma xántica

62

Soda cáustica Carbonato de sodio Bicarbonato de soda Glutaraldeídos Amonio cuaternario

FUNCIÓN

DESCRIPCIÓN

PRODUCTO

(base). 

Reductores calcio

de Usado para reducir el calcio en  el agua de mar y para tratar la contaminación con calcio  proveniente del cemento, el yeso, o la anhidrita. 

Carbonato sódico Bicarbonato SAPP (pirofosfato de ácido

de

Sodium

sodio) Acid

=

Pyro

Phosphate 

Inhibidores corrosión



Emulsificantes

de Para controlar la corrosión por  medio la creación de una película de protección.

Base de amina

Crean una mezcla heterogénea Para OBM: dos líquidos insolubles. 

Ácido graso



Base amina

Para WBM:



Reductores filtrado



Detergentes



Jabones



Surfactantes

de Reducen la pérdida de fluido  hacia la formación. 

Almidón CMC (Carboxi – Metil – Celulosa)

 



Floculantes

Agentes

Clarifican los fluidos y crean un  incremento temporal en la viscosidad. Surfactantes típicos.

63



Bentonita cal acrilamidas – base polímeros Surfactantes típicos

FUNCIÓN

DESCRIPCIÓN

PRODUCTO

espumantes 

Materiales control pérdidas

para Taponan zonas de pérdida  pueden ser materiales fibrosos, de granulares o escamosos o bien de polímeros de cadena cruzada.

Cáscaras de nuez mica

circulación (LCM) 



Lubricantes

Reducen el coeficiente de  fricción entre el fluido y la pared de la tubería. 

Agentes activos Surfactantes, reducen la tensión  de interfase entre dos en superficie superficies (agua/aceite,  agua/sólidos, etc.). 



Temperatura

Incremento filtración.



Agentes

Estabilidad bajo condiciones de  altas temperaturas

estabilizadores 

Adelgazantes



Dispersantes



Viscosificadores

reológico

y

de 

Glicol Aceites surfactantes Emulsificantes Floculantes Agentes densificantes Polímeros acrílicos Polímeros sulfatados Lignito lingosulfonato

Modifican la relación entre la  viscosidad y el contenido de sólidos. Reducen ges, reducen  atracción entre las partículas de arcilla.

taninos

Incrementan la viscosidad para  limpieza del pozo suspensión.

Bentonita

64

Lignito lingosulfonato



CMC



PAC



Polímero



XC

FUNCIÓN

DESCRIPCIÓN



Incrementar la densidad del  fluido para controlar la presión de formación, incrementar  estabilidad de agujeros de ángulo alto. 

Agentes densificantes

PRODUCTO Barita Óxido de hierro carbonato

de

Calcio,

etc Fuente: SCHLUMBERGER, 2004

2.9

PROGRAMA HIDRÁULICO

El objetivo principal en el diseño del programa hidráulico es: 

Incrementar la velocidad de penetración, derivada de la efectiva limpieza en el fondo del agujero.



Evitar o disminuir la erosión excesiva de las paredes del agujero y no provocar derrumbes o deslaves.



Control en las pérdidas de presión en el sistema de circulación para evitar variaciones de presión en el agujero por la densidad equivalente de circulación, limitar la presión disponible en la barrena y los HP hidráulicos para la circulación. (PEMEX, 2000: pág. 92)

2.9.1 Practica Recomendada para la Reología y la Hidráulica de los Fluidos de Perforación – API 13D Recomienda dos conjuntos de ecuaciones reológicas, uno para dentro de la tubería (condiciones turbulentas) y otro para el espacio anular (condiciones laminares). 

Tubería

La ecuación de Ley Exponencial para tuberías está basada en las indicaciones del viscosímetro de lodo a 300 y 600 RPM (𝜃300 y 𝜃600).

65

Ecuación12. ÍNDICE DE LEY EXPONENCIAL DENTRO LA TUBERÍA

𝑛𝑝 = 3.32𝑙𝑜𝑔

Ec.-12

𝜃600 𝜃300

Dónde: 𝑛𝑝

: Índice de ley exponencial.

𝜃600

: Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más alta.

𝜃300

: Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más baja.

Ecuación 13. ÍNDICE DE CONSISTENCIA DENTRO DE LA TUBERÍA

𝐾𝑃 =

Ec.-13

5.11𝜃300 511𝑛𝑝

Dónde: 𝐾𝑝

: Índice de consistencia.

𝜃300

: Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más baja.

𝑛𝑝

: Índice de ley exponencial.

(API, 2001: pág. 17) 

Espacio Anular

Las ecuaciones de Ley Exponencial para el espacio anular son desarrolladas de la misma manera, pero éstas utilizan los valores obtenidos a 3- y 100-RPM (Θ3 y Θ100). Ecuación 14. ÍNDICE DE LEY EXPONENCIAL DENTRO EL ESPACIO ANULAR

𝑛𝑎 = 0.657𝑙𝑜𝑔

𝜃100 𝜃3

Dónde: 𝑛𝑎

: Índice de ley exponencial.

𝜃100

: Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más alta.

𝜃3

: Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más baja.

66

Ec.-14

Ecuación 15. ÍNDICE DE CONSISTENCIA DENTRO EL ESPACIO ANULAR

𝐾𝑎 =

Ec.-15

5.11𝜃100 511𝑛𝑎

Dónde: 𝐾𝑎

: Índice de consistencia.

𝜃100 : Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más ………..baja. 𝑛𝑎

: Índice de ley exponencial.

2.9.2 Cálculos de Hidráulica Una vez que las propiedades reológicas para un fluido han sido determinadas y modeladas para predecir el comportamiento del flujo, los cálculos de hidráulica son realizados para determinar el efecto que este fluido en particular tendrá sobre las presiones del sistema. 2.9.2.1 Velocidad de Propagación en el Medio API se refiere a la velocidad del fluido que fluye dentro de un espacio anular o una tubería, como la velocidad de propagación en el medio. Esto supone que la totalidad del fluido está fluyendo a la misma velocidad con un perfil plano y sin las diferencias instantáneas de velocidad que se producen en el flujo turbulento. Se trata básicamente de una velocidad media. (API, 2001: págs. 20-21) 

Tubería Ecuación 16.VELOCIDAD DE PROPAGACIÓN EN LA TUBERÍA

𝑉𝑝 =

24.48 ∗ 𝑄 𝐷2

Dónde: 𝑉𝑝

: Velocidad de propagación (pie/min)

𝑄

: Razón de flujo (gpm)

𝐷2

: Diámetro interior de la tubería de perforación (pulg). 67

Ec.-16



Espacio Anular Ecuación 17. VELOCIDAD DE PROPAGACIÓN EN EL ANULAR

𝑉𝑎 =

Ec.-17

24.48 ∗ 𝑄 𝐷2 2 − 𝐷1 2

Dónde: 𝑉𝑎

: Velocidad de propagación (pie/min)

𝑄

: Razón de flujo (gpm)

𝐷2 2

: Diámetro interior del pozo o de la tubería de revestimiento (pulg)

𝐷1 2

: Diámetro exterior de la tubería de perforación (pulg)

2.9.2.2 Viscosidad Efectiva 

Tubería Ecuación 18.VISCOSIDAD EFECTIVA DE LA TUBERÍA

Ec.-18

𝑛𝑝

𝜇𝑒𝑝

1.6 ∗ 𝑉𝑝 (𝑛𝑝−1 ) 3𝑛𝑝 + 1 = 100 ∗ 𝐾𝑃 ∗ ( ) ∗( ) 𝐷 4𝑛𝑝

Dónde: 𝜇𝑒𝑝

: Viscosidad efectiva de la tubería (cP)

𝐾𝑃

: Índice de consistencia (adimensional)

𝑉𝑝

: Velocidad de propagación de la tubería (pie/min)

𝐷

: Diámetro interior de la tubería de perforación (pulg)

𝑛𝑝

: Índice de ley exponencial.

(API, 2001: pág. 22)



Espacio Anular Ecuación 19. VISCOSIDAD EFECTIVA EN EL ANULAR

2.4 ∗ 𝑉𝑎 (𝑛𝑎−1 ) 2𝑛𝑎 + 1 𝑛𝑎 𝜇𝑒𝑎 = 100 ∗ 𝐾𝑎 ∗ ( ) ∗( ) 𝐷2 − 𝐷1 3𝑛𝑎

68

Ec.-19

Dónde: 𝜇𝑒𝑎

: Viscosidad efectiva del espacio anular (cP)

𝐾𝑎

: Índice de consistencia (adimensional)

𝑉𝑎

: Velocidad de propagación del espacio anular (pie/min)

𝐷2

: Diámetro interior del pozo o de la tubería de revestimiento (pulg)

𝐷1

: Diámetro exterior de la tubería de perforación (pulg)

𝑛𝑎

: Índice de ley exponencial.

2.9.2.3 Numero de Reynolds El número de Reynolds (NRe) es un número adimensional usado para determinar si un fluido está en un flujo laminar o turbulento. La “Práctica Recomendada para la Reología y la Hidráulica de los Fluidos de Perforación de Pozos de Petróleo” supone que un número de Reynolds inferior o igual a 2,100 indica un flujo laminar. Un número de Reynolds mayor que 2,100 indica un flujo turbulento.

Tubería Ecuación 20. NUMERO DE REYNOLDS EN LA TUBERÍA

𝑁𝑅𝑒 𝑝 =

15.467 ∗ 𝑉𝑝 ∗ 𝐷 ∗ 𝜌 𝜇𝑒𝑝

Ec.-20

Dónde: 𝑁𝑅𝑒 𝑝 : Número de Reynolds para dentro la tubería (adimensional) 𝑉𝑝

: Velocidad de propagación en la tubería (pie/min)

𝐷

: Diámetro interior de la tubería de perforación (pulg)

𝜌

: Densidad del lodo (lpg)

𝜇𝑒𝑝

: Viscosidad efectiva de la tubería (cP).

Espacio Anular Ecuación 21. NÚMERO DE REYNOLDS EN EL ANULAR

𝑁𝑅𝑒 𝑎 =

15.467 ∗ 𝑉𝑎 ∗ (𝐷2 − 𝐷1 ) ∗ 𝜌 𝜇𝑒𝑎 69

Ec.-21

Dónde: 𝑁𝑅𝑒 𝑎 : Número de Reynolds para el espacio anular (adimensional) 𝑉𝑎

: Velocidad de propagación en el espacio anular (pie/min)

𝐷2

: Diámetro interior del pozo o de la tubería de revestimiento (pulg)

𝐷1

: Diámetro exterior de la tubería de perforación (pulg)

𝜌

: Densidad del lodo (lpg)

𝜇𝑒𝑎

: Viscosidad efectiva del espacio anular (cP).

2.9.2.4 Factor de Fricción Fanning Este factor de fricción constituye una indicación de la resistencia al flujo de fluido en la pared de la tubería. El factor de fricción en estos cálculos supone una rugosidad similar para todos los materiales tubulares. (API, 2001: pág. 24) 

Tubería

Si 𝑁𝑅𝑒 2,100: Ecuación 23. FACTOR DE FRICCIÓN EN LA TUBERÍA II

𝐹𝑃 =

(

log 𝑛𝑝 +3.93 50

1.75−log 𝑛𝑝

𝑁𝑅𝑒 𝑝 (

7

Ec.-23

) )

Dónde: 𝐹𝑃

: Factor de fricción Fanning en la tubería (adimensional)

70

𝑁𝑅𝑒 𝑝 : Número de Reynolds para la tubería (adimensional) 𝑛𝑝 

: Índice de ley exponencial. Espacio Anular

Si 𝑁𝑅𝑒 2,100: Ecuación 25. FACTOR DE FRICCIÓN EN EL ANULAR II

𝐹𝑎 =

(

log 𝑛𝑎 +3.93 50

)

Ec.-25

1.75−log 𝑛𝑎 ) 7

𝑁𝑅𝑒 𝑎 (

Dónde: 𝐹𝑎

: Factor de fricción Fanning en el espacio anular (adimensional)

𝑁𝑅𝑒 𝑎 : Número de Reynolds para el espacio anular (adimensional) 𝑛𝑎

: Índice de ley exponencial.

2.9.2.5 Pérdidas de Presión de la Columna de Perforación La pérdida de presión en la columna de perforación es igual a la suma de las pérdidas de presión en todos los intervalos de la columna de perforación, incluyendo la tubería de perforación, los portamechas, los motores de fondo, las herramientas de MWD/LWD/PWD o cualquier otra herramienta de fondo. (API, 2001: pág. 24) 

Tubería

Los intervalos de la columna de perforación (incluyendo los portamechas) son determinados por el DI de la tubería. La longitud de un intervalo es la longitud de la 71

tubería que tiene el mismo diámetro interior. La siguiente ecuación es usada para calcular la pérdida de presión para cada intervalo de la columna de perforación. Ecuación 26. PERDIDAS DE PRESIÓN EN LA TUBERÍA

𝑓𝑃 ∗ 𝑉𝑃 2 ∗ 𝜌 𝑃𝑃 = ∗𝐿 92,916 ∗ 𝐷

Ec.-26

Dónde: 𝑃𝑃

: Perdidas de presión en los intervalos de tuberías (psi)

𝑓𝑃

: Factor de fricción Fanning en la tubería (adimensional)

𝑉𝑃

: Velocidad de propagación en la tubería (pie/min)

𝜌

: Densidad del lodo (lpg)

𝐷

: Diámetro interior de la tubería de perforación (pulg)

𝐿

: Longitud (pie).

(API, 2001: pág. 24) 

Espacio Anular

La pérdida de presión para cada intervalo debe ser calculada separadamente y sumada para obtener la pérdida total de presión total del intervalo anular. Esta ecuación se usa para calcular las pérdidas de presión de los intervalos individuales. (API, 2001: pág. 25) Ecuación 27. PERDIDAS DE PRESIÓN EN EL ANULAR

𝑃𝑎 =

𝑓𝑎 ∗ 𝑉𝑎 2 ∗ 𝜌 ∗𝐿 92,916 ∗ (𝐷2 − 𝐷1 )

Dónde: 𝑃𝑎

: Perdidas de presión del intervalo anular (psi)

𝑓𝑎

: Factor de fricción Fanning en el espacio anular (adimensional)

𝑉𝑎

: Velocidad de propagación en el espacio anular (pie/min)

𝜌

: Densidad del lodo (lpg)

𝐷2

: Diámetro interior del pozo o de la tubería de revestimiento (pulg)

𝐷1

: Diámetro exterior de la tubería de perforación (pulg)

𝐿

: Longitud (pie). 72

Ec.-27

2.9.2.6 Densidad Equivalente de Circulación (ECD) La presión en una formación durante la circulación es igual al total de las pérdidas de presión de circulación anular desde el punto de interés hasta el niple de campana, más la presión hidrostática del fluido. Esta fuerza se expresa como la densidad del lodo que ejercería una presión hidrostática equivalente a esta presión. Este peso equivalente del lodo se llama Densidad Equivalente de Circulación (ECD). (API, 2001: pág. 25) Ecuación 28. DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN

𝐸𝐶𝐷 = 𝜌 +

𝑃𝑎 0.052 ∗ 𝑇𝑉𝐷

Ec.-28

Dónde: 𝐸𝐶𝐷

: Densidad equivalente de circulación (lpg)

𝜌

: Densidad del lodo (lpg)

𝑃𝑎

: Perdidas de presión del intervalo anular (psi)

𝑇𝑉𝐷

: Profundidad vertical verdadera (pie).

(API, 2001: pág. 26) Una ECD excesiva puede causar pérdidas al exceder el gradiente de fractura en un pozo. Es importante optimizar las propiedades reológicas para evitar una ECD excesiva. 2.9.2.7 Hidráulica de la Barrena Además de la pérdida de presión de la barrena, varios cálculos de hidráulica adicionales son usados para optimizar el rendimiento de la perforación. Éstos incluyen cálculos de la potencia hidráulica, de la fuerza de impacto y de la velocidad del chorro. (API, 2001: pág. 26) 

Perdida de Presión por Fricción en la Barrena Ecuación 29. PERDIDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN EN LA BARRENA

𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 =

156 ∗ 𝜌 ∗ 𝑄 2 (𝐷2 𝑛1 + 𝐷2 𝑛2 + 𝐷2 𝑛3 + ⋯ )2

73

Ec.-29

Dónde: 𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎

: Perdida de presión por fricción en la barrena (psi)

𝜌

: Densidad del lodo (lpg)

𝑄

: Razón de flujo (gpm)

𝐷𝑛

: Diametro de la tobera (pulg).

(API, 2001: pág. 26) 

Velocidad de la Tobera

Aunque se pueda utilizar más de un tamaño de tobera en una barrena, la velocidad de tobera será la misma para todas las toberas. Velocidades de tobera de 250 a 450 pies/seg son recomendadas para la mayoría de las barrenas. Las velocidades de tobera mayores que 450 pie/seg pueden desgastar la estructura de corte de la barrena. Ecuación 30. VELOCIDAD DE LA TOBERA

𝑉𝑛 =

𝐷2

417.2 ∗ 𝑄 2 2 𝑛1 + 𝐷 𝑛2 + 𝐷 𝑛3 + ⋯

Ec.-30

Dónde: 𝑉𝑛

: Velocidad de la tobera (pie/seg)

𝑄

: Razón de flujo (gpm)

𝐷𝑛

: Diámetro de la tobera (pulg).



Porcentaje de Perdida de Presión en la Barrena

Se desea generalmente tener 50 a 65% de la presión a través de la superficie de la barrena. Ecuación 31. PORCENTAJE DE PERDIDA DE PRESIÓN EN LA BARRENA

%∆𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 =

𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 ∗ 100 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

Dónde: %∆𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 : Porcentaje de pérdida de presión en la barrena 𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎

: Perdida de presión por fricción en la barrena (psi) 74

Ec.-31

𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

: Total pérdidas de presión del sistema (psi).

(API, 2001: pág. 26) 

Fuerza de Impacto Hidráulico Ecuación 32. FUERZA DE IMPACTO HIDRÁULICO (lb)

𝐼𝐹 =

𝑉𝑛 ∗ 𝑄 ∗ 𝜌 1,930

Ec.-32

Dónde: 𝐼𝐹

: Fuerza de impacto hidráulico (lb)

𝑉𝑛

: Velocidad de la tobera (pie/seg)

𝑄

: Razón de flujo (gpm)

𝜌

: Densidad del lodo (lpg). Ecuación 33 FUERZA DE IMPACTO HIDRÁULICO (psi)

𝐼𝐹 =

1.27 ∗ 𝐼𝐹 (𝑙𝑏) 𝑇𝑎𝑚𝑎ñ𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎2

Ec.-33

Dónde: 𝐼𝐹

: Fuerza de impacto hidráulico (psi)

𝐼𝐹 (𝑙𝑏)

: Fuerza de impacto hidráulico (lb)

𝑇𝑎𝑚𝑎ñ𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎

: Diámetro de la barrena (pulg).

(API, 2001: págs. 26-27) 

Potencia Hidráulica en la Barrena

La potencia hidráulica en la barrena no puede exceder la potencia hidráulica total del sistema. Ecuación 34. POTENCIA HIDRÁULICA EN LA BARRENA

ℎℎ𝑝𝑏 =

𝑄 ∗ 𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 1,740

Dónde: ℎℎ𝑝𝑏

: Potencia hidráulica en la barrena (hhp)

𝑄

: Razón de flujo (gpm)

𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎

: Perdida de presión por fricción en la barrena (psi). 75

Ec.-34

(API, 2001: pág. 26) 

Potencia Hidráulica Requerida Por el Sistema Ecuación 35. POTENCIA HIDRÁULICA REQUERIDA POR EL SISTEMA

ℎℎ𝑝𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 =

𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 ∗ 𝑄 1,714

Ec.-35

Dónde: ℎℎ𝑝𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎

: Potencia hidráulica requerida por el sistema (hhp)

𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

: Total de pérdidas de presión del sistema (psi)

𝑄

: Razón de flujo (gpm).

(API, 2001: pág. 26) 2.10 SOFTWARE DE DISEÑO Son aquellos programas destinados exclusivamente a la creación de imágenes o presentaciones, son las herramientas Cad o CADD (diseño y dibujo asistido por computadora) que permiten hacer uso de las tecnologías informáticas para el diseño y la documentación sobre diseño. El software de diseño remplaza los dibujos a mano con procesos automatizados. (Autodesk, 2016) 2.10.1 AutoCAD Es un programa de diseño asistido por computadora para dibujos en dos y tres dimensiones. Es un software reconocido a nivel internacional por sus amplias capacidades de edición, que hacen posibles el dibujo digital de planos de edificios o la recreación de imágenes en 3D. (Sanchez, 2016) 2.10.2 CADWorx Es una herramienta de fácil implementación y aprendizaje, para que pueda empezar a diseñar de inmediato. Los enlaces bi-direccionales entre CADWorx y los programas de análisis para tubería y recipientes permiten a los proyectistas e ingenieros compartir fácilmente la información a la vez que mantener los planos, modelos e información relacionada continuamente sincronizados a medida que se realizan cambios. (Intergraph, 2016) 76

2.10.3 Solidworks SolidWorks es un programa de diseño asistido por computadora para modelado mecánico desarrollado en la actualidad por SolidWorks Corp. El programa permite modelar piezas y conjuntos y extraer de ellos tanto planos como otro tipo de información necesaria para la producción. Es un programa que funciona con base en las nuevas técnicas de modelado con sistemas CAD. El proceso consiste en trasvasar la idea mental del diseñador al sistema CAD, "construyendo virtualmente" la pieza o conjunto. Posteriormente todas las extracciones (planos y ficheros de intercambio) se realizan de manera bastante automatizada. (Caicedo, 2016)

3. DISEÑO DE LA INGENIERÍA DEL PROYECTO 3.1 ANÁLISIS DE LAS CONDICIONES DEL ÁREA BOYUIBE 3.1.1 Descripción de las Características Geológicas Principales Del Área Boyuibe. El Área Boyuibe se encuentra ubicado en la provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz entre las áreas Boyuibe y Ovaí. Se encuentra a 104 km al Sur Este de la ciudad de Camiri y aproximadamente 10 Km de la localidad San Antonio de Parapeti, ubicado en el bloque exploratorio Caipipendi, Actualmente cuenta con 5.063 habitantes. En la figura 25 se puede observar la ubicación geografica del Area de Boyuibe dentro de Bolvia y los pozos, ITG-X1, ITG-X2, ITG-X3A dentro de dicho Campo.

77

FIGURA 25. UBICACIÓN ÁREA BOYUIBE

Fuente: YPFB Coorporacion

Una vez conocidos los datos principales del Área Boyuibe, a continuación se realizara la descripción de las características geológicas. 3.1.2 Identificación Litológica del Área. En la siguiente tabla (tabla 4) se puede observar la columna estratigráfica que presenta el Área Boyuibe, que son las formaciones que atraviesa el pozo ITG-X3A, los espesores de dicha formación y las profundidades a las cuales llegan las formaciones hasta la zona objetivo.

78

TABLA 4. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL ÁREA BOYUIBE

EDAD

PROFUNDIDAD

ESPESOR

(metros)

(metros)

Chaco Inferior

Surface

402.46

Yecua

402.46

323

PALEÓGENO

Petaca

752.46

75

CRETÁCICO

Tacurú

827.46

220

Escarpment

1,047.46

301

Taiguati

1,348.46

221

Chorro

1,569.46

270

Itacuami

1,839.46

58

Tupambi

1,897,46

274

Itacua

2,171.46

24

Iquiri

2,195.46

250

CARBONÍFERO

NEÓGENO

DEVÓNICO

FORMACIÓN

Profundidad final

2,445.46

Fuente: Elaboración Propia

3.1.3 Selección del Pozo de Referencia Para la selección del pozo de referencia debemos contar con la información de los pozos dentro del Área Boyuibe, como se puede observar en la figura 26 tenemos la ubicación de los pozos perforados dentro del Área Boyuibe. Debido a la distancia de 79

los pozos ITG-X1 e ITG-X2 con respecto al pozo ITG-3XA, se realizara un análisis para determinar el o los pozos de referencia para realizar una correlación estratigrafíca del pozo, tomando en cuenta que se cuenta con la información del pozo ITG-X3A proporcionada por la empresa petrolera YPFB Corporación (VER ANEXO A) FIGURA 26. UBICACIÓN DE POZOS DEL ÁREA BOYUIBE

ITG-X3A ITG-X3A

Fuente: Elaboración Propia, con Geovisor

Para poder determinar la columna estratifica del nuevo pozo es necesario determinar la ubicación de los pozos vecinos, la ubicación del nuevo pozo a perforar deberá encontrarse a un radio de distancia no mayor a los 2.44 Km, para determinar las distancias de los otros pozos se utilizó la herramienta “medición”, del software geovisor de YPFB, tal cual se puede observar en la siguiente figura.

80

FIGURA 27. DISTANCIA DE LOS POZOS

Fuente: Elaboración Propia, con Geovisor

Como se puede observar en la figura 27 la distancia del pozo ITG-X2 al pozo ITGX3A es de 7.64 km, debido a que la distancia supera el rango de distancia para la correlación entre pozos, el único pozo de referencia será el pozo ITG.X3A, por lo tanto no será necesario realizar ningún tipo de correlación, ya que se tomaran las mismas formaciones como referencia, de esta manera el nuevo pozo deberá encontrarse dentro los 2.44 km de distancia permitida. 3.1.4 Determinación de la Formación Objetivo La formación objetivo escogida para perforar es producto de los estudios geológicos y/o geofísicos hechos anticipadamente. La intención primordial de estos estudios es evaluar las excelentes, buenas, regulares o negativas perspectivas de las condiciones geológicas del subsuelo para la verificación de que dicha formación contiene realmente hidrocarburos.

81

En base a los antecedentes de los pozos perforados dentro del Área Boyuibe se pudo identificar que las formaciones que contienen hidrocarburo son Tupambi e Iquiri (VER ANEXO B). Estas dos formaciones serán las formaciones objetivo de este proyecto, donde la formación Tupambi se encuentra a una profundidad aproximada de 1,897.20 metros y la formación de Iquiri se encuentra a una profundidad aproximada de 2,195.46 metros. 3.2 ELABORACIÓN DE LA GEOMETRÍA DEL POZO 3.2.1 Determinación de la Ubicación y Profundidad el Pozo ITG-4D Para determinar la ubicación de dicho pozo, se tomó como referencia el mapa Isocrónico el cual cuenta con un área cerrada máxima de 6.04 Km2 y un área cerrada mínima de 4.57 Km2 , como se observa en la figura 28. FIGURA 28. MAPA ISOCRÓNICO

Fuente: YPFB Corporación

82

Luego se procedió a elaborar la grilla, para esto la figura 28 se la llevó al software de diseño Autocad en el cual se elaboró la grilla del mapa Isocrónico, como se muestra la figura 29, una vez que se realizó la grilla en el mapa Isocrónico en el software. Los puntos de intersección fueron llevados a google Eart para obtener la distancia de la grilla la cual se determinó que la grilla es de 500 metros oeste a este y 800 metros norte a sud. FIGURA 29 MAPA ISOCRÓNICO CON GRILLA

Fuente: Elaboración Propia, en base a YPFB

Una vez que se determinó que la distancia de la grilla es de 500 metros, se procede a realizar un análisis al corte estructural del pozo ITG-X3A, obtenido por la empresa petrolera YPFB Corporación, como se muestra en la figura 30, en la figura se puede observar que el corte es de este a oeste. 83

FIGURA 30. CORTE ESTRUCTURAL DEL POZO ITG-X3A

Fuente: YPFB Corporación

En el corte estructural del pozo ITG-X3A se puede identificar que existen 2 fallas estructurales cercanas de dicho pozo la cual provoca un desplazamiento de los bloques, hacia el oeste del pozo tenemos la falla estructural de Chaco Inferior y a lado este del pozo de referencia tenemos la falla estructural de Mandeyepecua, la consecuencia de una falla es que existe una repetividad en los gradientes de formación debido al desplazamiento de la estructura y al repetirse los gradientes de formación en una perforación se hace más dificultosa ya que será necesario cambiar la densidad del lodo o bajar distintas cañerías, el cual incrementara el costo de perforación y el tiempo de perforación. 84

Para la ubicación del nuevo pozo ITG-4D se tiene como restricción no atravesar las fallas de Chaco Inferior y Mandeyepecua, en la figura 31 se puede observar que la ubicación del nuevo pozo se encuentra a una distancia de 500 metros la cual es la distancia adecuada para no atravesar la falla estructural de Chaco Inferior al momento de la perforación, ya que en la perforación del nuevo pozo se tiene que alcázar las formaciones objetivos que son Tupambi e Iquiri. FIGURA 31 UBICACIÓN DEL POZO ITG-4D

Fuente: Elaboración Propia

Como se observó en la figura, el pozo ITG-4D estará ubicado a 500 metros al oeste del pozo ITG-X3A, a continuación, en la tabla 5, se observa las coordenadas de superficie del pozo ITG-4D expresadas en UTM (sistema de coordenadas universal transversal de Mercator, en inglés Universal Transverse Mercator), la elevación sobre el nivel del mar de este pozo y las coordenadas de las formaciones objetivas, que son la formación Tupambi e la formación Iquiri. 85

TABLA 5. COORDENADAS DEL POZO ITG-4D

COORDENADAS Coordenadas

de X: 488,850 m.E.

superficie del pozo ITG-

Y: 7’782,640 m.N.

4D

Elevación sobre el nivel 900 m. del mar Coordenadas

de

la X: 489,494 m.E. Y: 7’782,665 m.N.

formación Tupambi Coordenadas

de

la X: 489,700 m.E. Y: 7’782,703 m.N.

formación Iquiri

Fuente: Elaboración Propia

Con la ubicación del nuevo pozo ITG-4D, a continuación en la tabla 6 se puede observar la columna litológica de las formaciones que atravesara el pozo ITG-4D, en la tabla también se puede observar la edad a la cual pertenece la formación, los espesores en metros de cada una de las formaciones y las profundidades a las cuales llegan las formaciones. TABLA 6. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL POZO ITG-4D

EDAD

PROFUNDIDAD

ESPESOR

(metros)

(metros)

Chaco Inferior

Surface

452.46

Yecua

452.46

350

PALEÓGENO

Petaca

802.46

75

CRETÁCICO

Tacurú

877.46

220

NEÓGENO

FORMACIÓN

86

CARBONÍFERO

EDAD

PROFUNDIDAD

ESPESOR

FORMACIÓN

(metros)

(metros)

Escarpment

1,097.46

301

Taiguati

1,398.46

221

Chorro

1,619.46

270

Itacuami

1,889.46

58

Tupambi

1,947,46

274

Itacua

2,221.46

24

Iquiri

2,245.46

250

DEVÓNICO Profundidad final

2,495.46

Fuente: Elaboración Propia

3.2.2 Cálculo de Presión de Formación y Presión de Fractura. Son llamados presiones sub-superficiales a las presiones de formación y de fractura que serán calculados a continuación en base a datos obtenidos por la empresa petrolera YPFB Corporación y de acuerdo a los valores que se obtenga se calcularán las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento.

3.2.2.1 Presión de Formación. Para realizar el cálculo de la presión de formación a diferentes profundidades de la formación desde la superficie hasta llegar a la profundidad objetivo, se utilizará la ecuación . El gradiente de formación es obtenido como dato por la empresa petrolera 87

YPFB Corporación, estos datos se encuentran expresado en forma de densidad ppg (libras por galón) y se llevará a psi/pies multiplicando por el factor de conversión 0.052 con la ecuación la profundidad obtenida como dato se encuentra en metros y se convertirá a pies para poder aplicar en dicha ecuación y determinar la presión de formación. Profundidad de metros a pies con la siguiente ecuación: 𝑇𝑉𝐷(𝑝𝑖𝑒𝑠) =

𝑇𝑉𝐷(𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜𝑠) 0.3048

Dónde: 𝑇𝑉𝐷(𝑝𝑖𝑒𝑠) =

452.46 𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜𝑠 = 1,484.45 𝑝𝑖𝑒𝑠 0.3048

Gradientes de formación de ppg a psi/pies con la ecuación: 𝐺(

𝑝𝑠𝑖 ) = 𝐺(𝑝𝑝𝑔) ∗ 0.052 𝑝𝑖𝑒

Dónde: 𝐺(

𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑠𝑖 ) = 8.51 ∗ 0.052 = 0.442( ) 𝑝𝑖𝑒 𝑝𝑖𝑒

Calculo de la presión de formación: 𝑃𝑓𝑜𝑟𝑚 = 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑓𝑜𝑟𝑚 ∗ 𝑇𝑉𝐷 𝑃𝑓𝑜𝑟𝑚 = 0.442 ∗ 1,484.45 = 656.127 𝑝𝑠𝑖 Una vez realizado los cálculos de conversión y aplicados en la ecuación de cálculo de presión de formación que es la ecuación 2, esta se la aplicara a diferentes profundidades para obtener la presión de formación de cada una de las formaciones que se atravesaran, a continuación, en la tabla 7 se puede observar los resultados de los cálculos.

88

PROFUNDIDAD

TABLA 7. PRESIONES DE FORMACIÓN PROFUNDIDAD GRADIENTE DE GRADIENTE DE

(METROS)

(PIES)

PRESIÓN DE

FORMACIÓN

FORMACIÓN

FORMACIÓN

(LPG)

(PSI/PIE)

(PSI)

452.46

1,484.45

8.51

0.442

656.127

802.46

2,632.74

8.55

0.444

1,168.936

877.46

2,878.80

8.59

0.446

1,168.936

1,097.46

3,600.59

8.66

0.450

1,620.265

1,398.46

4,588.12

8.66

0.450

2,064.654

1,619.46

5,313.19

8.75

0.455

2,417.501

1,889.46

6,199.02

8.83

0.459

2,845.350

1,947.46

6,389.30

8.91

0.463

2,958.246

2,221.46

7,288.25

9.08

0.472

3,440.054

2,245.46

7,367

9.58

0.498

3,668.766

Fuente: Elaboracion Propia

3.2.2.2 Presión de Fractura. Para realizar el cálculo de la presión de fractura a diferentes profundidades de la formación desde la superficie hasta llegar a la profundidad objetivo, se utilizará la ecuación 3. El gradiente de fractura obtenido como dato por la empresa petrolera YPFB Corporación, se encuentra en lpg y se llevará a psi/pie multiplicando por el factor de conversión 0.052, la profundidad obtenida como dato se encuentra en metros y se convertirá a pies para poder aplicar en dicha ecuación y determinar la presión de formación. Profundidad de metros a pies con la siguiente ecuación: 𝑇𝑉𝐷(𝑝𝑖𝑒𝑠) =

𝑇𝑉𝐷(𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜𝑠) 0.3048

Dónde: 𝑇𝑉𝐷(𝑝𝑖𝑒𝑠) =

452.56 𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜𝑠 = 1,484.45𝑝𝑖𝑒𝑠 0.3048 89

Gradientes de fractura de ppg a psi/pies con la ecuación 2: Dónde: 𝐺(

𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑠𝑖 ) = 12.35 ∗ 0.052 = 0.642( ) 𝑝𝑖𝑒 𝑝𝑖𝑒

Calculo de la presión de fractura con la ecuación 3: Dónde: 𝑃𝑓𝑟𝑎𝑐𝑡 = 0.642 ∗ 1,484.45 = 953.017𝑝𝑠𝑖 Una vez realizado los cálculos de conversión y aplicarlos en la ecuación de cálculo de presión de fractura a diferentes profundidades, a continuación, en la tabla 8 se puede observas los resultados de los cálculos.

PROFUNDIDAD (METROS)

TABLA 8. PRESIONES DE FRACTURA PROFUNDIDAD GRADIENTE DE GRADIENTE DE (PIES)

PRESIÓN DE

FRACTURA

FRACTURA

FRACTURA

(LPG)

(PSI/PIE)

(PSI)

452.46

1,484.45

12.35

0.642

953.017

802.46

2,632.74

12.46

0647

1,703.383

877.46

2,878.80

12.54

0.652

1,876.978

1,097.46

3,600.59

12.66

0.658

2,369.188

1,398.46

4,588.12

12.83

0.667

3,060.276

1,619.46

5,313.19

13.08

0.680

3,612.969

1,889.46

6,199.02

14.24

0.740

4,587.275

1,947.46

6,389.30

14.58

0.758

4,843.089

2,221.46

7,288.25

14.91

0.775

5,648.394

2,245.46

7,367

15.49

0.805

5,930.435

Fuente: Elaboración Propia

90

3.2.3 Establecer las Profundidades de Asentamiento de las Tuberías de Revestimiento A continuación, se determinaran las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento del pozo ITG-4D, en base a los gradientes de formación y a los gradientes de fractura obtenidos por la empresa petrolera YPFB Corporación (VER ANEXO D), dichos valores serán expresados en (ppg), a los cuales se les sumaran los márgenes de seguridad a las densidades de formación y se restará el margen de seguridad a las densidades de fractura. 

Para las densidades de formación sumar el margen de seguridad: 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑓𝑜𝑟𝑚 + 0.045



Para las densidades de fractura restar el margen de seguridad: 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑓𝑟𝑎𝑐 − 0.045

Una vez realizado los cálculos de margen de seguridad en los gradientes de formación y los gradientes de fractura, a continuación, en la tabla 9, se puede observar los resultados de los cálculos. TABLA 9. PARÁMETROS PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS GRADIENTE FACTOR DE GRADIENTE FACTOR DE PROFUNDIDAD

(PIES)

DE

SEGURIDAD

DE

SEGURIDAD

FORMACIÓN

(LPG)

FRACTURA

(LPG)

(LPG)

(LPG)

1,484.45

8.51

8.555

12.35

12.305

2,632.74

8.55

8.595

12.46

12.415

2,878.80

8.59

8.635

12.54

12.495

3,600.59

8.66

8.705

12.66

12.615

4,588.12

8.66

8.705

12.83

12.785

5,313.19

8.75

8.795

13.08

13.035

6,199.02

8.83

8.875

14.24

14.195

6,389.30

8.91

8.955

14.58

14.535

7,288.25

9.08

9.125

14.91

14.865

7,367

9.58

9.625

15.49

15.445

Fuente: Elaboración Propia

91

Una vez obtenidos los datos de gradientes expresados en forma de densidad con márgenes e seguridad, se procede a realizar la gráfica para determinar las profundidades de asentamiento de cada tubería de revestimiento, donde el eje X serán los gradientes de formación y fractura en lpg y el eje Y será la profundidad expresada en pies. Como se observa en la figura 32. FIGURA 32. PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO DE LAS TUBERÍAS Densidad(ppg) 0.000 0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

500

Profundidad (m)

1000

1500

2000

2500

DENSIDAD EQUIVALENTE DE FORMACIÓN DENSIDAD EQUIVALENTE DE FRACTURA DENSIDAD EQ. FORMACIÓN CON FS. DENSIDAD EQ. DE FRACTURA MENOS FS.

Fuente: Tesis

Como se puede observar, las líneas graficadas no presentan un descenso o asenso significativo, por esta razón no determinara los asentamientos de las tuberías de revestimiento, lo cual el método grafico no es aplicable para el presente proyecto. El cual se aplicará el método analítico para la determinación de asentamiento de tuberías de revestimiento, basándose en la teoría propuesta en la fundamentación teórica del presente proyecto.

92

3.2.3.1 Profundidad de Asentamiento de la Tubería Guía o Conductora Aplicando el método analítico, la teoría indica que la tubería guía o conductora debe estar entre los 20 a 250 metros de profundidad. Se decide asentar esta tubería a 200 metros de profundidad (Ver FIGURA 33), porque lo que se busca es la estabilidad del pozo, estará en la primera formación que es Chaco Inferior. FIGURA 33. TUBERÍA GUÍA

200m metro s 3.2.3.2 Profundidad de Asentamiento de la Tubería Superficial Aplicando el método analítico, la teoría indica que la tubería superficial debe estar de 500 a 1,000 metros de profundidad, en este caso se decide que la tubería superficial se asentara a 800 metros de profundidad (Ver FIGURA 34) ya que existe un cambio de gradientes, la tubería superficial estará en las formaciones de Yecua y Petaca. 93

FIGURA 34. TUBERÍA SUPERFICIAL

200m . metro s

800m metro s 3.2.3.3 Profundidad de Asentamiento de la Tubería Intermedia Esta tubería se asentará a 1,600 metros de profundidad (Ver FIGURA 35), cubriendo las formaciones Tacurú, Escarpment, Taiguati, Chorro, Itacuami, se decide asentar a esta profundidad ya que existe un leve cambio en los gradientes, además que a esta profundidad, esta tubería lograra proteger todo el pozo de las presiones y zonas presurizadas.

94

FIGURA 35.TUBERÍA INTERMEDIA

200m metro s

800m metros

1,600m metros 3.2.3.4 Profundidad de Asentamiento de la Tubería de Producción Se decide asentar esta tubería a 2,300 metros de profundidad (Ver FIGURA 36) atravesando las formaciones de Tupambi e Itacua, porque la profundidad a la que se asentara es el tope de nuestra formación objetivo Iquiri.

95

FIGURA 36. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

200m metro s 800m metros

1,900m metros

2,300m metros 3.2.4 Representación de la Geometría del Pozo ITG-4D. Mediante el método analítico se determinó las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento siguiendo la teoría propuesta del presente proyecto, se determinó que la tubería guía se asentará a 200 metros, la tubería superficial a 800 metros, la tubería intermedia a 1,600 metros y la tubería de producción a 2,300 metros, en la figura 37 se puede observar la geometría final del pozo ITG-4D.

96

FIGURA 37. GEOMETRÍA FINAL DEL POZO ITG-4D

200m metro s

800m metros

1,600m metros 2,300m metros

3.3 Dimensionamiento de las tuberías de revestimiento del pozo ITG-4D. 3.3.1 Selección de diámetros de las tuberías de revestimiento Después de determinar las profundidades de asentamiento de las cañerías de revestimiento para el pozo ITG-4D, se procedió a la selección de diámetros de las cañerías y sus respectivas barrenas de perforación para cada tramo, de acuerdo a los pozos vecinos ya perforados en el área. Según la figura 37 se procedió a la selección de diámetros de tuberías de revestimiento. Ver figura 38. 97

FIGURA 38. SELECCIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

Fuente: Elaboración Propia en base a Schlumberger

Ver tabla 10 para dicha selección. TABLA 10. DIÁMETROS DE TUBERÍAS Y BROCAS

Tuberías de

Diámetros de las

Diámetro de las

revestimiento

tuberías de

brocas (in)

revestimiento (in) Tubería conductora

16

20

Tubería superficial

11 3/4

14 3/4

Tubería intermedia

8 5/8

10 5/8

Tubería de

5

6 1/2

producción Fuente: Elaboracion Propia

98

Una vez determinados los diámetros de los trépanos y los diámetros de las tuberías de revestimiento, se procede a definir la trayectoria del pozo con las siguientes ecuaciones, obteniendo los datos en base al anexo B, tomando en cuenta que durante la perforación del nuevo pozo ITG-4D se debe evitar atravesar la falla de Mandeyepecua para poder llegar a nuestro objetivo: Se calcula el ángulo de desviación con la ecuación: 𝐻

1 ∝= 2 ∗ 𝑎𝑟𝑐𝑇𝑎𝑛(𝑉 −𝑉 ) 2

1

Dónde: ∝ : Ángulo de inclinación del pozo en grados. H1 : 450 m V1 : 1,619.4 m V2 : 2,245.46 m 450 𝑚

∝= 2 ∗ 𝑎𝑟𝑐𝑇𝑎𝑛(2,245.46 𝑚−1,619.4 𝑚) ∝= 71.415° Y la taza de construcción de ángulo requerida será, Se calcula el BUR con la ecuación 11: 𝐵𝑈𝑅 =

180 ∗ sin(∝) 𝜋 ∗ (𝑉2 − 𝑉1 )

Dónde: ∝ : 71.415° V1 : 1,619.4 m V2 : 2,245.46 m El BUR será por unidad perforada (metros o pies). 𝐵𝑈𝑅 =

180 ∗ sin(71.415) 𝜋 ∗ (2,245.46 𝑚 − 1,619.4 𝑚) 99

𝐵𝑈𝑅 =

8.67° 100 𝑚

Entonces se calcula el radio de curvatura con la ecuación: 𝑅=

180 𝐵𝑈𝑅 ∗ 𝜋

R: Radio de curvatura. 𝑅=

180 = 660.85 𝑚 0.0867 ∗ 𝜋

Con resultados obtenidos se realizó la trayectoria del pozo ITG-4D. 3.3.2 Cálculo de los esfuerzos a los que serán sometidas las tuberías de revestimiento Para no tener problemas al momento de atravesar las formaciones se debe realizar un óptimo diseño de tuberías de revestimiento, para eso se realizará diferentes cálculos para el diseño de las tuberías de revestimiento. El cálculo de diseño de tuberías de revestimiento (guía o conductora, superficial, intermedia, de producción y el liner), se realiza en base a los datos calculados anteriormente,

determinaremos

las

resistencias

al

colapso,

estallido

para

posteriormente realizar la selección de tuberías de tablas de Schlumberger, siguiendo

detalladamente

el

procedimiento

de

cálculo

planteado

en

la

fundamentación teórica del presente proyecto.

a) Diseño para el colapso Este cálculo se realiza para poder seleccionar la tubería adecuada que sea resistente al colapso que se calcule, tanto en la superficie como en la zapata de la cañería el cálculo se realizara utilizando la ecuación:

100

𝑃𝑐 = 0.052 ∗ 𝜌 ∗ 𝑇𝑉𝐷 Dónde: 𝑃𝑐:

Presión de colapso (psi)

0.052: Factor de conversión (adimensional) 𝜌:

10.43 lpg

𝑇𝑉𝐷: En sup: 0 pie En la zapata: 656 pie 

Presión de colapso en superficie 𝑃𝑐 = 0.052 ∗ 10.43 ∗ 0 = 0 𝑝𝑠𝑖



Presión de colapso en el asentamiento de la zapata 𝑃𝑐 = 0.052 ∗ 10.43 ∗ 656 = 355.788 𝑝𝑠𝑖

El cálculo de la presión de colapso se realizó para el tramo I perteneciente a la tubería guía o conductora, se sigue el mismo procedimiento para los demás tramos como se observa en la tabla 11. TABLA 11. DISEÑO PARA EL COLAPSO PARA CADA TRAMO

TRAMO

DENSIDAD DEL LODO (lpg)

PROFUNDIDAD (pie)

PRESIÓN DE COLAPSO EN SUPERFICIE (psi)

PRESIÓN DE COLAPSO EN LA ZAPATA (psi)

10.43

656

0

355.788

10.50

2,624

0

1,432.704

11.75

5,248

0

3,206.528

12.54

7,544

0

4,919.292

I Guía II Superficial III Intermedio IV Producción

Fuente: Elaboracion Propia

101

b) Diseño al estallido Este cálculo se realizará para determinar un valor de estallido al cual deberá resistir la tubería que será seleccionada, para el cálculo se utilizara la ecuación 14 de la página 36 de la fundamentación teórica del presente proyecto. 𝑃𝑒𝑠𝑡𝑎𝑙𝑙𝑖𝑑𝑜 = 𝑃𝑖𝑛𝑡 − 𝑃𝑒𝑥𝑡 Dónde: 𝑃𝑒𝑠𝑡𝑎𝑙𝑙𝑖𝑑𝑜 :

Presión de estallido (psi)

𝑃𝑖𝑛𝑡:

Presión interna (psi)

𝑃𝑒𝑥𝑡:

Presión externa (psi)



Presión interna

La presión interna es la fuerza ejercida en la parte interna de la cañería de revestimiento, para su cálculo utilizaremos la ecuación: 𝑃𝑖𝑛𝑡 = 𝑃𝑓𝑜𝑟𝑚𝑠𝑒𝑔.𝑠𝑒𝑐. − (𝑝𝑟𝑜𝑓2 − 𝑝𝑟𝑜𝑓1) ∗ 𝐺𝑔

Dónde: 𝑃𝑖𝑛𝑡:

Presión interna (psi)

𝑃𝑓𝑜𝑟𝑚𝑠𝑒𝑔.𝑠𝑒𝑐. Presión de formación a la segunda sección (psi) = 1,168.936 psi 𝑝𝑟𝑜𝑓2:

Profundidad total del pozo perforado (pie) = 2,624 pie

𝑝𝑟𝑜𝑓1:

Profundidad de asentamiento de la tubería o cañería (pie) = 656 pie

𝐺𝑔:

Gradiente de fluido invasor (gas)= 0.1 psi/pie

𝑃𝑖𝑛𝑡 = 1,168.936 − (2,624 − 656) ∗ 0.1 = 972.136 𝑝𝑠𝑖

102

TABLA 12:

TRAMO

I Guía II Superficial III Intermedio IV Producción

PRESIÓN INTERNA DE CADA TRAMO

P. FORM. 2DA SECCIÓN (psi)

PROF. 2 (pie)

PROF. 1 (pie)

Gg (psi/pie)

PRESIÓN INTERNA (psi)

1,168.936

2,624

656

0.1

972.136

1,620.265

5,248

2,624

0.1

1,357.865

2,417.501

7,544

5,248

0.1

2,187.901

3,668.766

8,186

7,544

0.1

3,604.566

Fuente: Elaboracion Propia



Presión externa

La presión externa es la fuerza ejercida del fluido de perforación que se deteriora con la formación, para su cálculo se utilizara la ecuación: 𝑃𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑛𝑎 = 𝑃𝑟𝑜𝑓1 ∗ 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑙𝑜𝑑𝑜 Dónde: 𝑃𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑛𝑎 :

Presión externa (psi)

𝑃𝑟𝑜𝑓1:

Profundidad de asentamiento de la tubería o cañería (pie) = 656 pie

𝐺𝑟𝑎𝑑𝑙𝑜𝑑𝑜 :

Gradiente de lodo (psi/pie) = 0.542 psi/pie 𝑃𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑛𝑎 = 656 ∗ 0.542 = 355.552 𝑝𝑠𝑖 TABLA 13:

TRAMO

PRESIÓN EXTERNA DE CADA TRAMO

PROF. 1 (pie)

GRAD. DE LODO (psi/pie)

PRESIÓN EXTERNA (psi)

I Guía

656

0.542

355.552

II Superficial

2,624

0.546

1,432.704

III Intermedio

5,248

0.611

3,206.528

IV Producción

7,544

0.652

4,918.688

103

Fuente: Elaboracion Propia

Una vez obtenidos los resultados de la presión interna y la presión externa, reemplazamos a la ecuación para determinar la presión de estallido. 𝑃𝑒𝑠𝑡𝑎𝑙𝑙𝑖𝑑𝑜 = 972.136 − 355.552 = 616.584 𝑝𝑠𝑖 El cálculo de la presión de estallido se realizó para el primer tramo, se sigue el mismo procedimiento para los demás tramos como se observa en la tabla 14. TABLA 14:

TRAMO

DISEÑO AL ESTALLIDO PARA CADA TRAMO

PRESIÓN INTERNA (psi)

PRESIÓN EXTERNA (psi)

PRESIÓN DE ESTALLIDO (psi)

I Guía

972.136

355.552

616.584

II Superficial

1,259.465

1,432.704

173.239

III Intermedio

2,187.901

3,206.528

1,018.627

IV Producción

3,604.566

4,918.688

1,314.122

Fuente: Elaboracion Propia

3.3.3 Especificación de las características técnicas de los accesorios Los cálculos que se realizaron anteriormente (colapso y estallido), ayudarán a seleccionar la tubería de revestimiento adecuado que garantice resistencia, a continuación, se procederá con la selección de la tubería (Ver tabla 15) en base a tablas del handbook de Slumberger.

104

TABLA 15: SELECCIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO – HANDBOOK DE SCHLUMBERGER TRAMO

DIÁMETRO

PESO

GRADO

EXTERNO

DIÁMETRO

COLAPSO

TENSIÓN

(pulg)

(psi)

(lbm)

(psi)

INTERNO

PRESIÓN INTERNA

(pulg)

(lb/pie)

16

109

J-55

14.688

2,580

1`739,000

3,950

11.750

47.00

J-55

11.00

1,510

737,700

3,070

8.625

32.00

H-40

7.921

2,200

366,000

2,860

5

13.00

J-55

4.408

5,560

241,000

5,700

I Guía II Superficial III Intermedio IV Producción

Fuente: Elaboracion Propia en base al handbook de Schlumberger

3.3.4 Determinación de las densidades de la cementación para las tuberías de revestimiento. Para desarrollar el cálculo de los volúmenes de lechada se debe tener en cuenta que el pozo es direccional y tiene cuatro tramos de perforación por lo que es necesario realizar cementación en cuatro tramos, se realizara los cálculos de volúmenes, cantidad de sacos. TRAMO 1: Para el desarrollo del cálculo de volumen en el anular se usara la ecuación:

𝑉𝑎 =

𝑂𝐷𝑜ℎ 2 − 𝑂𝐷𝑐𝑎ñ 2 ∗ 𝐻𝑡𝑢𝑏 1029,4

Dónde: ODoh: Diámetro del colgador = 20 (in) ODcañ: Diámetro de la cañería = 16 (in) Hzap: Altura de la tubería = 656 (pie)

105

𝑉𝑎 =

20(𝑖𝑛)2 − 16(𝑖𝑛)2 ∗ 656(𝑝𝑖𝑒) 1,029.4 𝑉𝑎 =91.766 (bbl)

Para el cálculo del volumen en el interior se usará: 𝑉𝑡 =

𝑂𝐷𝑐𝑎ñ 2 ∗ 𝐻𝑐𝑜𝑝 1,029,4

Dónde: ID cañ: Diámetro interno de la cañería = 14.688 (in) Hcop: Altura del cople: 30 (pie)

𝑉𝑡 =

14.688(𝑖𝑛)2 ∗ 30 1,029,4

𝑉𝑡 = 6.287(𝑏𝑏𝑙)

El resultado de 6.287 (bbl) es el volumen en el interior de la tubería desde el fondo hasta el cople flotador. Una vez calculado los volúmenes en el espacio anular y el interior de la tubería se proceden al cálculo del volumen de la lechada principal con la suma de los volúmenes.

𝑉𝑡 = 𝑉𝑎 + 𝑉𝑖

Dónde: Va: Volumen en el espacio anular =91.766 (bbl) Vi: Volumen en el interior = 6.287 (bbl) 𝑉𝑡 = (91.76(𝑏𝑏𝑙) + 6.287(𝑏𝑏𝑙)) 𝑉𝑡 = 98.047(𝑏𝑏𝑙)

El resultado de 98.047 (bbl) es el volumen de cemento que se necesita para cementar la tubería.

106

3.3.4.1 Cálculos de la cantidad de sacos para preparar la lechada principal. Para calcular la cantidad de sacos de cemento se debe de conocer el volumen de agua y la densidad de la lechada, con la ecuación 30 del presente proyecto. 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑠 = 𝑉𝑜𝑙𝑙𝑒𝑐ℎ ∗ 0.1337(𝑝𝑖𝑒 3 /𝑔𝑎𝑙)

Dónde: Vol lech: Volumen de la lechada = 9.022 (gal/sx) Factor de conversión = 0.1337 (ft3/gal) 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑠 = 9.022(𝑔𝑎𝑙/𝑠𝑥) ∗ 0.1337(𝑝𝑖𝑒 3 /𝑔𝑎𝑙) 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑠 = 1.206(𝑝𝑖𝑒 3 /𝑠𝑥)

El valor de 1.206 (ft3/sx) nos determina la resistencia que tendrá el cemento para el tramo 1, se procede al cálculo de los sacos de cemento requerido con la ecuación 31:

𝑠𝑎𝑐𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 =

𝑉𝑡 (𝑏𝑏𝑙) 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑠(𝑏𝑏𝑙/𝑠𝑥)

Dónde: Vt: Volumen total de la lechada = 98.047 (bbl) Resis: Resistencia del cemento = 1,206 (pie3/sx)

𝑅𝑒𝑠𝑖𝑠 = 1.206 (

𝑝𝑖𝑒 3 1(𝑚3 ) 1000 (𝑙) 1(𝑏𝑏𝑙) )∗ ∗ ∗ 3 (0.3048𝑝𝑖𝑒) 𝑠𝑥 1(𝑚3 ) 159(𝑙) 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑠 = 0.215 (𝑏𝑏𝑙/𝑠𝑥)

El valor de 0.1358 (bbl/sx) es la conversión de 0.7629 (pie3/sx), con este valor se procede al cálculo de saco de cemento requerido.

107

𝑠𝑎𝑐𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 =

98.047(𝑏𝑏𝑙) = 456.033 (𝑠𝑥) 0.215(𝑏𝑏𝑙/𝑠𝑥)

𝑠𝑎𝑐𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 = 456.033(𝑠𝑥) = 457 (𝑠𝑥) El resultado de 457 (sx) son los sacos requeridos de cemento para la preparación de la lechada. 3.4 DIMENSIONAMIENTO LA SARTA DE PERFORACIÓN PARA CADA TRAMO DEL POZO ITG.4D 3.4.1 Identificación los Tipos de Trépanos La teoría nos indica que existen distintos tipos de trépanos, en la tabla 16 identificaremos cada una de ellas, conociendo las ventajas y las consideraciones que presentan y se deben tomar en cuenta para la selección de trépanos, ya que en base a los tipos de trépanos, ventajas y consideraciones se analizara y se seleccionara el trépano para cada sección o tramo de la perforación. TABLA 16:

TIPOS DE TRÉPANOS

BARRENAS TRICÓNICAS

Dientes de acero fresado Inserto de carburo de tugsteno

TIPOS DE BARRENAS O TRÉPANOS

VENTAJAS  Alta velocidad perforación.  Buena estabilidad.  Económica.  Durabilidad estructura de corte.  Amplio rango formaciones.

CONSIDERACIONES de  La velocidad de desgaste de dientes.  La vida de los cojinetes. de  Velocidad de de perforación más lenta.  Vida de cojinetes.

 Tienen una gran vida Barrenas de útil. diamante  Gran capacidad para natural formaciones duras.  Disponible para perforar Barrenas de desde una formación compacto de muy suave hasta una 108

 Velocidad de perforación más lenta.  Aplicaciones de costo elevado.  Tienen poco avance durante la perforación.  Daño por impacto.

TIPOS DE TRÉPANOS

BARRENAS DE CORTADORES FIJOS.

BARRENAS ESPECIALES

VENTAJAS

CONSIDERACIONES

diamante muy dura.  Presenta problemas de policristalino  Pueden ser rotadas a acuñamiento en (PDC) altas velocidades formaciones (RPM). deleznables y en pozos  Se puede utilizar con en donde se desea repasar el agujero por motor de fondo. constantes derrumbes  Estabilidad del pozo. de formación. Estas se emplean para la perforación direccional de Barrenas formaciones blandas. desviadoras Se los utiliza para la perforación con aire, gas o Barrenas neblina, como medio de circulación. mono cónicas Se usan para operaciones muy específicas, por lo Barrenas tanto, no se considera su análisis económico especiales comparativo para su aplicación directa. Fuente: Elaboracion Propia

3.4.2. Selección del trépano adecuado para cada tramo a perforar La selección de trépanos para cada tramo se realizará en base a la identificación y clasificación anteriormente realizada en la tabla 16, en el cuál se mencionan algunas de las ventajas y consideraciones a tomar. 

Selección del trépano para el tramo I de la tubería guía o conductora

Para el tramo I se determinó el uso de un trepano tricónico de 20” con código IACD 1.1.5., de acuerdo al tipo de formaciones que se atravesarán. El tipo de trépano a utilizar será de tipo tricónico de dientes de acero fresado ya que entre sus ventajas tenemos una alta velocidad de perforación, y son los más económicos. A continuación, en la tabla 17 se describe los dígitos de acuerdo al código IACD.

109

TABLA 17:

TREPANO PARA EL TRAMO DE LA TUBERÍA GUÍA O CONDUCTOR

TRÉPANO PARA EL TRAMO DE LA TUBERÍA GUÍA O CONDUCTOR Tricónico Tipo de trépano Sistema de corte (1er digito)

1 Dientes de acero para formación blanda.

Dureza de formación

1 Suave.

(2do digito) Sistema de rodamiento (3er digito)

5 Balero sellado y protección al calibre.

Ventajas

 Alta velocidad de perforación  Buena estabilidad.  Económica.

Imagen

Fuente: Elaboracion Propia en base al Código IACD



Selección de trepano para el tramo II de la tubería superficial

Para el siguiente tramo que es el tramo II se determinó el uso de un trépano tricónico de 143⁄4” con código IACD 4.1.5., de acuerdo al tipo de formaciones que se atravesarán. El tipo de trépano a utilizar será de tipo tricónico de dientes de inserto para formación muy blanda, ya que entre sus ventajas tenemos una alta velocidad de perforación, y son los más económicos. A continuación, en la tabla 18 se describe los dígitos de acuerdo al código IACD.

110

TABLA 18:

TREPANO PARA TRAMO DE LA TUBERÍA SUPERFICIAL

TRÉPANO PARA EL TRAMO DE LA TUBERÍA SUPERFICIAL Tipo de trépano Tricónico Sistema de corte

4

Dientes de inserto para

(1er digito)

formación muy blanda.

Dureza de formación (2do digito)

1

Suave.

5

Balero sellado y protección al

Sistema de rodamiento (3er digito)

calibre. 

Alta velocidad de perforación 

Ventajas

Buena estabilidad. 

Económica.

Imagen

Fuente: Elaboracion Propia en base al Código IACD



Selección de trépano para el tramo III de la tubería intermedio

Para este tramo III se determinó el uso de un trepano de cortadores fijos de compacto de diamante poli cristalino (PDC) 105⁄8” con código IACD M 3.2.5., de acuerdo al tipo de formaciones que se atravesarán. A continuación, en la tabla 19 se describe los dígitos de acuerdo al código IACD.

111

TABLA 19:

TREPANO PARA EL TRAMO DE LA TUBERÍA INTERMEDIO

TRÉPANO PARA EL TRAMO DE LA TUBERÍA INTERMEDIO Tipo de trépano Barrenas de cortadores fijos. Tipo de cortador y

M

Tipo de cortador:PDC

material del cuerpo

Material del cuerpo: MATRIZ

(1er carácter) Perfil del cuerpo

3

Altura del flanco: ALTO

(2do carácter) Diseño hidráulico

Altura del cono: MEDIA Distribución de cortadores: EN ALETAS

2

(3er carácter)

Tipo de orificio: ORIFICIO FIJO Diseño hidráulico

5

Tamaño: MEDIANO

(3er carácter)

Densidad: MEDIA 

Ventajas

Alta velocidad de perforación  Disponible para perforar desde una formación muy dura.

Imagen

Fuente: Elaboracion Propia en base al Código IACD



Selección del trépano para el tramo IV de la tubería de producción

Para este tramo IV se determinó el uso de un trépano de cortadores fijos de compacto de diamante poli cristalino (PDC) de 61⁄2” con código IACD D 2.2.3., de acuerdo al tipo de formaciones que se atravesaran. A continuación, en la tabla 20 se describe los dígitos de acuerdo al código IACD.

112

TABLA 20: TREPANO PARA EL TRAMO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

TRÉPANO PARA EL TRAMO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN Tipo de trépano Barrenas de cortadores fijos. Tipo de cortador y

Tipo de cortador::DIAMANTE

D

material del cuerpo

NATURAL

(1er carácter)

Material del cuerpo: MATRIZ

Perfil del cuerpo

Altura del flanco: ALTO

2

(2do carácter) Diseño hidráulico

Altura del cono: MEDIA Distribución de cortadores: EN

2

ALETAS

(3er carácter) Diseño hidráulico

Tipo de orificio: ORIFICIO FIJO Tamaño: GRANDE

3

(3er carácter)

Densidad: BAJA 

Ventajas



Alta velocidad de perforación Disponible para perforar desde una formación muy dura.

Imagen

Fuente: Elaboracion Propia en base al Código IACD

3.4.3 Identificación de los componentes de la sata de perforación Los arreglos de fondo se usan para pozos direccionales, existen tres tipos de arreglo de fondo los cuales son para formaciones blandas, semiduras y duras, las cuales incrementan, mantienen o reducen ángulo, en la tabla 21 se procederá a describir ciertas características que presentan los arreglos de fondo.

113

TABLA 21. DISTINTOS ARREGLOS DE FONDO

ENSAMBLAJE DE FONDO

Para

Un ensamble de fondo

incrementar

típico para incrementar

ángulo.

el ángulo del pozo de tipo fulcrum cuenta con un

porta

barrena

estabilizador 1 o 1.5 m de

la

barrena,

este

estabilizador permite la flexión originado por el peso sobre barrena, el que

tiende

a

incrementar el ángulo.

La mejor selección para el incremento de angulo es el estabilizador 5 y 6, ya que estos cuentan con 27 m de separacion permitiendo asi una mayor flexion y un mejor incremento de angulo.

114

ENSAMBLAJE DE FONDO Para reducir

A este tipo de arreglos

ángulo.

se les conoce como arreglos tipo péndulo, debido a que la fuerza lateral

de

péndulo,

ejercida

por

la

gravedad, es superior a la fuerza de pandeo. Este

tipo

de

arreglo

generalmente es usado La mejor selección para reducir el angulo en pozos direccionales son los estabilizadores 1-4 , ya que estos para

el

control

de cuentan con

desviación.

distancias menores de

separacion entre la barrena y el primer estabilizador.

Para

Estos

ensambles

mantener

fondo

son

ángulo.

como

de

conocidos sartas

empacadas, comúnmente empleadas

para

mantener el ángulo de inclinación.

los

estabilizadores

se

colocan de tal manera que las fuerzas laterales de pandeo y péndulo se neutralicen.

El arreglo de incremento y reduccion apropiado es el estabilizador 3 debido a que este reduce e incrementa el angulo.

Fuente: Elaboracion Propia

115

3.4.4 Especificación de los componentes de la sarta de perforación La selección del ensamblaje de fondo se realizará de acuerdo a la tabla anterior, y conociendo que la configuración del pozo ITG-4D es direccional tipo J se procede a la selección de los dos tipos de ensamblajes de fondo debido a que se tiene que incrementar y mantener el ángulo del pozo. En la tabla 22 se desarrollará la selección de los tipos de ensamblajes para atravesar las diferentes formaciones. TABLA 22. SELECCIÓN DE ARREGLOS DE FONDOS

FORMACIÓN

LITOLOGÍA

TIPO DE

ENSAMBLAJE

CONFIGURACIÓN

FORMACIÓN YECUA

Arenisca

Duras

Empacado

Lutita PETACA

Arenisca

Duras

Empacado

ESCARPMENT

Arcillitas

Duras

Empacado

Duras

Fullcrum

Duras

Empacado

Arenisca CHORRO

Arenisca Cuarcitas Limolitas

TUPAMBI

Caliza Arenisca

ITACUA

Arcilla

Duras

Empacado

IQUIRI

Arcilla

Duras

Empacado

Fuente: Elaboracion Propia

3.4.5 Dimensionamiento de los componentes de la sarta de perforación El dimensionamiento de los componentes de la sarta de perforación, se realizará por componente siguiendo detalladamente con la teoría planteada en la fundamentación teórica del presente proyecto. 3.4.5.1 Diámetro de los lastrabarrenas (Drill Collar) Los diámetros de los lastrabarrenas se realizarán de acuerdo a la fundamentación teórica planteada en el presente proyecto, donde se utilizará la tabla de diámetros de 116

los lastrabarrenas en el cual se ingresa con el diámetro externo del trepano o barrena seleccionado para cada tramo. A continuación, en la tabla 23 se muestra los diámetros seleccionados de los lastrabarrenas y los pesos que fueron determinados con el manual de Handbook de Schlumberger de acuerdo a la norma 5C3 (Ver Anexo F). TABLA 23: DIÁMETROS DE LOS LASTRABARRENAS

OD DEL TREPANO (pulg)

OD DE LOS LASTRABARRENAS (pulg)

ID DE LOS LASTRABARRENAS (pulg)

PESO DE LOS LASTRABARRENAS (lbm/pie)

20

11

3

302

14 3/4

9

2 13/16

195

10 5/8

8

2 13/16

150

6 1/2

4.5

2.25

41

Fuente: Elaboracion Propia en base al handbook de Schlumberger

3.4.5.2 Longitud de los Lastrabarrenas Para realizar el cálculo de la longitud de los lastrabarrenas primeramente se realizará el cálculo del número de lastrabarrenas que se utilizará para cada tramo con las ecuaciones. Calculo del número de lastrabarrenas para el tramo I (tubería guía o conductora): 

Factor de flotación ecuación: 𝐹𝑓 = 1 −

𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝜌𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜

Dónde: 𝐹𝑓:

Factor de flotación (adimensional)

𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 :

10.43 lpg

𝜌𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 :

65.47 lpg 𝐹𝑓 = 1 −

10.43 𝑙𝑝𝑔 = 0.841 65.47 𝑙𝑝𝑔 117



Peso sobre el trepano ecuación: 𝑊𝑂𝐵 = 𝑂𝐷 𝑡𝑟𝑒𝑝𝑎𝑛𝑜 ∗ (ℎ𝑜𝑗𝑎 𝑡𝑒𝑐𝑛𝑖𝑐𝑎)

Dónde: 𝑊𝑂𝐵:

Peso sobre el trepano (Klb)

𝑂𝐷 𝑡𝑟𝑒𝑝𝑎𝑛𝑜: 20 pulg ℎ𝑜𝑗𝑎 𝑡𝑒𝑐𝑛𝑖𝑐𝑎: 2.5 a 5.5 Klb 𝑊𝑂𝐵 = 20 𝑝𝑢𝑙𝑔 ∗ 2.5 = 50 𝐾𝑙𝑏 

Peso sobre el trepano ajustada ecuación: 𝐴𝑊𝐵 = 𝑊𝑂𝐵 ∗ 1,000 ∗

1 ∗ 𝐹𝑆 𝐹𝑓

Dónde: 𝐴𝑊𝐵: Peso sobre el trepano ajustado (lb) 𝑊𝑂𝐵: 50 Klb 𝐹𝑓:

0.841

𝐹𝑆:

1.15 𝐴𝑊𝐵 = 50 ∗ 1,000 ∗

1 ∗ 1.15 = 68,370.987 𝑙𝑏 0.841

Una vez calculado el peso sobre la barrena que se requiere, se realiza el cálculo de la longitud de los lastrabarrenas necesarios con la ecuación: 𝐿𝐿𝐵 =

𝐴𝑊𝑆 ∗ 𝐹𝑑 𝑃𝐿𝐵 ∗ 𝐹𝑓

Dónde: 𝐿𝐿𝐵: Longitud mínima del lastrabarrena 𝐴𝑊𝐵: 68,370.987 lb 𝐹𝑑:

1.15

𝑃𝐿𝐵: 302 lb/pie 𝐹𝑓:

0.841

118

𝐿𝐿𝐵 =

68,370.987 ∗ 1.15 = 309.576 𝑝𝑖𝑒 302 ∗ 0.841

El procedimiento de cálculo se realizó para el primer tramo, el mismo procedimiento se realiza para los siguientes tramos en los cuales se tomaran A continuación, en la tabla 24 se puede observar los resultados de los cálculos realizados para los tramos. TABLA 24: LONGITUD DE LOS LASTRABARRENAS PARA CADA TRAMO Peso TRAMO

OD

lodo (lpg)

Ff

(pulg)

H.T.

WOB

(Klb)

(Klbs)

AWB (lb)

PLB

LLB (pies)

(lb/pie)

I

20

10.43

0.841

5.5

110

150,416.171

302

309.576

II

14 3/4

10.50

0.839

5.5

81.125

111,196.365

195

781.613

III

10 5/8

11.75

0.821

5.5

58.438

81,855.907

150

764.387

IV

6 1/2

12.54

0.808

5.5

35.75

50,881.807

58

1,248.59

Fuente: Elaboracion Propia, en base a Hanbook de Schlumberger

Se realizó el cálculo de la longitud de los lastrabarrenas que se utilizaran en cada tramo, seguidamente realizaremos el cálculo de la longitud de las tuberías extrapesadas y el número de tuberías extrapesadas que se requerirán para cada tramo. 3.4.5.3 Longitud de las tuberías extrapesadas Para realizar el cálculo de la longitud de las tuberías extrapesadas se utilizara la siguiente ecuación, a continuación, se realizan los cálculos para el primer tramo: 𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃 =

671.4 ∗ 𝐴𝑊𝐵 ∗ 1.15 𝑃𝐷𝐶𝑠 ∗ 𝐿𝐷𝐶𝑠 − 𝑃𝐷𝐶𝑠 ∗ 𝐹𝑓 ∗ 𝑐𝑜𝑠∅ 𝑃𝐻𝑊𝐷𝑃

Dónde: 𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃 :

Longitud total de tubería extrapesada (pie)

𝐴𝑊𝐵:

68.227 ton

𝑃𝐷𝐶𝑠 :

302 (lb/pie) 119

𝐹𝑓:

0.841

∅:

0

𝐿𝐷𝐶𝑠 :

9 pie

𝑃𝐻𝑊𝐷𝑃 :

56.85(lb/pie) 𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃 =

671.4 ∗ 68.227 ∗ 1.15 302 ∗ 9 − = 159.601 𝑝𝑖𝑒 302 ∗ 0.841 ∗ 𝑐𝑜𝑠0 56.85

A continuación, en la tabla 25 se puede observar el cálculo de la longitud de la tubería extrapesada para cada tramo. TABLA 25: LONGITUD DE HWDP PARA CADA TRAMO

TRAMO

AWB

PDCs

Ff

(Ton)

(lb/pie)

I

68.227

302

0.841

II

50.438

195

III

37.129

IV

23.079

LDCs (m)

PHWDP

LHWDP

(lb/pie)

(pie)

9

56.85

159.601

0.839

9

49.77

202.773

150

0.821

9

38.84

198.029

58

0.808

9

30.39

363.062

Fuente: Elaboracion Propia

3.4.5.4 Longitud de los estabilizadores De acuerdo a teoría planteada en la fundamentación teórica existen tres tipos de estabilizadores: estabilizadores de aleta soldada, estabilizadores de aleta integrada y estabilizadores de diámetros ajustado; de acuerdo a las características que presentan cada una se determinó que se utilizara los estabilizadores de aleta integrada ya que estas son las más adecuadas para la perforación del pozo ITG-4D, estos estabilizadores son para formaciones duras y además pueden tener 3 o 4 aletas e inserto de tungsteno o carbón. Una vez seleccionado el tipo de estabilizador se procede con el cálculo de la longitud donde se determinará en base a la teoría que indica que los estabilizadores tienen una longitud de 5.58 pie y de acuerdo a la configuración del aparejo de fondo, un estabilizador se colocará seguido del trepano y habrán dos estabilizadores entre los últimos cuatro lastrabarrena. 120

Por lo tanto: 𝐿𝑒𝑠𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜𝑟 = 5.58 𝑝𝑖𝑒 ∗ 3 = 16.74 𝑝𝑖𝑒 Se realizó los cálculos de las longitudes de las herramientas de fondo y se realizó la selección del tipo de herramienta que se utilizará, de acuerdo a estos resultados obtenidos se calculará el total de profundidad ocupada por el arreglo de fondo para así poder determinar la longitud de tuberías de perforación que se utilizará para cada tramo. A continuación, en la tabla 26 se puede observar las longitudes totales de las herramientas de fondo para cada tramo. TABLA 26:

LONGITUD DE LOS ARREGLOS DE FONDO

TRAMO

LDCS (pie)

LHWDP (pie)

𝐋𝐞𝐬𝐭𝐚𝐛𝐢𝐥𝐢𝐳𝐚𝐝𝐨𝐫 (pie)

LONGITUD TOTAL (pie)

I

309.576

159.601

16.74

485.917

II

781.613

202.773

16.74

1,001.126

III

764.387

198.029

16.74

979.156

IV

1,248.59

363.062

16.74

1,628.392

Fuente: Elaboracion Propia

3.4.5.5 Dimensionamiento de la tubería de perforación Para realizar el dimensionamiento de las tuberías de perforación primeramente se calculará la longitud que se añadirá al arreglo de fondo de cada tramo, en la tabla anterior se pudo observar las longitudes de los arreglos de fondo totales para cada tramo, entonces la longitud de la tubería de perforación será igual a la profundidad total de cada tramo menos la longitud de arreglo de fondo de cada tramo. A continuación, en la tabla 27 se puede observar la longitud de tuberías de perforación que se requieren para cada tramo.

121

TABLA 27: LONGITUD DE LAS TUBERÍAS DE PERFORACIÓN

TRAMO

PROFUNDIDAD DEL TRAMO (pie)

PROFUNDIDAD DEL ARREGLO DE FONDO (pie)

LONGITUD DE TP (pie)

I

656.168

485.917

170.251

II

2,624.672

1,001.126

1,623.546

III

6,233.596

979.156

5,254.44

IV

7,545.932

1,628.392

5,917.54

Fuente: Elaboracion Propia

Una vez que se determinó las longitudes de tubería de perforación, se debe seleccionar las tuberías adecuadas que puedan resistir el diseño, esto se realiza de acuerdo a la norma SPEC 5D con la tabla de diámetros y los diámetros de la tubería de revestimiento. En base a los diámetros de las tuberías de revestimiento se determinó los diámetros externos de las tuberías de perforación, a continuación, con las tablas del manual de Handbook de Schulmberger, se determinará, los diámetros internos, el grado, el peso de las tuberías de perforación como se observa en la tabla 28. TABLA 28: SARTA DE PERFORACIÓN DEL POZO

TRAMO

OD (pulg)

ID (pulg)

GRADO

PESO (lb/pie)

Tyield (lbm)

CLASE

I

5

4.408

X-95

16.25

328,263

Premium

II

5

4.408

S-135

16.25

466,479

Premium

III

5

4.276

E-75

19.50

311,535

Premium

IV

4

3.826

X-95

16.60

329,542

Premium

Fuente: Elaboracion Propia en base al handbook de Schlumberger

Con los datos obtenidos del manual de Schlumberger, se debe realizar el diseño a la tensión y al colapso para verificar la resistencia de la tubería seleccionada. 122



Diseño a la tensión

La carga máxima colocada en una tubería, incluyendo contingencias: 𝑃𝐴 =

𝑃𝑇 𝐷𝐹𝑇

Dónde: 𝑃𝐴:

Carga permitida (lb)

𝑃𝑇:

Resistencia a la tensión = 328,263 (lb)

𝐷𝐹𝑇: Factor de diseño a la tensión = 1.1 𝑃𝐴 =

328,263 = 298,420.909 𝑙𝑏 1.1

La capacidad de sobretensionamiento diseñada por encima de la carga de trabajo (PW), para compensar el arrastre esperado, posible atrapamiento, aplastamiento por cuñas, y el efecto de presión circulante. Los valores del MOP son típicamente 50,000 -100, 000 Lb. La carga de trabajo es la tensión máxima esperada que puede ocurrir durante operaciones normales, el cálculo de carga de trabajo se realiza con la ecuación: 𝑃𝑤 = 𝑃𝐴 − 𝑀𝑂𝑃 Dónde: 𝑃𝑤:

Cargas de trabajo (lb)

𝑃𝐴:

Carga permitida (lb) = 298,420.909 lb

𝑀𝑂𝑃: Margen de sobre tensionamiento = 100,000 lb (se usa el valor máximo para verificar la resistencia) 𝑃𝑤 = 298,420.909 − 100,000 = 198,420.909 𝑙𝑏 

Diseño al colapso

Para realizar el diseño al colapso se debe considerar la situación más crítica, en la cual la tubería de perforación se encuentra vacía y por el espacio anular se encuentra el fluido de perforación ejerciendo su presión hacia la tubería, es por eso que verifica que la resistencia al colapso de la tubería seleccionada sea mayor a la 123

presión hidrostática, la presión hidrostática es igual a la presión de formación más un diferencial de presión de 400 psi: 𝑃ℎ = 𝑃𝑓 + 400 𝑝𝑠𝑖 Dónde: 𝑃ℎ:

Presión hidrostática (psi)

𝑃𝑓:

Presión de formación (psi) = 656.127 psi 𝑃ℎ = 656.127 + 400 𝑝𝑠𝑖 = 1,056.127 psi

A continuación, en la tabla 29 se puede observar la verificación de la presión hidrostática con la presión de colapso en cada tramo. TABLA 29:

RESISTENCIA AL COLAPSO

PRESIÓN HIDROSTÁTICA < RESISTENCIA AL COLAPSO TRAMO

Pf (psi)

Ph (psi)

RESISTENCIA AL COLAPSO (Psi)

I

656.127

1.056.127

4,935

II

1,168.936

1,568.936

5,661

III

2,958.246

3,358.246

7,041

IV

3,440.054

3,840.054

8,765

Fuente: Elaboracion Propia

Como se puede observar en la tabla, las presiones de colapso de las tuberías seleccionadas son mayores a la presión hidrostática en cada tramo, lo que significa que resisten al colapso como a la tensión y son las tuberías de perforación adecuadas para cada tramo. 3.5 ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN HASTA LAS FORMACIONES OBJETIVOS 3.5.1 Definición del tipo de fluido para cada tramo La formulación de lodos de perforación debe cumplir con las exigencias de la operación de perforación para atravesar las distintas formaciones los cuales van a requerir de diferentes tipos de lodos, un buen programa de perforación debe tener

124

muy bien desarrollado los volúmenes de fluidos de perforación, aditivos a usarse en cada tramo, y las principales propiedades reológicas, además de realizar la descripción de las normas API RP13B1 y la API RP13B2 que son normas de fluidos base agua y aceite respectivamente. 3.5.2 Determinación de aditivos del fluido de perforación del pozo ITG-4D Una vez determinado el tipo de lodo o fluido de perforación que se utilizará en la perforación del pozo ITG-4D, proseguimos con la determinación de los aditivos para la formulación del lodo, para ello en la siguiente tabla 30 se muestra la clasificación y características de los fluidos que requieren los lodos de perforación base agua. TABLA 30:

CLASIFICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS

CLASIFICACIÓN

CARACTERÍSTICAS  Trabajan a diferentes temperaturas.

Bentoníticos

 Trabajan

con

diferentes

tipos

de

fluidos

(hidrocarburos y geotérmicos).  Alta capacidad de limpieza  Contaminan la energía geotérmica (vapor). Lignosulfonatos

 No resisten más de 300ºF por que se degradad.  Da lugar a la formación de CO2 y H2S (gases ácidos).

No dispersos Poliméricos

 Contaminación severa.  Altas temperaturas limitan su uso.  No trabaja con temperaturas elevadas.  Se formula con agua y bentonita.  Reducen o inhiben la interacción entre el fluido y

Inhibidos

las arcillas de formación.  Bajo costo. Fuente: Elaboracion Propia

125

De acuerdo a los componentes básicos y complementarios del fluido de perforación y a las formaciones que se atravesarán en la perforación, se determinó es uso de los siguientes aditivos (ver tabla 31): TABLA 31: ADITIVOS DEL FLUIDO BASE AGUA

TIPO DE ADITIVO

ADITIVO

FUNCIÓN 

Reducir la perdida de agua.



Mejorar la limpieza.

Barita



Densificante.

Carbonato de



Densificante.

calcio



Controlador de pérdidas de

Bentonita Arcillas

Aditivos químicos

circulación. Aditivos



Cloruro de sodio

inorgánicos

Formulador

de

soluciones

salinas. Fuente: Elaboracion Propia

3.5.3 Formulación del fluido de perforación en laboratorio Para la formulación de los fluidos de perforación, se utilizó el laboratorio de la Escuela Militar de Ingeniería unidad Cochabamba, para el desarrollo de la formulación de los fluidos de perforación, primero se determina las densidades de los lodos a formular, que están de acuerdo a las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento y a las formaciones que se atravesaran. En la tabla 32, se observa las densidades adecuadas para atravesar cada sección del pozo ITG-4D. TABLA 32. DENSIDADES DE LODO PARA CADA SECCIÓN

SECCIÓN

T.REVESTIMIENTO

DENSIDAD (lpg)

I

Conductora

10.43

II

Superficial

10.50

III

Intermedia

11.75

IV

Productora

12.54

Fuente: Elaboración Propia

126

Se debe tomar en cuenta para la formulación de las fluidos de perforación se aplica la ley de conservación de masa, para determinar la cantidad de componentes necesarios, y así, llegar a la densidad deseada. También se debe considerar que 350 ml es igual a 1 bbl en campo, de la misma manera 1 g en laboratorio es igual 1 lb en campo. Este concepto es útil para los técnicos de lodos en campos de perforación para realizar pruebas antes de producir. 

Preparación del lodo bentónico:

1. Para saber la cantidad de volumen de agua y bentonita, se realizó un balance de materia con la ecuación: 𝑉𝐵𝑒𝑛 =

𝑉𝑙𝑜𝑑𝑜 ∗ 𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 − 𝑉𝑙𝑜𝑑𝑜 ∗ 𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 𝜌𝐵𝑒𝑛 − 𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎

Vlodo: volumen final del lodo= 350 (ml) 𝞺lodo: densidad final del lodo= 10.43 (lpg) 𝞺agua: densidad del agua= 8.345 (lpg) VBen: volumen del densificante=? (ml) 𝞺Ben: densidad del densificante= 21.697 (lpg)

𝑉𝐵𝑒𝑛 =

350(𝑚𝑙) ∗ 10.43(𝑙𝑝𝑔) − 350(𝑚𝑙) ∗ 8.345(𝑙𝑝𝑔) (21.697(𝑙𝑝𝑔) − (8.345(𝑙𝑝𝑔)) 𝑉𝐵𝑒𝑛 = 54.65(𝑚𝑙)

Entonces el volumen del agua resulta del despeje: Vlodo: volumen final del lodo= 350 (ml) VBen: volumen del densificante= 54.65 (ml) 𝑉𝑎𝑔𝑢𝑎 = 350 (𝑚𝑙) − 54.65 (𝑚𝑙) 𝑉𝑎𝑔𝑢𝑎 = 295.353(𝑚𝑙) 127

2. Para la obtención de la masa de bentonita se realizan los cálculos con la ecuaciónes: 𝑚𝐵𝑒𝑛 = 𝑉𝐵𝑒𝑛 ∗ 𝜌𝐵𝑒𝑛 Dónde: VBen: Volumen del densificante = 54.65 (ml) ρBen: Densidad del densificante = 2.6 (gr/ml) 𝑚𝐵𝑒𝑛 = 54.65(𝑚𝑙) ∗ 2.6(𝑔𝑟/𝑚𝑙) 𝑚𝐵𝑒𝑛 = 142.09 (𝑔𝑟) En laboratorio se determinó el lodo bentonitico añadiendo a un vaso térmico un volumen de agua igual a 295.353 (ml), y 142.09 (gr) de bentonita. 3. Posteriormente se procedió a la medición de pH como se puede observar en la figara 39, donde se obtuvo un pH de 9.2.

FIGURA 39. PAPEL PH

Fuente: Tesis

128

4. Con la balanza de lodos de laboratorio se midió el peso del lodo bentónitico, como se puede apreciar en la figura 40, obteniendo una lectura de 10.43 lpg el cual se esperaba. FIGURA 40. BALANZA DE LODOS

Fuente: Tesis

3.5.4 Programa hidráulico del pozo 3.5.4.1 Practica recomendada para la reología y la hidráulica de los fluidos de perforación – API 13D Recomienda dos conjuntos de ecuaciones reológicas, uno para dentro de la tubería (condiciones turbulentas) y otro para el espacio anular (condiciones laminares). Tubería La ecuación de Ley Exponencial para tuberías está basada en las indicaciones del viscosímetro de lodo a 300 y 600 RPM (𝜃300 y 𝜃600). Estos datos son obtenidos por la empresa YPFB, el cálculo se lo realiza con la ecuación: 𝑛𝑝 = 3.32 ∗ 𝑙𝑜𝑔 129

𝜃600 𝜃300

Dónde: 𝑛𝑝 :

Índice de ley exponencial (adimensional)

𝜃600 : Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más alta = 58 𝜃300 : Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más baja =44 𝑛𝑝 = 3.32 ∗ 𝑙𝑜𝑔

58 = 0.398 44

Para hallar el índice de consistencia, la ecuación: 𝐾𝑃 =

5.11 ∗ 𝜃300 511𝑛𝑝

Dónde: 𝐾𝑝 :

Índice de consistencia (adimensional)

𝜃300 : Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más baja = 44 𝑛𝑝 :

Índice de ley exponencial = 0.398 𝐾𝑃 =



5.11 ∗ 44 = 18.753 5110.398

Espacio anular

Las ecuaciones de Ley Exponencial para el espacio anular son desarrolladas de la misma manera, pero éstas utilizan los valores obtenidos a 3- y 100-RPM (Θ3 y Θ100) El cálculo se lo realiza con la ecuación: 𝑛𝑎 = 0.657 ∗ 𝑙𝑜𝑔

𝜃100 𝜃3

Dónde: 𝑛𝑎 :

Índice de ley exponencial (adimensional)

𝜃100 : Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más alta =34.67 𝜃3 :

Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más baja =12 𝑛𝑎 = 0.657 ∗ 𝑙𝑜𝑔

34.67 = 0.303 12

Para hallar el índice de consistencia, la ecuación 38:

130

𝐾𝑎 =

5.11𝜃100 170.2𝑛𝑎

Dónde: 𝐾𝑎 :

Índice de consistencia. (adimensional)

𝜃100 : Indicación del viscosímetro de lodo a una velocidad de corte más baja.=34.67 𝑛𝑎 :

Índice de ley exponencial. =0.204 𝐾𝑎 =

5.11 ∗ 34.67 = 37.413 170.20.303

Los resultados obtenidos de índice de ley exponencial e índice de consistencia, dentro la tubería como en el espacio anular, se pude observar en la tabla 33. TABLA 33: ÍNDICE DE LEY EXPONENCIAL E ÍNDICE DE CONSISTENCIA

TRAMO

ÍNDICE DE LEY ÍNDICE DE EXPONENCIAL CONSISTENCIA

Tubería

0.398

18.753

Espacio anular

0.303

37.413

Fuente: Elaboracion Propia

3.5.4.2 Cálculos de hidráulica Una vez que las propiedades reológicas para un fluido han sido determinadas, los cálculos de hidráulica son realizados para determinar el efecto que este fluido en particular tendrá sobre las presiones del sistema. Para ello se determinó cinco intervalos de cálculos para realizar la hidráulica, donde tres son dentro la tubería y dos en el espacio anular, para el cálculo se sigue detalladamente el procedimiento de cálculo planteado en la fundamentación teórica. a) Velocidad de propagación en el medio La velocidad del fluido que fluye dentro de un espacio anular o una tubería se denomina velocidad de propagación en el medio, supone que la totalidad del fluido está fluyendo a la misma velocidad con un perfil plano y sin las diferencias instantáneas de velocidad que se producen en el flujo turbulento, los cálculos se realizan para los seis intervalos, tres dentro la tubería y tres en el espacio anular.

131



Tubería

La velocidad de propagación en el medio dentro la tubería, se calcula con la ecuación: 𝑉𝑝 =

24.48 ∗ 𝑄 𝐷2

Dónde: 𝑉𝑝 :

Velocidad de propagación (pie/min)

𝑄:

Razón de flujo (gpm) = 360 gpm

𝐷:

Diámetro interior de la tubería de perforación (pulg) = 3.826 pulg 𝑉𝑝 =



24.48 ∗ 360 = 602.038 𝑝𝑖𝑒/𝑚𝑖𝑛 3.8262

Espacio anular

La velocidad de propagación en el medio en el espacio anular, se calcula con la ecuación: 𝑉𝑎 =

24.48 ∗ 𝑄 𝐷2 2 − 𝐷1 2

Dónde: 𝑉𝑎 :

Velocidad de propagación (pie/min)

𝑄:

Razón de flujo (gpm) = 360 gpm

𝐷2 :

Diámetro interior del pozo o de la tubería de revestimiento (pulg) = 6.5 pulg

𝐷1 :

Diámetro exterior de la tubería de perforación (pulg) = 4.5 pulg 𝑉𝑎 =

24.48 ∗ 360 = 400.582 𝑝𝑖𝑒/𝑚𝑖𝑛 6.52 − 4.52

Los cálculos se realizaron para el intervalo 1 dentro la tubería y en el espacio anular, los mismos procedimientos de cálculos se realizan para los intervalos siguientes, como se observa en la tabla 34.

132

TABLA 34: VELOCIDAD DE PROPAGACIÓN EN EL MEDIO DEL SISTEMA

INTERVALO 𝑸 𝑫 TUBERÍA (gpm) (pulg)

𝑽𝒑 (pie/min)

INTERVALO 𝑫𝟐 𝑫𝟏 ESPACIO (pulg) (pulg) ANULAR

𝑽𝒂 (pie/min)

1

360

3.826

602.038

1

6.5

4.5

400.582

2

360

2

2,203.2

2

5

4.5

1,855.326

3

360

2..25

1,740.8 Fuente: Elaboracion Propia

b) Viscosidad efectiva Se realiza el cálculo de la velocidad efectiva expresado en centi Poise (cP), para todos los intervalos, dentro la tubería y en el espacio anular. 

Tubería

La viscosidad efectiva dentro la tubería, se calcula con la ecuación: 𝑛𝑝

𝜇𝑒𝑝

1.6 ∗ 𝑉𝑝 (𝑛𝑝−1 ) 3𝑛𝑝 + 1 = 100 ∗ 𝐾𝑃 ∗ ( ) ∗( ) 𝐷 4𝑛𝑝

Dónde: 𝜇𝑒𝑝 :

Viscosidad efectiva de la tubería (cP)

𝐾𝑃 :

Índice de consistencia (adimensional) = 18.753

𝑉𝑝 :

Velocidad de propagación de la tubería (pie/min) = 602.038 pie/min

𝐷:

Diámetro interior de la tubería de perforación (pulg) = 3.826 pulg

𝑛𝑝 :

Índice de ley exponencial = 0.398

𝜇𝑒𝑝



1.6 ∗ 602.038 (0.398−1) 3 ∗ 0.398 + 1 0.398 = 100 ∗ 18.753 ∗ ( ) ∗( ) = 76.403 𝑐𝑃 3.826 4 ∗ 0.398

Espacio anular

La viscosidad efectiva dentro el anular, se calcula con la ecuación. 2.4 ∗ 𝑉𝑎 (𝑛𝑎−1 ) 2𝑛𝑎 + 1 𝑛𝑎 𝜇𝑒𝑎 = 100 ∗ 𝐾𝑎 ∗ ( ) ∗( ) 𝐷2 − 𝐷1 3𝑛𝑎

133

Dónde: 𝜇𝑒𝑎 :

Viscosidad efectiva del espacio anular (cP)

𝐾𝑎 :

Índice de consistencia (adimensional) = 37.413

𝑉𝑎 :

Velocidad de propagación del espacio anular (pie/min) = 400.582 pie/min

𝐷2 :

Diámetro interior del pozo o de la tubería de revestimiento (pulg) = 6.5 pulg

𝐷1 :

Diámetro exterior de la tubería de perforación (pulg) = 4.5 pulg

𝑛𝑎 :

Índice de ley exponencial = 0.303 (0.303−1)

𝜇𝑒𝑎

2.4 ∗ 400.582 = 100 ∗ 37.413 ∗ ( ) 6.5 − 4.5

2 ∗ 0.303 + 1 0.303 ∗( ) = 60.069 𝑐𝑃 3 ∗ 0.303

Los cálculos se realizaron para el intervalo 1 dentro la tubería y en el espacio anular, los mismos cálculos se realizan para los intervalos siguientes, en la tabla 35 se puede observar los datos para el cálculo de la viscosidad efectiva dentro la tubería y los resultados obtenidos de la viscosidad efectiva. TABLA 35: VISCOSIDAD EFECTIVA DENTRO LA TUBERÍA

𝑽𝒑 (pie/min)

𝑫 (pulg)

18.753

602.038

3.826

2

18.753

2,203.2

3

18.753

1,740.8

INTERVALO TUBERÍA

𝑲𝑷

1

𝒏𝒑

𝝁𝒆𝒑 (cP)

0.398

76.403

2

0.398

23.677

2.25

0.398

29.29

Fuente: Elaboracion Propia

En la tabla 36 se puede observar los datos para el cálculo de la viscosidad efectiva en el espacio anular y el resultado de la viscosidad efectiva calculado. TABLA 36: VISCOSIDAD EFECTIVA EN EL ESPACIO ANULAR

INTERVALO TUBERÍA

𝑲𝒂

𝑽𝒂 (pie/min)

𝑫𝟐 (pulg)

𝑫𝟏 (pulg)

1

37.413

400.582

6.5

5

0.303

60.069

2

37.413

1,855.326

5

4.5

0.303

7.852

Fuente: Elaboracion Propia

134

𝒏𝒂

𝝁𝒆𝒂 (cP)

c) Numero de Reynolds El número de Reynolds (NRe) es un número adimensional usado para determinar si un fluido está en un flujo laminar o turbulento. Realizando el cálculo, si el número de Reynolds es inferior o igual a 2,100 indica un flujo laminar, si es mayor que 2,100 indica un flujo turbulento. Este cálculo se realiza para todos lo intervalos, tanto para los intervalos dentro la tubería como para los intervalos del espacio anular. 

Tubería

Para hallar el número de Reynolds dentro la tubería, se hace uso de la ecuación: 𝑁𝑅𝑒 𝑝 =

15.467 ∗ 𝑉𝑝 ∗ 𝐷 ∗ 𝜌 𝜇𝑒𝑝

Dónde: 𝑁𝑅𝑒 𝑝 : Número de Reynolds para dentro la tubería (adimensional) 𝑉𝑝 :

Velocidad de propagación en la tubería (pie/min) = 602.038 pie/min

𝐷:

Diámetro interior de la tubería de perforación (pulg) = 3.826 pulg

𝜌:

Densidad del lodo (lpg) = 12.53 lpg

𝜇𝑒𝑝 :

Viscosidad efectiva de la tubería (cP) = 76.403 cP 𝑁𝑅𝑒 𝑝 =



15.467 ∗ 602.038 ∗ 3.826 ∗ 12.54 = 5.847.390 76.403

Espacio anular

Para hallar el número de Reynolds en el espacio anular, se hace uso de la ecuación: 𝑁𝑅𝑒 𝑎 =

15.467 ∗ 𝑉𝑎 ∗ (𝐷2 − 𝐷1 ) ∗ 𝜌 𝜇𝑒𝑎

Dónde: 𝑁𝑅𝑒 𝑎 : Número de Reynolds para el espacio anular (adimensional) 𝑉𝑎 :

Velocidad de propagación en el espacio anular (pie/min) = 400.582 pie/min

𝐷2 :

Diámetro interior del pozo o de la tubería de revestimiento (pulg) = 6.5 pulg

𝐷1 :

Diámetro exterior de la tubería de perforación (pulg) = 4.5 pulg

𝜌:

Densidad del lodo (lpg) = 12.54 lpg

𝜇𝑒𝑎 :

Viscosidad efectiva del espacio anular (cP) = 60.069 cP 135

𝑁𝑅𝑒 𝑎 =

15.467 ∗ 400.582 ∗ (6.5 − 4.5) ∗ 12.54 = 2.586.87 60.069

Los cálculos se realizaron para el intervalo 1 dentro la tubería y en el espacio anular, los mismos cálculos se realizan para los intervalos siguientes, en la tabla 37 se puede observar los datos para el cálculo de número de Reynolds dentro la tubería y los resultados calculado. TABLA 37: NÚMERO DE REYNOLDS DENTRO LA TUBERÍA

𝑽𝒑 (pie/min)

𝑫 (pulg)

𝝆 𝒍𝒐𝒅𝒐 (lpg)

1

602.038

3.826

12.54

76.403

5,847.390

2

2,203.2

2

12.54

23.677

36,096.148

3

1,740.8

2.25

12.54

29.29

25,936.755

INTERVALO TUBERÍA

𝝁𝒆𝒑 (cP)

𝑵𝑹𝒆 𝒑

Fuente: Elaboracion Propia

En la tabla 38 se puede observar los datos para el cálculo de número de Reynolds en el espacio anular y el resultado calculado. TABLA 38: NÚMERO DE REYNOLDS EN EL ESPACIO ANULAR

𝝆 𝒍𝒐𝒅𝒐 (lpg)

𝝁𝒆𝒂 (cP)

𝑵𝑹𝒆 𝒂

INTERVALO TUBERÍA

𝑽𝒂 (pie/min)

𝑫𝟐 (pulg)

𝑫𝟏 (pulg)

1

400.582

6.5

4.5

12.54

60.069 2,586.87

2

1,855.326

5

4.5

12.54

7.852

22,914.668

Fuente: Elaboracion Propia

Realizando un análisis a los resultados obtenidos de los números de Reynolds, se determinó que los flujos son turbulentos, debido a que los resultados obtenidos son mayor a 2,100. d) Factor de fricción Fanning El factor de fricción constituye una indicación de la resistencia al flujo de fluido en la pared de la tubería, el cálculo se realiza para todos los intervalos dentro la tubería y en el espacio anular.

136



Tubería

Anteriormente, se determinó de acuerdo a los cálculos realizados que el flujo es turbulento, por lo cual para el cálculo del factor de fricción Fanning dentro la tubería, se hará uso de la ecuación: Si 𝑁𝑅𝑒 > 2,100:

𝐹𝑃 =

(

log 𝑛𝑝 +3.93

)

50

1.75−log 𝑛𝑝

𝑁𝑅𝑒 𝑝 (

7

)

Dónde: 𝐹𝑃 :

Factor de fricción Fanning en la tubería (adimensional)

𝑁𝑅𝑒 𝑝 : Número de Reynolds para la tubería (adimensional) = 5,847.39 𝑛𝑝 :

Índice de ley exponencial (adimensional) = 0.398 𝐹𝑃 =

(

log(0.398)+3.93 50

)

1.75−log(0.398) ( ) 7

= 0.00492

5,847.39 

Espacio anular

Anteriormente, se determinó de acuerdo a los cálculos realizados que el flujo es turbulento, por lo cual para el cálculo del factor de fricción Fanning en el espacio anular, se hará uso de la ecuación 48. Si 𝑁𝑅𝑒 > 2,100:

𝐹𝑎 =

(

log 𝑛𝑎 +3.93 50

𝑁𝑅𝑒 𝑎

)

1.75−log 𝑛𝑎 ( ) 7

Dónde: 𝐹𝑎 :

Factor de fricción Fanning en el espacio anular (adimensional)

𝑁𝑅𝑒 𝑎 : Número de Reynolds para el espacio anular (adimensional) = 2,586.87 𝑛𝑎 :

Índice de ley exponencial (adimensional) = 0.303

𝐹𝑎 =

(

log(0.303)+3.93

2,161.638

50

)

1.75−log(0.303) ( ) 7

137

= 0.00264

Los cálculos se realizaron para el intervalo 1 dentro la tubería y en el espacio anular, los mismos cálculos se realizan para los intervalos siguientes, como se observa en la tabla 39. TABLA 39: FACTOR DE FRICCIÓN FANNING DEL SISTEMA INTERVAL O TUBERÍA

𝑵𝑹𝒆 𝒑

𝒏𝒑

INTERVALO ESPACIO ANULAR

𝑭𝑷

𝑵𝑹𝒆 𝒂

𝒏𝒂

𝑭𝒂

1

5,847.390

0.398 0.00492

1

2,586.87

0.303 0.00534

2

36,096.148 0.398 0.00281

2

22,914.668 0.303 0.00264

3

25,936.755 0.398 0.00311 Fuente: Elaboracion Propia

e) Pérdidas de presión de la columna de perforación La pérdida de presión en la columna de perforación es igual a la suma de las pérdidas de presión en todos los intervalos de la columna de perforación. 

Tubería

La ecuación 49, es usada para calcular la pérdida de presión para cada intervalo de la columna de perforación. 𝑓𝑃 ∗ 𝑉𝑃 2 ∗ 𝜌 𝑃𝑃 = ∗𝐿 92,916 ∗ 𝐷 Dónde: 𝑃𝑃 :

Perdidas de presión en los intervalos de tuberías (psi)

𝑓𝑃 :

Factor de fricción Fanning en la tubería (adimensional) = 0.00492

𝑉𝑃 :

Velocidad de propagación en la tubería (pie/min) = 602.038 pie/min

𝜌:

Densidad del lodo (lpg) = 12.54 lpg

𝐷:

Diámetro interior de la tubería de perforación (pulg) = 3.826 pulg

𝐿:

Longitud (pie) = 5,917.54 pie 0.00492 ∗ 602.0382 ∗ 12.54 𝑃𝑃 = ∗ 5,917.54 = 845.734 𝑝𝑠𝑖 92,916 ∗ 3.826 138



Espacio anular

La pérdida de presión para cada intervalo debe ser calculada separadamente y sumada para obtener la pérdida total de presión total del intervalo anular. La ecuación 50, es usada para calcular las pérdidas de presión para cada intervalo de la columna de perforación. 𝑃𝑎 =

𝑓𝑎 ∗ 𝑉𝑎 2 ∗ 𝜌 ∗𝐿 92,916 ∗ (𝐷2 − 𝐷1 )

Dónde: 𝑃𝑎 :

Perdidas de presión del intervalo anular (psi)

𝑓𝑎 :

Factor de fricción Fanning en el espacio anular (adimensional) = 0.00534

𝑉𝑎 :

Velocidad de propagación en el espacio anular (pie/min) = 400.582 pie/min

𝜌:

Densidad del lodo (lpg) = 12.54 lpg

𝐷2 :

Diámetro interior del pozo o de la tubería de revestimiento (pulg) = 6.5 pulg

𝐷1 :

Diámetro exterior de la tubería de perforación (pulg) = 4.5 pulg

𝐿:

Longitud (pie) = 639.768 pie 0.00534 ∗ 400.5822 ∗ 12.54 𝑃𝑎 = ∗ 639.768 = 49.324 𝑝𝑠𝑖 92,916 ∗ (6.5 − 4.5)

Los cálculos se realizaron para el intervalo 1 dentro la tubería y en el espacio anular, los mismos cálculos se realizan para los intervalos siguientes, en la tabla 40 se pueden observar los datos para el cálculo de las pérdidas de presión en la columna de perforación dentro la tubería y el resultado calculado. TABLA 40: PÉRDIDAS DE PRESIÓN INTERVALOS DENTRO LA TUBERÍA

𝑽𝒑 𝝆 𝒍𝒐𝒅𝒐 𝑫 (piesmin) (lpg) (pulg)

𝑳 (pie)

𝑷𝑷 (psi)

3.826

5,917.54

845.734

12.54

2

379.802

27.903

12.54

2.25

1,248.588

990.556

INTERVALO TUBERÍA

𝑭𝑷

1

0.00492

602.038

12.54

2

0.00281

2,203.2

3

0.00311

1,740.8

Fuente: Elaboracion Propia

139

En la tabla 41 se puede observar los datos para el cálculo de las pérdidas de presión en los intervalos del espacio anular y el resultado calculado. TABLA 41: PÉRDIDA DE PRESIÓN INTERVALOS DEL ESPACIO ANULAR

INTERVALO TUBERÍA

𝑽𝒂 (pie/min)

𝝆 𝒍𝒐𝒅𝒐 𝑫𝟐 𝑫𝟏 (lpg) (pulg) (pulg)

𝑳 (pie)

𝑭𝒂

𝑷𝒂 (psi)

1

0.00534

400.582

12.54

6.5

4.5

639.768

49.324

2

0.00264 1,855.326

12.54

5

4.5

7,545.932 1,536.807

Fuente: Elaboracion Propia

f) Densidad equivalente de circulación (ECD) La densidad equivalente de circulación (ECD), es la presión en una formación durante la circulación y esto es igual al total de las pérdidas de presión de circulación anular desde el punto de interés hasta el niple de campana, más la presión hidrostática del fluido. El cálculo del ECD se realiza con la ecuación 51: 𝐸𝐶𝐷 = 𝜌 +

𝑃𝑎 0.052 ∗ 𝑇𝑉𝐷

Dónde: 𝐸𝐶𝐷: Densidad equivalente de circulación (lpg) 𝜌:

Densidad del lodo (lpg) = 12.54 lpg

𝑃𝑎 :

Perdidas de presión del intervalo anular (psi) = 1,586.131 psi

𝑇𝑉𝐷: Profundidad vertical verdadera (pie) = 8,185.7 pie 𝐸𝐶𝐷 = 12.54 +

1,586.131 = 16.266 𝑙𝑝𝑔 0.052 ∗ 8,185.7

Una ECD excesiva puede causar pérdidas al exceder el gradiente de fractura en un pozo. 3.3.4.3 Hidráulica de la barrena Además de la pérdida de presión de la barrena, varios cálculos de hidráulica adicionales son usados para optimizar el rendimiento de la perforación. Éstos incluyen cálculos de la potencia hidráulica, de la fuerza de impacto y de la velocidad del chorro. 140



Perdida de presión por fricción en la barrena

Las pérdidas de presión por fricción en la barrena se calculan con la ecuación 52. 𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 =

156 ∗ 𝜌 ∗ 𝑄 2 (𝐷2 𝑛1 + 𝐷2 𝑛2 + 𝐷2 𝑛3 + ⋯ )2

Dónde: 𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 :

Perdida de presión por fricción en la barrena (psi)

𝜌:

Densidad del lodo (lpg) = 12.54 lpg

𝑄:

Razón de flujo (gpm) = 360 gpm

𝐷𝑛 :

Diametro de la tobera (pulg) = 2;11 - 1;10 pulg 𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎



156 ∗ 12.54 ∗ 3602 = = 2,167.579 𝑝𝑠𝑖 (112 + 112 + 102 )2

Velocidad de la tobera

Aunque se pueda utilizar más de un tamaño de tobera en una barrena, la velocidad de tobera será la misma para todas las toberas. La velocidad de la tobera se calcula con la ecuación 53. 𝑉𝑛 =

𝐷2

417.2 ∗ 𝑄 2 2 𝑛1 + 𝐷 𝑛2 + 𝐷 𝑛3 + ⋯

Dónde: 𝑉𝑛 :

Velocidad de la tobera (pie/seg)

𝑄:

Razón de flujo (gpm) = 360 gpm

𝐷𝑛 :

Diámetro de la tobera (pulg) = 2;11 - 1;10 pulg 𝑉𝑛 =



417.2 ∗ 360 = 439.157 𝑝𝑖𝑒/𝑠𝑒𝑔 112 + 112 + 102

Porcentaje de perdida de presión en la barrena

Se desea generalmente tener 50 a 65% de la presión a través de la superficie de la barrena. El porcentaje de perdida de presión en la barrena se calcula con la ecuación 54. %∆𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 =

𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 ∗ 100 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 141

Dónde: %∆𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 : Porcentaje de pérdida de presión en la barrena 𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 :

Perdida de presión por fricción en la barrena (psi) = 2,167.579 psi

𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 :

Total pérdidas de presión del sistema (psi) = 3300 psi %∆𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 =

2,167.579 ∗ 100 = 62.81 % 3,450.824

Se tiene un 62.81 % de la presión a través de la superficie de la barrena. 

Fuerza de impacto hidráulico(lb)

La fuerza de impacto hidráulico en libras se calcula con la ecuación 55. 𝐼𝐹 =

𝑉𝑛 ∗ 𝑄 ∗ 𝜌 1,930

Dónde: 𝐼𝐹:

Fuerza de impacto hidráulico (lb)

𝑉𝑛 :

Velocidad de la tobera (pie/seg) = 439.157 pie/seg

𝑄:

Razón de flujo (gpm) = 360 gpm

𝜌:

Densidad del lodo (lpg) = 12.54 lpg 𝐼𝐹 =



439.157 ∗ 360 ∗ 12.54 = 1,027.218 𝑙𝑏 1,930

Fuerza de impacto/𝐩𝐮𝐥𝐠 𝟐

La fuerza de impacto sobre pulgada cuadrada se calcula con la ecuación 56.

𝐼𝐹 =

1.27 ∗ 𝐼𝐹 (𝑙𝑏) 𝑇𝑎𝑚𝑎ñ𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎2

Dónde: 𝐼𝐹:

Fuerza de impacto hidráulico (psi)

𝐼𝐹 (𝑙𝑏):

Fuerza de impacto hidráulico (lb) = 1,027.218 lb

𝑇𝑎𝑚𝑎ñ𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎:

Diámetro de la barrena (pulg) = 6.5 pulg

142

𝐼𝐹 = 

1.27 ∗ 1,027.218 = 30.877 𝑝𝑠𝑖 6.52

Potencia hidráulica en la barrena

La potencia hidráulica en la barrena no puede exceder la potencia hidráulica total del sistema. El cálculo se realiza con la ecuación 57. ℎℎ𝑝𝑏 =

𝑄 ∗ 𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 1,740

Dónde: ℎℎ𝑝𝑏 :

Potencia hidráulica en la barrena (hhp)

𝑄:

Razón de flujo (gpm) = 360 gpm

𝑃𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 :

Perdida de presión por fricción en la barrena (psi) = 2,167.579 psi ℎℎ𝑝𝑏 =



360 ∗ 2,167.579 = 448.465 ℎℎ𝑝 1,740

Potencia hidráulica requerida por el sistema

La potencia hidráulica requerida por el sistema se calcula con la ecuación 58. ℎℎ𝑝𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 =

𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 ∗ 𝑄 1,714

Dónde: ℎℎ𝑝𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 :

Potencia hidráulica requerida por el sistema (hhp)

𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 :

Total de pérdidas de presión del sistema (psi) = 5,618.403 psi

𝑄:

Razón de flujo (gpm) = 360 gpm ℎℎ𝑝𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 =

5,618.403 ∗ 360 = 1,180.061 ℎℎ𝑝 1,714

Se realizaron los cálculos para la hidráulica de la barrena para optimizar el rendimiento de la perforación, los resultados obtenidos se pueden observar en la tabla 41.

143

TABLA 41: HIDRÁULICA DE LA BARRENA

PARÁMETROS

RESULTADOS

𝑷𝒃𝒂𝒓𝒓𝒆𝒏𝒂

2,167,579 psi

𝑽𝒏

439.157 pies/seg

%∆𝑷𝒃𝒂𝒓𝒓𝒆𝒏𝒂

62.81 %

𝑰𝑭 (lb)

1,027.218 lb

𝑰𝑭/ pulg2

30.877 psi

𝒉𝒉𝒑𝒃

448.465 hhp

𝒉𝒉𝒑𝒔𝒊𝒔𝒕𝒆𝒎𝒂

1,180.061 hhp

Fuente: Elaboracion Propia

3.6 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA GEOMETRÍA DEL POZO ITG-4D 3.6.1 Identificación y selección del software de diseño. Se identificaron tres softwares de diseño en la fundamentación teórica, la selección del software adecuado se llevará acabo de acuerdo a las características del software, las ventajas y las desventajas que presenta. En la tabla 42 se realizará un análisis de los software de diseño.

144

TABLA 42: ANÁLISIS DE LOS SOFTWARE DE DISEÑO

SOFTWARE DE DISEÑO SOFWARE

CARACTERISTICAS VENTAJAS Es un programa de Gestiona

DESVENTAJAS una Es un programa

diseño asistido por base de datos de pesado, AUTOCAD

computadora

para entidades

archivos

dibujos en dos y tres geométricas dimensiones.

los son

con demasiados

las que se puede pesados lo cual operar a través de ocasiona que el una

pantalla programa

grafica (editor de funcione dibujos). Está basado en el No programa CADWORX

lentitud. hay Este

programa

de posibilidades que viene

Autocad,

es

herramienta diseñar

con

una se

corrompa

la acompañado con

para base de datos y el

plantas

y se

líneas de procesos.

arruine

Autocad,

un cual

trabajo de meses.

lo

requiere

bastante espacio en la memoria.

Es

un

programa Rapidez de uso Tiempo

asistido SOLIDWORKS

por para modelado.

modelado alto.

computadoras, es un Permite modelador de solidos desarrollar paramétricos.

productos mejor

calidad

más perfectos. Fuente: Elaboracion Propia

145

de y

de

3.6.2 Selección del software de diseño adecuado Se analizaron los softwares de diseño, conociendo sus características, ventajas y desventajas y se definió que el software más adecuado para la representación gráfica de la geometría del pozo ITG-4D es SOLIDWORKS. 3.6.3 Sarta de perforación del pozo ITG-4D en 3D El diseño de la sarta de perforación del pozo ITG-4D se elaboró en el software de diseño seleccionado, a continuación, en la tabla 43 se puede observar cada uno de los componentes de la sarta de perforación en 3D. TABLA 43: COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN EN 3D

HERRAMIENTAS

FIGURA - 3D

Tubería de perforación

(Drill Pipe)

Tubería de perforación extra pesada

146

HERRAMIENTAS

FIGURA - 3D

Lastrabarrena Espiral

Estabilizador

Trepano o Barrena

Fuente: Elaboracion Propia

147

4.

ANÁLISIS TÉCNICO

Para el desarrollo del análisis técnico se tomara distintos aspectos como equipo, herramientas, fluidos requeridos en el proceso y recursos humanos para el trabajo del presente proyecto. 4.1. Equipos y Herramientas En este punto se describen los diferentes equipos y herramientas necesarias para la perforación del pozo ITG-4D. 4.1.1. Equipos. En la tabla 44 se describe los diferentes equipos que se utilizaran para la perforación del pozo, con su respectiva descripción, la normativa que rige, las empresas proveedoras de estos equipos y el lugar donde existe disponibilidad. Tabla 44. DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS

EQUIPOS

CARACTERÍSTICAS

MARCA

DISPONIBILIDAD

Encargada de soportar la sarta de perforación, Torre / Mástil

Bolivia-Santa Cruz.

es de forma piramidal.

Sirve de soporte al mástil y sus Subestructura

Bolivia-Santa Cruz.

componentes

148

EQUIPOS

CARACTERÍSTICAS

MARCA

DISPONIBILIDAD

Conjunto de poleas que ascienden y

Bolivia-Santa Cruz.

descienden la sarta, como las TRs. Bloque viajero

Encargada de proporcionar rotación a

Bolivia-Santa Cruz.

la sarta de perforación Top drive Se encargan de sostener las tuberías a la altura de la

Bolivia-Santa Cruz.

subestructura al momento de realizar Cuñas

conexiones. Equipos que transmiten la energía y potencia a todo el

Sistema de potencia

Bolivia-Santa Cruz.

taladro de perforación. Fuente: Tesis

4.1.2. Herramientas. En la tabla 45 se describirá las diferentes herramientas que se utilizaran para la intervención del pozo, describiendo las características técnicas, normas bajo las que se encuentran, marca del equipo y disponibilidad del equipo nacional o internacional.

149

Tabla 45.HERRAMIENTAS PARA LA PERFORACIÓN DEL POZO ITG-4D

HERRAMIENTAS

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

MARCA

DISPONIBILIDAD

Peso nominal 109 lb/pie

Argentina.

Grado J-55 Tubería

OD 16”

conductora

ID 14,688 ”

Bolivia-Santa Cruz.

Peso nominal 47 lb/pie

Argentina.

Grado J-55 Tubería

OD 11.75”

superficial

ID 11”

Bolivia-Santa Cruz.

Peso nominal 32 lb/pie

Argentina.

Grado H-40

Bolivia-Santa Cruz.

OD 8.625” ID 7.921” Tubería intermedia Peso nominal 13 lb/pie

Argentina.

Grado J-55

Bolivia-Santa Cruz.

OD 5” Tubería

ID 4.408”

Productora

150

HERRAMIENTAS

CARACTERÍSTICAS

MARCA

DISPONIBILIDAD

TÉCNICAS Peso nominal 21.9 lb/ft Grado E.75

Argentina.

OD 5 1/2”

Bolivia-Santa Cruz.

ID 4 7/9” Drill Pipe

Conexión

FH

Longitud 5000 m Peso nominal 60.13 lb/ft

Argentina.

OD 5 1/2” ID 3 1/4” Heavy Well Drill Pipe

HT-55 Longitud 20

Bolivia-Santa Cruz.

piezas Peso nominal 46.48 lb/ft OD 4 3/4”

Argentina.

ID 2 1/4”

Bolivia-Santa Cruz.

Tipo espiral Drill Collar

Conexión

NC-38

Longitud 20 piezas

Tamaño de 20”; 14 3/4”; 10 5/8”; 6,5”. Barrenas Tricónicas/PDC Fuente:Tesis

151

Bolivia-Santa Cruz.

a) Aditivos para los fluidos. En la tabla 46 se describirá los diferentes fluidos que se utilizaran para la intervención del pozo, describiendo las características técnicas, normas bajo las que se encuentran, marca del equipo y disponibilidad del equipo nacional o internacional. Tabla 46. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS FLUIDOS

FLUIDOS DE PERFORACIÓN

CARACTERÍSTICAS

Absorbe

NORMATIVA

formando soles o Bentonita

DISPONIBILIDAD

agua

rápidamente

geles,

MARCA

API 13 A

dependiendo

Bolivia-Santa Cruz.

de la concentración

Ayuda

a

la

concentración

de

API 13 A

sólidos.

Bolivia-Santa Cruz.

Baritina

Se

utiliza

para

incrementar

la

API 13 A

densidad del lodo Carbonato de calcio Fuente: Tesis

152

Bolivia-Santa Cruz.

5. CONCLUSIONES: 

Con los conocimientos adquiridos en este semestre y teniendo ya conceptos claros acerca de la perforación direccional, podemos aplicarlo en la realización de un programa de perforación.



Logramos ver que la columna estratigráfica es muy importante para conocer las diferentes formaciones que se perforaran y poder hacer una buena selección de herramientas.



Se pudo ver que el programa SOLIDWORK es el más indicado para poder dibujar las piezas y poder realizar la simulación en un plano tridimensional.

6. BIBLIOGRAFIA: 

https://www.academia.edu/6811584/123397602-47213665-PerforacionDireccional-Guia-Practica-1



http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.10 0/3711/TESIS.pdf



http://www.pemex.com/procura/Documents/diaproveedor_20170228/mesas%20de%20trabajo/m14-presentacion-dia-delproveedor-form-dopa.pdf



https://www.halliburton.com/content/dam/ps/public/ss/contents/Case_His tories/web/H06031S.pdf



http://oilproduction.net/files/Diseno%20de%20perforacion.pdf

153