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POZOS HPHT

Título

Nombres Y Apellidos Chura Siles Rosy Mar

Código de estudiantes 201304644

Encinas Montaño Williams M. Autor/Es

Fecha

Flores Betancur Gabriela Peña Merubia Iván

201304436

Roman Quispe Beronica

201304661

Zurita Olivera Noemí

201303831

05/10/2017 FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE PROYECTO

Carrera

Ingeniería En Gas Y Petróleo

Asignatura

Evaluación De Proyectos

Grupo

A

Docente

Lic. Mónica Lourdes Viviana Ávila Beltrán

Periodo

Noveno Semestre

Académico

CAPITULO I 1. INTRODUCCION Si bien los pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT) en esencia son construidos, estimulados, producidos y monitoreados en forma similar a los pozos con condiciones menos exigentes, el ambiente HPHT limita el rango de materiales y tecnologías disponibles para explotar estos yacimientos. No existen normas aplicables a toda la industria que definan las condiciones HPHT y la interrelación asociada entre la temperatura y la presión. En un esfuerzo para esclarecer esas definiciones, Schlumberger clasifica los pozos en tres categorías. En este sistema, se llaman pozos HPHT a aquellos cuya temperatura de fondo (BHT) alcanza 150°C [300°F] o su presión de fondo (BHP) asciende a 69 MPa [10,000 lpc]. El fundamento de estos valores umbrales tiene que ver con el comportamiento de los sellos elastoméricosestándar.Los pozos llamados UltraHPHT exceden los límites operativos prácticos de la tecnología de componentes electrónicos existente; más de 205°C [400°F] o 138 MPa [20,000 lpc].La clasificación

HPHT-hc

define

los

ambientes

más

extremos;

pozos

con

temperaturas y presiones superiores a 260°C [500°F] o 241 MPa [35,000 lpc], respectivamente. Es importante destacar que el esquema de clasificación HPHT de Schlumberger no se limita a pozos que satisfacen simultáneamente los criterios de temperatura y presión. Si cualquiera de los parámetros cae dentro de una de las tres regiones HPHT, el pozo se clasifica según sea la región en la que se encuentre. El descubrimiento y explotación de nuevas reservas de hidrocarburos puede constituir una propuesta difícil, que a menudo requiere que los productores de petróleo y gas se enfrenten con condiciones de fondo de pozo hostiles. Si bien los pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT) en esencia son construidos, estimulados, producidos y monitoreados en forma similar a los pozos con condiciones menos exigentes, el ambiente HPHT limita el rango de materiales y tecnologías disponibles para explotar estos yacimientos. La industria del petróleo y

el gas ha luchado con temperaturas y presiones elevadas durante muchos años; sin embargo, no existen normas aplicables a toda la industria que definan las condiciones HPHT y la interrelación asociada entre la temperatura y la presión. En un esfuerzo para esclarecer esas definiciones, Schlumberger utiliza directrices que organizan los pozos HPHT en tres categorías, seleccionadas de acuerdo con los umbrales tecnológicos encontrados comúnmente. 1.2.

ANTECEDENTES

En el pasado, los ambientes difíciles de alta presión y temperatura eran considerados como poco rentables económicamente hablando, debido a los altos costos y limitaciones de tecnología y a la dificultad de las operaciones, sin embargo, la evolución de la tecnología y la experiencia en estos campos ha hecho posible su explotación de manera rentable, con mayor seguridad y eficiencia. La capacidad para desarrollar y producir los pozos HPHT es un concepto relativamente nuevo para la industria. Los pozos HPHT no fueron considerados como económicamente rentables sino hasta mediados de 1990. El término HPHT fue introducido de manera propia a la industria a mediados de los ochentas. El termino comenzó a utilizarse al conocerse el reporte Cullen sobre el desastre de la plataforma PiperAlpha ocurrido en el sector del Mar del Norte correspondiente al Reino Unido, junto con la perdida contemporánea de la embarcación

de

perforación

semisumergibleOceanOdyssey

en

aguas

jurisdiccionales de Escocia. Los pozos HPHT típicos han sido encontrados en las aguas del mar del norte, aguas profundas del Golfo de México y China, y aunque los pozos perforados son pocos, el número va en incremento debido a que los operadores están continuamente empujando los límites para reemplazar las reservas menos demandantes (las cuales están en decremento). Naturalmente los campos de alta presión contienen más hidrocarburos que aquellos con condiciones normales Mientras el yacimiento contenga grandes cantidades de hidrocarburos, el desarrollo de pozos HPHT será rentable. La alta presión y temperatura no siempre se presentan juntas en un pozo. En el caso de la temperatura se tienen registros de pozos perforados de forma

exitosa dentro de yacimientos donde las temperaturas exceden los 300 °F (149 °C) en Quatar, Ras al Khaimah, Sudan y otras partes del mundo. Existen condiciones más desafiantes cuando la alta temperatura y la alta presión se presentan juntas, como es el caso de Angola, los Estados Unidos, Yemen y el Mar del norte. Las condiciones normales de presión estática y temperatura de fondo se describen en la literatura como 1° Celsius cada 33 metros para la temperatura y 0.8 psi por pies para la presión. En estas regiones no es raro que las temperaturas de pozo excedan los 350 °F y coexistan con gradientes de presión que requieran pesos de lodo que excedan las 16 libras por galón. Los pozos más extremos del Mar del norte (Ranger 29/5b-4), Yemen (Pozo Shell Abbass 1) y los Estados Unidos (Pozo Sohio M.E. Coward) tienen temperaturas por encima de los 400 °F perforadas con lodos que alcanzan las 18.5 ppg. A pesar del incremento de la experiencia en estos pozos, muchos aspectos de la perforación y terminación de pozos HPHT demandan atención especial. Por ejemplo, el control de pozos 4 secundario depende de que el equipo de superficie funcione de manera confiable bajo condiciones extremas. Los elastómeros de los preventores y las mangueras flexibles deben estar probados para ser capaces de soportar las temperaturas y presiones el tiempo necesario para evacuar un equipo durante el peor escenario, un descontrol de pozo, comúnmente considerado como la expulsión total del fluido de perforación del pozo después de la pérdida del control del pozo. La evaluación de pozos HPHT requiere de herramientas especiales de registros y pruebas, con equipo de fondo de pozo que sea mecánica y eléctricamente capaz de soportar las condiciones extremas de la presión y temperaturas elevadas, explosivos de alta temperatura para disparar la zona productora, y procedimientos para su operación exitosa.

1.3.

ÁRBOL DE PROBLEMAS

1.4.

IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA

Las dificultades con la Resistencia del material para realizar el proceso de perforación en estos HPHT se presentan a causa de las altas temperaturas y altas presiones característicos de este tipo de pozos, las altas profundidades y las características de la formación provocan un desgaste directo en la herramienta de perforación, produce alta tensión en la parte superior del pozo y por tanto los costos económicos son elevados en caso de pérdida de la herramienta. 1.5.

FORMULACION DEL PROBLEMA

¿Cómo prevenir las dificultades de la resistencia del material de los equipos de perforación en el proceso de perforación en pozos HPHT?

1.6.- OBJETIVOS 1.6.1.- OBJETIVO GENERAL 

Analizar el tipo de material del equipo de perforación reduciendo la dificultad de resistencia del material al efectuar el proceso de perforación en pozos HPHT.

1.6.2.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS 

Indicar que material es adecuado para los equipos de perforación de acuerdo a la categorización de presión y temperatura en pozos HPHT.



Identificar las características de la formación que se presenta en la perforación de pozos HPHT.



Seleccionar el equipo de perforación adecuado de acuerdo a la categorización de profundidades en pozos HPHT.

1.7.- JUSTIFICACIÓN La actividad de empresas petroleras incluye cada vez más operaciones en condiciones de alta presión y alta temperatura en el fondo pozo, este ambiente acarrea problemas técnicos difíciles de resolver a lo largo de toda la vida productiva de un pozo. Los científicos e ingenieros están desarrollando herramientas, materiales y productos químicos de avanzada para enfrentar estos desafíos. A pesar del notable avance en la tecnología de energías renovables si

bien es aceptado, las necesidades energéticas del mundo seguirán siendo satisfechas principalmente de por combustible fósil (hidrocarburos) El descubrimiento y explotación de nuevas reservas de hidrocarburos estén enfrente con condiciones de alta temperatura y presión en fondo pozo, el ambiente HPHT limita el rango de materiales y tecnologías disponibles para explotar estés yacimientos donde se extrae petróleo pesado. 1.8.- LIMITES Este proyecto solo realizara el estudio de la sarta de perforación y así mismo el estudio de la formación del subsuelo, y no así el estudio de lodos de perforación y costos económicos pero si mencionaremos algunos aspectos económicos puntuales. El estudio se realizara en el pozo pache 13 uno de los pozos más profundos de la región sur de México

CAPITULO 2 2.1. MARCO TEORICO Tipo de material de las tuberías de perforación Criterios generales de selección de tuberías Existen distintos tipos de factores que influyen decisivamente en la selección de los tubos de perforación que compondrán la columna. Dentro de las más importantes, se puede citar: 

Diámetro externo de la columna de barras



Grado de acero utilizado



Peso de la columna (Kg./m)



Capacidad de guinche



Capacidad del equipo y de la mesa de maniobras



Capacidad de las bombas, volumen y presión



Profundidad total prevista para el pozo



Condiciones geológicas esperadas



Velocidad de bombeo y presión en el fondo



Pérdidas de carga del sistema.

Estándares sobre tuberías A nivel mundial existen varias organizaciones e instituciones que estudian e investigan, todo lo concerniente al tema de tuberías utilizadas para la industria petrolera. Dichas instituciones se enfocan principalmente al establecimiento de estándares para la fabricación, uso y prueba de materiales, como un medio de coadyuvar a los ingenieros en la mejor toma de decisiones y establecer condiciones y recomendaciones para el adecuado aprovechamiento de las tuberías.

API Una de las instituciones a nivel internacional y que ha trabajado para la industria petrolera desde 1919, es el American PetroleumInstitute (API). En esta institución se han forjado una serie de estudios e investigaciones que dieron lugar a lo que se conoce como boletines o recomendaciones API. Los estudios sobre tuberías y conexiones que el API ha realizado, ha generado una gran cantidad de referencias, que en muchos de los casos, aplicamos en cada una de las etapas en las que se utilizan las tuberías. Es decir, primeramente los fabricantes producen las tuberías requeridas acorde a las especificaciones de fabricación y pruebas recomendadas por el API. Además, desde un punto de vista de diseño, se utilizan las condiciones de desempeño estipuladas en los boletines y finalmente, se aplican también las recomendaciones para el uso adecuado de las tuberías.

NACE Del mismo modo, existe otra institución que se ha enfocado desde 1943 al estudio e investigación de los efectos de la corrosión sobre una diversidad de materiales, la National Association of Corrosion Engeneering (NACE). Esta institución ha generado una serie de recomendaciones y boletines de pruebas de materiales que

se aplican sobre elementos tubulares. Generalmente esta institución emite cada ano una revisión actualizada de sus referencias. ISO A nivel mundial, la International Standard Organization (ISO), organización enfocada a estandarizar procesos con calidad ha avalado o certificado algunos de las recomendaciones y boletines del API, a fin de generalizar su uso en cualquier país. Cabe aclarar que el API es únicamente valido en el interior de los Estados Unidos. Algunos países y empresas como PEMEX lo adoptan como su estándar.

Acero El acero es metal refinado que contiene carbón en diferentes cantidades, desde 0.5% hasta 1.7% por unidad de peso, además puede contener otros elementos dependiendo del objetivo. Existen dos principales tipos de acero: 1.- Ordinarios

Los aceros ordinarios se dividen en tres principales grupos: aceros de bajo contenido de carbono, de medio contenido de carbono y de alto contenido de carbono. Pero básicamente Especiales Los aceros especiales son fabricados combinando aceros con uno o más elementos. Estos elementos son usualmente metales. Estos son intencionalmente añadidos para obtener propiedades que no se encuentran en los aceros ordinarios. Estos aceros pueden incrementar las siguientes propiedades: • Dureza • Maquinabilidad • Fuerza en tratamiento de calor • Dureza en la manufactura • Resistencia a la corrosión • Retención de dureza a altas temperaturas.

Propiedades mecánicas del acero

Las propiedades mecánicas describen el comportamiento del material cuando se somete a cargas. Estas propiedades afectan las características de funcionamiento de los miembros de los sistemas estructurales. Algunas de las propiedades mecánicas son: • Resistencia: Esfuerzo máximo que un material puede soportar antes de que ocurra una falla. • Rigidez: Propiedad de un cuerpo, elemento o estructura de oponerse a las deformaciones. • Ductilidad: Capacidad de un material para soportar grandes deformaciones inelásticas antes de la fractura. • Maleabilidad: Capacidad de soportar grandes deformaciones inelásticas antes de la fractura. Se asocia con los esfuerzos de compresión. • Resistencia: Capacidad de absorber energía en el intervalo elástico de esfuerzos.

• Dureza: Es una medida de la capacidad del material para resistir rayaduras. Puede modificarse mediante procesos de manufactura tales como tratamientos térmicos, trabajo frio, templado y revenido. Fabricación de tuberías Existen tres métodos de fabricación de tuberías: • Costura longitudinal: Se parte de una lámina de chapa la cual se dobla para darle forma a la tubería. La soldadura que une los extremos de la chapa doblada cierra el cilindro. Esta soldadura será la parte más débil de la tubería. • Soldadura helicoidal: La metodología es la misma que la anterior, con la diferencia que la soldadura no es recta si no que recorre la tubería siguiendo la tubería como si fuera roscada. • Sin costura: La tubería es un lingote cilíndrico que se calienta en un horno antes de la extrusión (El material se empuja o se extrae a través de un troquel de una sección transversal deseada). En la extrusión se hace pasar por un dado cilíndrico y posteriormente se hace un agujero mediante un penetrador. La tubería sincostura es la mejor para la contención de presión gracias a la homogeneidad en todas sus direcciones. Y es la mas utilizada en la industria petrolera.

Tipos de tuberías

En la industria petrolera el uso de tuberías es el principal tema ya que se utilizan para cualquier operación en pozo. Debido a que las tuberías cumplen diferentes funciones se manejan diferentes clasificaciones ya sea por su fabricación, objetivo o su función. Clasificación por objetivo: Esta clasificación consiste en el uso que va a tener la tubería en la operación del pozo, se clasifican básicamente en tres: -Tuberías de revestimiento Tubería de acero cementada durante el proceso de construcción para estabilizar al pozo. La tubería de revestimiento forma el principal componente en el pozo y es importante para muchas funciones como es prevenir la retención de la pared del

pozo, aislar los fluidos de la formación y provee control de fluidos y presiones cuando se está perforando. Además, las tuberías de revestimiento proporcionan el medio para instalar las conexiones superficiales de control, empacadores y tubería de producción.

Tuberías de revestimiento para alojar tuberías de producción de 18,000 psi y una terminación de 5-1/2 pulgadas.

-Tuberías de producción Las tuberías de producción son elemento a través del cual se conducen desde la superficie los fluidos producidos de un pozo, o bien, los luidos inyectados hasta la superficie hasta el yacimiento.

Tubería de producción -Tuberías de perforación Las tuberías de perforación son las piezas utilizadas para llevar trabajos durante la operación de la perforación. Generalmente se les conoce como tuberías de trabajo, porque están expuestas a múltiples esfuerzos durante las operaciones de perforación del pozo.

Tubería de perforación -Otras tuberías

Estas tuberías son variaciones a las clasificaciones antes mencionadas, por lo que no pertenecen a otra clasificación, pero es de interés saber de la existencia de estas. +Tubería flexible: Es un conducto tubular de gran longitud y flexibilidad su principal característica es que la tubería es continua, a diferencia de las tuberías convencionales que requieren un elemento conector para unir por tubo y lograr contar con una longitud apropiada para el trabajo a realizar. La tubería flexible es de dimensiones geométricas esbeltas, aunque actualmente existen de gran dimensión y la mayoría de las veces se utiliza como tubería de trabajo en procesos de recuperación avanzada durante la vida productiva del pozo. +Lastrabarrenas (drillcollars): Los lastrabarrenas son tuberías utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación a dar paso a la barrena durante las operaciones de perforación. +Tubería pesada (heavy weight): Esta tubería se utiliza como auxiliar entre la tubería de perforación y lastrabarrenas. Para evitar la fatiga de los tubos durante la perforación debido a sus grandes dimensiones geométricas.

Clasificación por su función

Tuberías de revestimiento del pozo pache 13 Las tuberías de revestimiento se clasifican por la función que desempeñan al colocarse en el interior de un pozo, esto es: +Conductora: Es la primer tubería de revestimiento que puede ser hincada o cementada en esta se coloca el primer cabezal en donde se conectan las diferentes conexiones superficiales, es la de mayor diámetro ya que por ella pasan

las demás tuberías. En el mar, es la primera tubería que se extiende desde la plataforma hasta debajo del lecho marino.

+Superficial: Es la tubería que sirve para asilar los acuíferos subsuperficiales o someros, así ́ como manifestaciones de gas someros. Provee equipo de flotación, que permite realizar una buena cementación para continuar la perforación dentro de una zona de transición de alta presión. En pozos desviados, la superficie de la tubería debe cubrir toda la secciónconstruida para prevenir derrumbes de la formación durante la perforación profunda. Estasarta es cementada típicamente hasta la superficie o lecho marino y sostiene las conexiones superficiales de control definitivas. Intermedia: Es la tubería que aísla zonas inestables del agujero, zonas con perdidas de circulación de baja presión y zonas de producción. Se utiliza en la zona de transición de presión normal a presión anormal, la cima del cemento de esta tubería debe aislar cualquier zona de hidrocarburo. Algunos pozos requieren múltiples sartas intermedias. +De explotación: Es la tubería que aísla zonas de producción y debe soportar la máxima presión de fondo de la formación productora, tener resistencia a la corrosión así ́ como resistir las presiones que se manejaran en caso de que el pozo se fracture para aumentar su productividad, el bombeo mecánico, la inyección de inhibidores de aceite. El buen trabajo de cementado primaria es critico para esta sarta. +Tubería corta (liners): Es una sarta de tubería que no se extiende a la cabeza del pozo. En cambio, se sostiene por otra sarta. La tubería corta se usa para reducir costos y mejorar la hidráulica durante perforaciones profundas. La tubería corta puede ser usada tanto en la sarta intermedia como en la de explotación. La tubería corta es cementada típicamente a lo largo de toda su longitud.

Características de las tuberías

Las tuberías empleadas en la industria petrolera deben cumplir con ciertas características geométricas y mecánicas dependiendo de su uso. Es de esta forma que encontramos lo siguiente:

Diámetro nominal Este es el diámetro exterior del cuerpo de la tubería o OD (por sus siglas en ingles), tradicionalmente expresado en pulgadas y fracciones de pulgada. La tabla 1 muestra los valores estándar.

Diámetro interno y grosor El diámetro interno (ID), este depende del diámetro nominal y del espesor del cuerpo de la tubería, este diámetro es el que se ocupa regularmente para calcular perdidas de presiones y velocidades.

Diámetro Drift Este parámetro es de mucha importancia. Este es el diámetro garantizado que puede teneralguna herramienta (perforadores, registros, o pequeños tubos concéntricos) para pasar sin problemas en la tubería.

Diámetro externo máximo Este corresponde al diámetro externo máximo(OD) de la conexión de la tubería, la cual depende del diámetro y el tipo de conexión. Este es un parámetro critico cuando existen problemas de espaciamiento en la tubería de revestimiento. Longitud de la tubería Dependiendo al tipo de empate que se tenga, cada tubería tiene una longitud especificamas adelante se especifica que rangos se manejan.

Peso nominal

Aparte de tener lo que es un diámetro nominal también se tiene un peso nominal el cual es el peso promedio entre la tubería y sus conexiones. Por lo que se puede tener una tubería del mismo grosor, pero de diferente peso nominal.

Mínimo esfuerzo de tensión Es el esfuerzo en el cual la tubería se deforma de tal forma que aunque se le deje de aplicar este esfuerzo ya la tubería no regresara a su estado original.

Limite elástico

Cuando se habla de tuberías se habla de limite elástico mínimo y limite elástico máximo.El limite elástico mínimo es el valor al cual al aplicar un esfuerzo el material va a tener una deformación pero si se deja de aplicar dicho esfuerzo el material regresa a su forma original. El limite elástico máximo es el valor al cual después de haberse deformado la tubería se llega a un punto de ruptura.

Fabricación de las tuberías La tubería de perforación está fabricada siguiendo las Normas API esta se elabora en tres distintos rangos dependiendo de su longitud.

Rango 1: 5,5 a 6,7 m (18 - 22 pies) Rango 2: 8.23 a 9,75 m (27 - 32 pies) Rango 3: 11,6 a 13,7 m (38 - 45 pies)

Siendo la tubería más comúnmente usada la de 9,1 m (30 pies), esta longitud no incluye la unión de tubería que va fija en cada extremo. Los tubos de perforación pertenecen a uno de los cuatro grados API (API SPEC 5D): 1. Grado E 2. Grado X-95 3. Grado G-105 4. Grado S-135 Que a la vez se agrupan como (API SPEC 5D) Grupo 1: Tubos de perforación de Grado E Grupo 3: Todos los tubos de perforación de alta resistencia (grado X-95, G105, S135)

Los tramos de tubería se unen entre sí por medio de uniones (tooljoint o junta). La mitad macho de la unión se fija a un extremo de un tramo de tubería y la otra mitad hembra, a otro extremo.

Metalurgia El acero puede tratarse térmicamente para producir una gran variedad de microestructuras y propiedades. Existen dos diagramas que la dan forma y naturaleza al acero.

-Grados del acero y sus características

Al existir diferentes condiciones de presión, temperatura, concentración de CO2, H2S, asícomo otras, existen diferentes tipos de grados de acero con el que se fabrican las tuberíaspara poder contrarrestar estas condiciones. La mayoría de los fabricantes siguen la lista de la norma API estándar 5 CT, para la creación de los distintos grados. Los siguientes grados son incluidos en la lista API: H40,J55,C75, N80 y P105. Las propiedades antes mencionadas están controladas por la composición química del acero utilizado, la misma que los grados API, en la tabla 3 se muestran los valores:

Las tuberías también debe de cumplir con ciertas condiciones de resistencia a los esfuerzos. A continuación en la tabla 4, se muestra un ejemplo de algunos grados con sus propiedades de resistencia a esfuerzos y su división de colores.

Sin embargo, eso no significa que sean las únicas, por ejemplo, la compañía Tenaris-Tamsa maneja adicionalmente diferentes tipos de aleaciones para contrarrestar diversos problemas de pozo como alto colapso, altas temperaturas, alta ductilidad, así como otras.

Evaluación de formaciones de los pozos HTHP Durante la perforación de pozos HPHT, los ingenieros frecuentemente encuentran formaciones sobres presionados, zonas débiles y lutitas reactivas. Además, los pozos son a menudo de diámetro reducido y altamente desviados. Para mantener el control del pozo, la presión hidrostática del fluido de perforación debe ser suficientemente alta como para resistir la presión de poro de la formación, pero suficientemente baja como para evitar lafractura miento de la formación y la pérdida de circulación. En consecuencia, el rango aceptado de densidad del fluido suele ser pequeño, requiriendo un control cuidadoso de la circulación del fluido con el fin de evitar oleadas de presión que excedan las presiones de fractura de la formación. Para prevenir el daño de la formación o el colapso del pozo, los fluidos de perforación deben inhibir el hinchamiento de las arcillosas. El fluido de perforación debe ser además químicamente estable y no corrosivo bajo condiciones HPHT. En la última década, los fluidos de perforación a base de sales de formiato han desplazado a los fluidos convencionales a base de haluros en los pozos HPHT.7 Los fluidos que contienen haluros son altamente corrosivos para el acero a temperaturas elevadas y generan peligros ambientales. Las tasas de corrosión asociadas con las soluciones de formiatos son bajas, siempre que el pH del fluido permanezca en el rango alcalino. Por esta razón, los lodos a base de formiatos son taponados usualmente con una sal carbonatada. A diferencia de los haluros, los formiatos se biodegradan fácilmente y pueden utilizarse con confianza en zonas ambientalmente sensibles. Los formiatos son extremadamente solubles en agua y pueden utilizarse para crear emulsiones inversas o salmueras sin sólidos, cuyas densidades alcanzan hasta 2,370 kg/m3 [19.7 lbm/galón], reduciendo la necesidad de contar con agentes espesantes.8 Las concentraciones de sólidos más bajas a menudo mejoran la velocidad de penetración de la barrena de perforación y permiten un mejor control de las propiedades reológicas. Las salmueras a base de formiatos poseen además baja actividad de agua; en consecuencia, a través de los efectos osmóticos, reducen la hidratación de las arcillas de formación y contribuyen a la estabilidad del pozo.

Sobre presión El cambio producido en la presión por unidad de profundidad, expresado normalmente en unidades de psi/pie o kPa/m. La presión se incrementa en forma predecible con la profundidad, en las áreas de presión normal. El gradiente de presión hidrostática normal para el agua dulce es de 0,433 psi/pie, o 9,792 kPa/m, y de 0,465 psi/pie para el agua con 100 000 ppm de sólidos disueltos totales (un agua típica de la Costa del Golfo), o 10,516 kPa/m. Las desviaciones respecto de la presión normal se describen como presión alta o baja.

Formaciones no-consolidadas Una formación no-consolidada cae dentro del pozo, debido a que se encuentra empacada con soltura. Con muy poco o nada de unificación o cemento natural entre las partículas, gránulos o peñascos. El colapso de la formación es causada al remover la roca soporte,durante la perforación del pozo. Esto es muy similar a excavar un hueco en la arena de una playa. Mientras másrápidocavas ,masrápido se colapsa el hueco. Esto sucede en un pozo cuando muy poco o nada de enjarre está presente .la formaciónno consolidada (arena,grava,pequeños peñascos de lecho de rio). No puede ser sostenida por sobrebalanse hidrostático, ya que el fluido simplemente fluye dentro de la formación.la arena o grava cae entonces dentro del agujero y empaca la sarta de perforación, el efecto puede ser un incremento gradual en el arrastre por un par de metros o puede ser repentino.

Formacionesmóviles Las formaciones móviles se fuerzan hacia adentro del pozo, debido a que está siendo comprimidapor las fuerzas del sobre peso .las formaciones móviles se comportan de forma plástica, deformándose bajo presión. La deformación resulta de una disminución en el tamaño del agujero del pozo,causando problemas al correr, desde BHA*S hasta herramienta de registro y revestimiento. La deformación ocurre debido a que el peso del lodo no es suficiente para prevenir el empuje de la formación hacia adentro del agujero del pozo.

Formaciones fracturadas y con fallas Un sistema natural de fractura en la roca. Puede frecuentemente ser encontrado cerca de las fallas. La roca cerca de las fallas puede ser partida en pedazospequeñosgrandes. Siestán sueltos pueden caer dentro del pozo y atascar la sarta dentro del agujero. Aun cuando las piezas estén unidas. Los impactos del BHA , debido a la vibración de la sarta de perforación, pueden causar que los trozos de la formación naturalmente fracturada caigan dentro del pozo. Este tipo de atrapamiento es particularmente inusual y que pueda ocurrir durante la perforación. Cuando esto sucedió en el pasado, la primera señal de problemas ha sido el aumento de torsión de la sarta y su atrapamiento. Existe un riesgo de atrapamiento como el descrito, se perfora a través de formaciones de calizas fracturadas. Colapso de arcillas naturalmente sobre presionadas Una arcilla o latitasobre presionada, es aquella con una presión natural de poro mayor al gradiente de presiónhidrostática. Las arcillas naturalmente sobre presionadas, son comúnmente causadas por fenómenosgeológicos tales como , compacta mientoinsuficiente, peso de estratos superiores removido de forma natural es decir por erosión y levantamiento de estratos por movimientos tectónicos. Si no se utiliza el peso de lodo suficiente para perforar en estas formaciones, causara que el agujero se vuelva inestable y se colapse. Colapso de arcillas con sobrepresionamiento inducido El sobre presionamiento inducido de las arcillas o lutitas ocurre cuando ellas reciben la presiónhidrostática de los fluidos del pozo, después de algunos días de exposición a dicha presión. Cuando a esto le sigue un no-incremento o una reducción de la presiónhidrostática del fluido en el pozo. La arcilla, que ahora tiene una presión interna mayor a la del pozo. Se colapsara de forma similar a la arcilla naturalmente sobre presionada ya descrita.

Formaciones reactivas Una arcilla o lutita sensitiva al agua es perforada con menor inhibición de la requerida. La arcilla adsorbe el agua y se hincha hacia adentro del agujero del pozo. La reacción depende del tiempo. Ya que la reacciónquímica toma tiempo en ocurrir .sin embargo, el tiempo puede ir desde unas pocas horas hasta varios días. INFORMACIÓN GEOLÓGICA Mapa estructural La estructura principal del campo corresponde a un anticlinal asimétrico, alargado y limitado por dos fallas inversas con ligera inclinación NW-SE, casi N-S, sus flancos se inclinan al W y E, dividido en dos bloques, el primero que es donde se encuentra el pozo Pache 13, está limitado por dos fallas inversas con orientación N-S, teniendo como límite Norte una falla inversa, la cual divide a la estructura en dos bloques. Estructuralmente, la localización Pache 13 se encuentra aproximadamente 765 más alto que el pozo Cobra 1 a nivel Cretácico Albiano-Cenomaniano y 125 m más bajo que el pozo Exploratorio Pache 1

Configuración estructural del Campo Pache.

La interpretación estructural en base a la sísmica del campo muestra un escenario en el cual se estima perforar una columna geológica normal , se espera también tener una alta incidencia de fallas geológicas por su ubicación y los antecedentes de los pozos pueden dificultar el avance de la perforación.

Sección sísmica del pozo Pache 13. Columna geológica Se considera que el depósito de las primeras rocas marinas ocurrió durante el Paleozoico

sobre

un

basamento

de

naturaleza

ígnea

y

metamórfica,

completándose la columna existente en el Triásico, Jurásico, Cretácico y Terciario. La estratigrafía regional del Campo Pache no difiere mucho de la información de otros campos en la Cuenca del Litoral Tabasco - Chiapas y en la región marina de Campeche.

La

columna

geológica

comprende

diferentes

secuencias

sedimentarias que van desde el reciente hasta el Kimmeridgiano pasando por la discordancia del Oligoceno y llegando a la base del Paleoceno, formado por arenas, areniscas, lutitas y brechas en la base. Posteriormente las rocas carbonatadas del Cretácico Superior representadas por un ciclo completo de trasgresión - regresión. Los ambientes sedimentarios de la Cuenca del Sureste evolucionaron desde un ambiente continental hasta un ambiente marino. Durante el Jurásico Superior (del

Oxfordiano al Kimmeridgiano) ocurrió una trasgresión marina que produjo ambientes de agua somera depositando carbonatos de alta energía. Durante el Tithoniano, los procesos de trasgresión, combinados con la subsidencia produjeron lutitas carbonatadas pelágicas, las cuales constituyeron la roca generadora más importante de la cuenca. Durante el Cretácico Inferior, ocurrieron los procesos de subsidencia y extensión produciendo horst ygraben. De acuerdo a estudios paleogeográficos regionales la zona de estudio en el Cretácico Albiano-Cenomaniano e inferior se ubica en una zona de talud. La estimación de la columna geológica a perforar es una de las variables de alto impacto que afectan elprograma de perforación establecido, esto sencillamente porque los planes de perforación se ajustan yoptimizan en función del tipo de roca y sus características, de ahí la importancia de la cantidad y calidad de la información geológica con la que se disponga para la estimación de la columna a perforar. Es importante mencionar que la precisión de esta información depende de muchas variables, tales como: 

Tipo de pozo a perforar, exploratorios, delimitadores, desarrollo.



Cantidad de pozos en el campo.



Tipo y calidad de información sísmica



Complejidad estructural.

Es justamente esta complejidad estructural la que tenemos en nuestros pozos y es uno de los desafíos más grandes a enfrentar, ya que es muy común encontrar que aun en pozos de una misma pera y con una separación relativamente pequeña entre ellos las columnas geológicas perforadas difieren en ocasiones de manera sustancial. Para el caso del pozo Pache 13, las diferencias más fuertes fueron en los espesores de las formaciones del Cretácico.

Columna geología programa y real del pozo Pache 13.

Perforación y evaluación de formaciones Durante la perforación de pozos HPHT, los ingenieros frecuentemente encuentran formaciones sobres presionados, zonas débiles y lutitas reactivas. Además, los pozos son a menudo de diámetro reducido y altamente desviados. Para mantener el control del pozo, la presión hidrostática del fluido de perforación debe ser suficientemente alta como para resistir la presión de poro de la formación, pero suficientemente baja como para evitar el fracturamiento de la formación y la pérdida de circulación. En consecuencia, el rango aceptado de densidad del fluido suele ser pequeño, requiriendo un control cuidadoso de la circulación del fluido con el fin de evitar oleadas de presión que excedan las presiones de fractura de la formación. Para prevenir el daño de la formación o el colapso del pozo, los fluidos de perforación deben inhibir el hinchamiento de las arcillosas. El fluido de perforación debe ser además químicamente estable y no corrosivo bajo condiciones HPHT.

En la última década, los fluidos de perforación a base de sales de formiato han desplazado a los fluidos convencionales a base de haluros en los pozos HPHT.7 Los fluidos que contienen haluros son altamente corrosivos para el acero a

temperaturas elevadas y generan peligros ambientales. Las tasas de corrosión asociadas con las soluciones de formiatos son bajas, siempre que el pH del fluido permanezca en el rango alcalino. Por estarazón, los lodos a base de formiatos son taponados usualmente con una sal carbonatada. A diferencia de los haluros, los formiatos se biodegradan fácilmente y pueden utilizarse con confianza en zonas ambientalmente sensibles. Los formiatos son extremadamente solubles en agua y pueden utilizarse para crear emulsiones inversas o salmueras sin sólidos, cuyas densidades alcanzan hasta 2,370 kg/m3 [19.7 lbm/galón], reduciendo la necesidad de contar con agentes es- pesantes.Las concentraciones de sólidos más bajas a menudo mejoran la velocidad de penetración de la barrena de perforación y permiten un mejor control de las propiedades geológicas. Las salmueras a base de formiatos poseen además baja actividad de agua; en consecuencia, a través de los efectos osmóticos, reducen la hidratación de las arcillas de formación y contribuyen a la estabilidad del pozo. Statoil reportó actividades exitosas con fluidos a base de formiatos durante la perforación de pozos HPHT de alto ángulo en el Mar del Norte. Los pozos se encuentran ubicados en los campos Kvitebjørn, Kristin y Huldra, en donde las presiones de yacimiento alcanzan hasta 80.7 MPa [11,700 lpc] y sus temperaturas llegan hasta 155°C [311°F]. Además, existen secuencias largas de lutitas reactivas interestratificadas. A pesar del ambiente desafiante, Statoil no experimentó ningún incidente de control de pozos en los 15 pozos HPHT perforados en esos campos durante un período de cinco años. Por otro lado, el control de las arcillas de formación y los recortes de perforación ayudó a mantener un nivel bajo de concentración de sólidos, lo que permitió al operador reciclar y reutilizar el fluido de perforación en forma rutinaria. Las condiciones HPHT plantean abundantes desafíos para los científicos e ingenieros que diseñan y operan herramientas de evaluación de formaciones. Como se mencionó precedentemente, los componentes más vulnerables de las herramientas son los sellos y los componentes electrónicos. La física de las

mediciones dictamina la exposición directa de la mayoría de los sensores de las herramientas de adquisición de registros a las condiciones de pozo; en consecuencia, se encuentran incorporados en una sonda. La mayoría de las secciones de la sonda se llenan con aceite hidráulico e incluyen un pistón de compensación que equilibra las presiones interna y externa para mantener la integridad estructural e impedir la implosión de la herramienta. Las sondas actuales son operadas rutinariamente a presiones de hasta 207 Mpa [30,000 lpc]. Los componentes electrónicos están separados y protegidos dentro de una sección del cartucho especialmente diseñada.11 A diferencia de las secciones de la sonda, los cartuchos electrónicos no están compensados por presión porque las altas presiones triturarían los componentes electrónicos alojados en su interior. Durante una maniobra de adquisición de registros, los componentes electrónicos permanecen a presión atmosférica dentro de la cubierta del cartucho, la cual debe resistir la presión externa. El colapso de la cubierta no sólo destruiría los componentes electrónicos, sino también podría distorsionar la herramienta hasta un punto en que sería necesaria una operación de pesca. La protección de la presión es provista mediante cubiertas de una aleación de titanio. Las fugas producidas en las superficies de los sellos o en las uniones también pueden ocasionar fenómenos de atoramiento y la destrucción del cartucho electrónico. Por consiguiente, a lo largo de la sarta de herramientas se colocan estratégicamente anillos de sello de sección circular para sellar las conexiones y los compartimentos internos. Para evitar la falla catastrófica de toda la sarta de herramientas, las herramientas individuales también se aíslan entre sí mediante tabiques estancos, similares a los de un submarino. Los anillos de sello de sección circular

para

aplicaciones

HPHT

están

compuestos

de

elastómeros

fluoropoliméricos. El elastómero Viton, el ejemplo más común, está diseñado para operar a temperaturas de hasta 204°C [400°F]. A temperaturas más elevadas, la formulación del elastómero Viton se rompe y pierde elasticidad. Para estas situaciones extremas, los ingenieros de Schlumberger poseen anillos de sello de sección circular, fabricados con el elastómero Chemraz; un material de avanzada

que es estable hasta aproximadamente 316°C [600°F], pero que resulta significativamente más caro que su contraparte, el elastómero Viton. Los sistemas electrónicos actuales, para las operaciones de obtención de registros en condiciones HPHT, pueden operar continuamente a temperaturas de hasta 177°C. La temperatura existente dentro del cartucho electrónico es una función de la temperatura de fondo de pozo y del calor in- terno generado por los componentes electrónicos. Cuando se anticipan temperaturas externas más elevadas, los ingenieros colocan la herramienta dentro de un recipiente Dewar aislante; una camisa sellada al vacío que retarda la transmisión del calor. Dependiendo de la duración de la carrera de adquisición de registros, los recipientes Dewarpermiten ejecutar operaciones a temperaturas de hasta 260°C. Recientemente, se han logrado tiempos de carrera extendidos con la introducción de los componentes electrónicos de bajo consumo de energía, los cuales generan menos calor interno. Desde mediados de la década de 1990, las profundidades de los pozos del Golfo de México se han incrementado rápidamente y las temperaturas ypresiones de fondo hicieron lo mismo. Por el contrario, el tamaño del pozo usualmente se reduce con la profundidad. En res- puesta a esta tendencia, los ingenieros de Schlumberger introdujeron la plataforma de adquisición de registros de pozos SlimXtreme; una versión en miniatura del sistema de adquisición de registros HPHT Xtreme.

Este servicio ofrece la misma serie de mediciones que su

contraparte más grande, empaquetado en una sarta de herramientas de 3 pulgadas de diámetro. Como resultado, el sistema puede ser operado dentro de aperturas tan pequeñas como una columna de perforación de 31⁄2 pulgadas o un agujero descubierto de 37⁄8 pulgadas. Además, gracias, en parte, a la superficie externa más baja de la cubierta de titanio, la sarta de herramientas SlimXtreme puede operar a presiones de hasta 207 MPa. Chevron aplicó la tecnología SlimXtreme en el Golfo de México mientras registraba los pozos exploratorios de aguas profundas del área prospectiva Tonga del Bloque Green Canyon 727. Durante las carreras de adquisición de registros

hasta 9,700 m [31,824 pies], el sistema trabajó bajo presiones de hasta 26,000 lpc [180 MPa] y siguió operando con éxito. Otro pozo exploratorio de Chevron, el Pozo Endeavour 2 situado en el sur de Texas, permitió comprobar el desempeño de la plataforma SlimXtreme a temperaturas elevadas. La sarta de herramientas que incorpora las porciones encerradas en un recipiente Dewar, pudo proveer datos confiables hasta una profundidad de 6,645 m [21,800 pies] y una temperatura 254°C [489°F].

Cable de acero dealtaresistencia

Unidad estándar operada con cable Cabrestantededoble de Schlumberger

tambor y alta resistencia

Profundidad, pies

Distancia recomendada 30 a 60 pies

10,000

20,000 Punto débil

Equipos para la perforación de pozos petroleros HPHT

Perforar un pozo petrolero es un proceso complejo que requiere equipo de trabajo pesado y de gran tamaño. Un equipo convencional de perforación consiste primeramente de una estructura que puede soportar varios cientos de toneladas. Un equipo de “un millón de libras” soporta usualmente 10,000 pies y en algunos casos, 30,000 pies de tubería de perforación y equipo adicional, dependiendo de las características de la sarta que se utilizará. El proceso de perforación mediante rotación ha dominado la industria petrolera en los últimos 50 años, esta fue precedida por la perforación mediante cable en las etapas tempranas de la perforación. En algunos casos, la perforación mediante cables todavía es utilizada. En el caso de perforación con cable, el aparejo de perforación es suspendido de una cuerda de alambre. Es entonces cuando el aparejo es reciprocado, golpeando la formación, la cual se fragmenta.

Sistemas de un equipo de perforación convencional El equipo de perforación consta de 5 sistemas principales que son los siguientes:

1. Potencia:

El sistema de potencia es el que genera la fuerza primaria requerida para operar la mayoría de todos los componentes en un equipo de perforación. Se compone por:  Motores Eléctricos  Motores de Combustión Interna: Diesel y Gas

Izaje: Este sistema está constituido por la estructura de la torre de perforación y sus accesorios. La función del sistema de levantamiento es la de soportar a todo el sistema de rotación mediante la utilización de equipos apropiados capaces de levantar, bajar y suspender los pesos requeridos por él.

Se compone por:  Estructura de Soporte: Torre, Corona, Changera o Plataforma del chango, Piso de perforación, subestructura y caseta del perforador.  Equipo de Levantamiento: Malacate, bloque corona, bloque viajero, gancho, cable de perforación, cuñas, llaves de potencia y Top Drive.

3. Circulación:

Está formado por una serie de equipos y accesorios que permiten el movimiento continuo de la sarta de perforación en el fluido o el lodo de perforación. Se compone por:  Ciclo del lodo: Caseta de material químico del lodo, tanques de lodo, embudo de mezclado, tanques de mezcla química, silos de aditivos, tanques para agua y tanques de reserva.  Equipos de circulación: bombas de lodo, línea de descarga y de retorno, stand pipe, manguera rotaria.  Área

de

acondicionamiento:

tanque

de

asentamiento,

temblorinas,

separador de arena, separador de arcilla y desgasificador.

4. Rotación:

El Sistema de Rotación es el que se encarga de hacer girar la sarta de perforación y permite que la barrena perfore un agujero desde la superficie hasta la profundidad programada. Está localizado en el área central del sistema de perforación y es uno de los componentes más importantes de un equipo de perforación. Se compone por:  Sarta de Perforación: Barrena, porta barrenas, tuberías de perforación, herramientas de fondo, accesorios.  Unión giratoria: Asa, cuello de ganso, ensamblaje de tubería de lavado, bonete, macho, cuerpo de unión giratoria, Kelly Bushing.

 Mesa rotaria: Cuerpo de la mesa, piso de la mesa, piñón de transmisión, conexión directa, buje maestro, buje partido, buje sólido, buje de cuadrante, cuñas.

5. Seguridad: Este sistema constituye uno de los principales componentes de un equipo de perforación. Está conformado por los Preventores o BOP (BlowoutPreventor) cuya función principal es controlar el pozo mediante el cierre de sus rams en situaciones de descontrol de pozo, la cual de no ser controlada adecuadamente podría convertirse en un descontrol. Una patada de pozo es la entrada de un fluido de alta presión al pozo. Se compone por:  Preventor

anular,

preventor

de

arietes,

carretes,

cabezal

de

revestimiento, acumulador, múltiple de estrangulación, línea de matar, tanques de viaje.

Perforación de pozos HPHT Planeación y diseño de pozos HPHT

Muchos de los riesgos de perforar pozos de HPHT están relacionados a sobre presiones. Idealmente, dichos pozos deberían de ser perforados con un lodo que establezca un margen de seguridad suficiente sobre la presión de poro. El trabajo

del ingeniero de lodos, es formular un lodo que minimice el daño a la formación y maximice la tasa de penetración. El objetivo de la perforación es perforar un pozo útil, es decir, un conducto que comunique el yacimiento con la superficie, el cual permita una explotación racional en forma segura y al menor costo posible. Uso y selección del fluido de perforación Fluido de Perforación: Es una mezcla de un solvente (base) con aditivos o productos, que cumplen funciones físico-químicas específicas, de acuerdo a las necesidades operativas de una formación a perforar.

Selección de barrenas Una barrena es una herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotaria. Las barrenas se clasifican en tres tipos principales: barrenas tricónicas, barrenas de cortadores fijos (PDC) y barrenas especiales. Función

Remover a la roca (ripios de ésta) mediante el vencimiento de su esfuerzo de corte, o bien, removerla mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión. Tipos de barrenas 

Barrenas tricónicas



Barrenas de cortadores fijos (PDC)



Barrenas especiales

Una barrena siempre debe de ser seleccionada de acuerdo a la formación que se va a atravesar. Es de suma importancia que se describan e identifiquen completamente las formaciones a las que someteremos nuestra barrena.

Si la formación es muy elástica, tiende a deformarse cuando se comprime en lugar de fracturarse. A pesar de que la roca presente una resistencia a la compresión relativamente baja, es posible que la barrena no penetre fácilmente. En estas situaciones cuando se perfora con barrenas PDC se recomienda cortadores grandes. La lista que se muestra a continuación resume los principales tipos de formaciones en orden decreciente de dificultad para perforarlas:

Tuberías Debido a que la naturaleza de los pozos HPHT implica que tengan temperaturas elevadas y generalmente grandes profundidades, la necesidad de tuberías de mayor resistencia y menor peso se ha vuelto un aspecto prioritario en la industria petrolera.

En los ambientes HPHT la correcta selección de tuberías, juega un papel fundamental en el éxito de la perforación del pozo. Los esfuerzos de tensión, compresión, torsión, colapso, fricción y estallamiento son considerablemente de mayor magnitud, por lo tanto, la resistencia que deben tener las tuberías que se utilizarán en este tipo de aplicaciones debe ser acorde a los requerimientos del pozo. Otro aspecto importante a considerar es la recurrencia con la que se encuentran ambientes que generan corrosión en las tuberías. Los contaminantes principales encontrados en este tipo de ambientes son por lo general Ácido sulfhídrico, Dióxido de carbono y salmueras, los cuáles, al estar en contacto directo con las tuberías, las desgastan, reduciendo su tiempo de vida útil. La necesidad de tuberías que cumplan con los requerimientos anteriormente mencionados, ha llevado al desarrollo de nuevos materiales y tecnologías para superar estos retos. Sarta de perforación La sarta de perforación es la encargada de transmitir las fuerzas de empuje y rotación, Esta cumple la función de enlace mecánico que conecta a la barrena de perforación que está en el fondo con el sistema rotario que está en la superficie, además de determinar la profundidad del pozo. Funciones: 1. Transmitir rotación a la barrena. 2. Transmitir y soportar cargas axiales. 3. Transmitir y soportar cargas de torsión. 4. Colocar el peso sobre la barrena para perforar. 5. Guiar y controlar la trayectoria del pozo. 6. Permitir la circulación de fluidos para limpiar el pozo y enfriar la barrena.

Fabricación La tubería de perforación está fabricada siguiendo las Normas API esta se elabora en tres distintos rangos dependiendo de su longitud. Rango 1: 5,5 a 6,7 m (18 - 22 pies) Rango 2: 8.23 a 9,75 m (27 - 32 pies)

Rango 3: 11,6 a 13,7 m (38 - 45 pies) Siendo la tubería más comúnmente usada la de 9,1 m (30 pies), esta longitud no incluye la unión de tubería que va fija en cada extremo. Los tubos de perforación pertenecen a uno de los cuatro grados API (API SPEC 5D): 1. Grado E 2. Grado X-95 3. Grado G-105 4. Grado S-135 Que a la vez se agrupan como (API SPEC 5D) Grupo 1: Tubos de perforación de Grado E Grupo 3: Todos los tubos de perforación de alta resistencia (grado X-95, G105, S135) Los tramos de tubería se unen entre sí por medio de uniones (tooljoint o junta). La mitad macho de la unión se fija a un extremo de un tramo de tubería y la otra mitad hembra, a otro extremo.

CAPITULO 3 CONCLUCION

Una vez culminada la investigación se llegó a la siguiente conclusión. 

Según la categorización de temperatura en pozos HTHP se requieren materiales especiales y la adecuada selección de cada uno de estos elementos que conforma el equipo de perforación uno de los componentes más importantes en el pozo es la tubería de revestimiento el cual cumple diferentes funciones necesarias como prevenir la retención de la pared del pozo, aislar los fluidos de la formación, provee control de fluidos y presiones cuando se está perforando.



La estimación de la columna geológica a perforar es una de las variables de alto impacto que afectan el programa de perforación establecido, esto sencillamente porque los planes de perforación se ajustan y optimizan en función del tipo de roca y sus características.

Es justamente esta complejidad estructural la que tenemos en nuestros pozos y es uno de los desafíos más grandes a enfrentar, ya que se tiene en el pozoPache 13, las diferencias más fuertes como ser en los espesores de las formaciones del CretácicoAlbiano – Cenomaniano(secuencia de dolomías micro a meso cristalinas de color crema a café claro, con fracturas y micro cavidades, con intercalaciones de brechas fracturadas con clastos de caliza dolomitizada.



Selecionar el equipo de perforacion adecuado deacuerdo a la categorizacion de profundidades en pozos HPHT.

Para esta selección de herramientas a utilizar se debe tomar en cuenta muchos aspectos importantes por ejemplo:

Se requiere un control cuidadoso de la circulación del fluido de perforación con el fin de evitar oleadas de presión que excedan las presiones de fractura de la formación, este fluido de perforación debe ser además químicamente estable y no corrosivo bajo condiciones HPHT, esto es importante porque el fluido está en constante contacto con la herramienta de perforación, los fluidos de perforación a base de sales de formiato han desplazado a los fluidos convencionales a base de haluros en los pozos HPHT.Los fluidos que contienen haluros son altamente corrosivos para el acero a temperaturas elevadas, Por esta razón, los lodos a base de formiatos son taponados usualmente con una sal carbonatada. A diferencia de los haluros, los formiatos se biodegradan fácilmente y pueden utilizarse con confianza en zonas ambientalmente sensibles. Si no se tiene un material especial lo que se hace es acondicionar el equipo para que pueda operar con normalidad bajo las condiciones del pozo HTHP Por lo tanto a lo largo de la sarta de herramientas se colocan estratégicamente anillos de sello de sección circular para sellar las conexiones y los compartimentos internos.Los anillos de sello de sección circular para aplicaciones HPHT están compuestos de elastómeros fluoropoliméricos. El elastómero Viton, el ejemplo más común, está diseñado para operar a temperaturas de hasta 204°C [400°F]. A temperaturas más elevadas, la formulación del elastómero Viton se rompe y pierde elasticidad. Para estas situaciones extremas, los ingenieros de Schlumberger poseen anillos de sello de sección circular, fabricados con el elastómero Chemraz; un material de avanzada que es estable hasta aproximadamente 316°C [600°F], pero que resulta significativamente más caro que su contraparte, el elastómero Viton. Según la profundidad se debe acondicionar la capacidad de la soporte del equipo de perforación sabiendo que Un equipo convencional de perforación consiste primeramente de una estructura que puede soportar varios cientos de toneladas. Un equipo de “un millón de libras” soporta usualmente 10,000 pies y en algunos casos, 30,000 pies de tubería de perforación y equipo adicional, dependiendo de las características de la sarta que se utilizará.

En los ambientes HPHT la correcta selección de tuberías, juega un papel fundamental en el éxito de la perforación del pozo. Los esfuerzos de tensión, compresión, torsión, colapso, fricción y estallamiento son considerablemente de mayor magnitud, por lo tanto, la resistencia que deben tener las tuberías que se utilizarán en este tipo de aplicaciones debe ser acorde a los requerimientos del pozo. Se debe prever respuestas rápidas a los ambientes que generan corrosión en las tuberías se da por los contaminantes principales encontrados en este tipo de ambientes son por lo general Ácido sulfhídrico, Dióxido de carbono y salmueras, los cuáles, al estar en contacto directo con las tuberías, las desgastan, reduciendo su tiempo de vida útil.

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ANEXO

Figura. 1. Análisis de margen de jalón de la sarta

Figura. 2. Análisis de sensibilidad de fuerzas laterales con diferentes arreglos de sartas.

Figura. 3. Buje de desgate utilizado para la etapa de 8 ½”.

Figura. 4. Análisis de riesgos visualizado para la continuidad de la perforación.