Manual de Perforacion y Mantenimiento de Pozos PEMEX

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PRIMERA EDICIÓN, 2003

COPYRIGHT© 2003

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

DERECHOS RESERVADOS

IMPRESO EN MÉXICO

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Í N D I C E

1. YACIMIENTOS Y PRESIONES... 1

1.1 POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS ... 3

1.2 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA ... 7

1.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON. ... 8

1.4 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.... 11

1.5 INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS... 13

1.6 APLICACIONES... 17

2. PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LA PERFORACIÓN DEL POZO ... 21

2.1. FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL POZO ... 23

2.2. CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN. ... 26

2.3. FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN... 28

2.4. APLICACIONES... 30

3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS ... 31

3.1 PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN ... 33

3.2 PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN... 38

3.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA. ... 43

3.4 DESPLAZAMIENTO ... 46

3.5 PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA ... 51

4. HIDRÁULICA ... 55

4.1 PARÁMETROS PARA LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA ... 57

4.2 DISEÑO DE UN PROGRAMA HIDRÁULICO PARA PERFORAR... 65

4.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA. ... 67

5. ANÁLISIS DE FUERZAS EN HERRAMIENTAS Y TUBERÍAS ... 73

5.1. CÁLCULO DE LA FUERZA RESULTANTE ... 75

5.2 ANÁLISIS DE FUERZAS EN EMPACADOR Y EN SELLOS (PBR/SELLOS MOLYGLASS)... 76

5.3 FUERZA RESULTANTE CON PRESIÓN DE FORMACIÓN EN EL POZO ... 79

6. DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN ... 83

6.1 PROPIEDADES DE LOS MATERIALES... 85

6.2 ELIPSE DE ESFUERZOS BIAXIALES... 92

6.3 ANÁLISIS DE ESFUERZOS A QUE SOMETEN LAS TUBERÍAS POR TENSIÓN, COLAPSO Y TORSIÓN... 94

6.4 DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN POR TENSIÓN Y POR ESFUERZO BIAXIAL... 99

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

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7. CEMENTACIONES ... 113

7.1 PROPIEDADES API DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO... 115

7.2 SELECCIÓN Y ESFUERZOS QUE SE CONSIDERAN EN EL DISEÑO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO... 125

7.3 ESFUERZOS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DURANTE LA INTRODUCCIÓN, CEMENTACIÓN Y POSTERIOR A LA CEMENTACIÓN... 135

7.4 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE LA LECHADA Y RENDIMIENTO ... 148

7.5 DISEÑO DE UNA LECHADA DE CEMENTO... 150

8 CABLE DE PERFORACIÓN... 157

8.1 PROGRAMA DE DESLIZAMIENTO Y CORTE DE CABLE ... 159

8.2 INSPECCIÓN Y EVALUACIÓN DE PROBLEMAS EN EL CABLE DE PERFORACIÓN... 164

9. CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL ... 173

9.1 ARREGLOS DE PREVENTORES (API) ... 175

9.2 ANÁLISIS DE UN ARREGLO DE PREVENTORES ... 177

9.3 PRUEBAS OPERATIVAS DE LOS PREVENTORES CON LA UNIDAD DE CIERRE (API) ... 180

9.4 LEY DE LOS GASES... 182

9.5 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO HIDRÁULICO EN LA UNIDAD DE CIERRE ... 184

9.6 DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTER) ... 185

9.7 INSPECCIÓN EN LA INSTALACIÓN DE LAS CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL ... 186

10. BARRENAS ... 191

10.1 SELECCIÓN DE UNA BARRENA TRICÓNICA O DE CORTADORES FIJOS (PDC) PARA PERFORAR. ... 193

10.2 TECNOLOGÍA DE LOS CORTADORES FIJOS... 209

10.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LAS BARRENAS... 216

10.4 ANÁLISIS DEL COSTO POR METRO... 224

10.5 ANÁLISIS DE IGUALDAD DE COSTO ENTRE BARRENAS ... 225

11. TERMINACIONES ... 233

11.1 ACCESORIOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN ... 235

11.2 SELECCIÓN DE EMPACADORES ... 237

11.3 CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS... 251

11.4 FRACTURAMIENTOS ... 253

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12. PERFORACIÓN DIRECCIONAL... 257

12.1 DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL... 259

12.2 CÁLCULOS DE LA TRAYECTORIA DEL POZO ... 276

12.3 APLICACIONES. ... 288

13. INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN... 293

13.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE PEMEX... 295

13.2 PLANEACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LA INSTALACIÓN O DESMANTELAMIENTO DE UN EQUIPO ... 312

13.3 SUPERVISIÓN DE LOS COMPONENTES CRÍTICOS DEL MÁSTIL ... 314

13.4 LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL... 315

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

1.1 POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS

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

Porosidad

La porosidad de una roca representa una medida del espacio disponible para el almacenamiento de fluidos y es la relación del volumen de poros y huecos entre el volumen bruto de la roca, indicándose en por ciento. Desde el punto de vista de la Ingeniería de yacimientos se le puede denominar a éste concepto como porosidad total, y como porosidad efectiva a la relación de volumen de huecos comunicados entre el volumen bruto de la roca.

De acuerdo con el modo en que se originó, la porosidad puede clasificarse en: • Original o primaria.- se forma en el momento de la depositación de los

materiales que integran la roca, se caracteriza como intergranular en las arenas y areniscas y como intercristalina u oolitica en algunas calizas. • Secundaria o inducida.- Se forma debido a procesos geológicos y/o

químicos que ocurren después de la depositación y se caracteriza por el desarrollo de fracturas en algunas lutitas y calizas y por las cavernas producidas por disolución en algunas calizas.

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

Saturación

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

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

Sw = Saturación de agua So = Saturación de aceite

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

Por lo anterior, algunas teorías sobre el origen del petróleo sostienen que antes de la migración del mismo, los poros de los yacimientos se encontraban ocupados totalmente por agua, parte de la cual fue desplazada al llegar los hidrocarburos, debido a esto en la generalidad de los yacimientos los poros están ocupados por los fluidos: agua, aceite y/o gas.

Permeabilidad

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

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

ds dp K V= × µ Donde:

V = Velocidad aparente, en cm/seg. µ = Viscosidad del fluido, en centipoise.

dp = Gradiente de presión, tomado en la dirección de V y expresado en ds atmósferas por centímetro.

K = Constante de proporcionalidad, denominada permeabilidad de la roca, en unidades de Darcy.

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La unidad de permeabilidad, generalmente utilizada, es el milidarcy (md) en lugar del Darcy que es muy grande (1 md =

1000 1

Darcy)

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

• Las lutitas y ciertas clases de arenas tienen altas porosidades, pero sus granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de líquidos son escasos y tortuosos, y por lo tanto su permeabilidad puede ser baja. • Otras formaciones, como la caliza, pueden presentar pequeñas fracturas o

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

Resistividad

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

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

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

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

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1. Yacimientos y presiones 1.2 Gradiente de presión total de sobrecarga

1.2 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA

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

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

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

El gradiente de presión total de sobrecarga, se encuentra con la siguiente fórmula: Gs = 0.1 x (1 - φ ) x Dm + 0.1 x φ x Da

Donde:

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

Dm = Densidad de los minerales o sedimentos, en gr/cm3.

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

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

1.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON.

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

Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga total).

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

Uno de los investigadores que se dedicó al estudio de calcular el gradiente de fractura de las formaciones fue Ben A. Eaton, que propuso el uso de la siguiente fórmula para su cálculo:

* Gf s s Gf D S F +      − ×       _× ₋ = 1 2306 . 0 Donde:

F = Gradiente de presión de fractura, en kg/cm2/m

Gf = Gradiente de presión de poro o de formación, en kg/cm2 /m. D = Profundidad del pozo, en m o pies (Para la gráfica).

s = Relación de Poisson.

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

S

= Valor localizado en la gráfica 1.1 s = Valor localizado en la gráfica 1.2.

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El gradiente de presión de formación, se puede utilizar por medio de la información de los registros de pozos o al relacionarla con datos de otro pozo cercano. Si desea realizar un cálculo práctico puede considerarse el normal de la formación. PROFUNDIDAD 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 0.70 0.75 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 0

Gráfica 1.1 Resistencia del gradiente de sobrecarga para todas las formaciones normalmente compactas de la Costa del Golfo.

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

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Variable de sobrecarga de la costa del golfo

Profundidad en m

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0 Sobrecarga equivalentes en lutitas 0.231 kg/cm m (1.0 lb/pg / pie) 2/ 2 Sobrecargas equivalentes Oeste Texas formaciones productoras 0.231 kg/cm /m (1.0 lb/pg /pie) 2 2 2

Límite del extremo superior

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

1.4 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

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

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

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

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

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

3. Trazar una línea horizontal (2) a partir de la profundidad anterior hasta la curva de densidad de lodo requerida a esa profundidad.

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

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

5. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. intermedia, inmediatamente debajo de la intersección anterior, incluyendo nuevamente el factor de seguridad apropiado. De la misma forma se selecciona la profundidad de asentamiento de la T.R. superficial, líneas 4 y 5.

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

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1. Yacimientos y presiones 1.5 Interpretación básica de los registros geofísicos

1.5 INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS Los registros geofísicos fueron introducidos en la industria petrolera hace más de medio siglo y desde entonces muchos dispositivos de registros han sido desarrollados y puestos en actividad. Así como la especialidad de registros geofísicos avanzó, el arte de interpretar sus datos también lo hizo. En la actualidad el análisis detallado de los registros de pozos, proporcionan un método para derivar o inferir valores exactos de la saturación del agua o hidrocarburos, la porosidad, el índice de permeabilidad, la litología del yacimiento, etc. Sin embargo, en forma general podemos decir que los registros geofísicos se aplican en perforación y terminación de pozos, producción y en la evaluación del yacimiento.

Después de la perforación, con los registros geofísicos (resistividad, sónico, densidad, radioactivos) se pueden detectar y evaluar presiones de formación altas, así como evaluar gradientes de fractura de la formación. En un registro de conductividad y sónico, al detectar presiones anormales, la conductividad eléctrica se incrementa y el tiempo de viaje de la onda sonora en seg/m o seg/pie también se incrementa (Grafica. 1.4, 1.5 y 1.6). En el caso de un registro de densidad, éste mostrará una disminución en densidad dentro de una región de presión anormal.

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

CNL = Registro neutrónico compensado. BHC = Registro sónico compensado CBL = Registro de cementación CCL = Registro localizador de coples. CDR = Registro direccional continuo. DIL = Registro doble inducción DLL = Registro doble Laterolog.

FDC = Registro de densidad de formación. FIL = Registro de identificación de fracturas. VDL = Registro de densidad variable.

CBT = Registro sónico de cementación

CET = Registro sónico de evaluación del cemento. BHC = Registro sónico de porosidad compensado. LDT = Registro litodensidad compensada.

NGT = Registro espectroscopía de rayos gamma naturales. GRN = Registro rayos gamma naturales-neutrón.

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CNL = Registro neutrón compensado.

SHDT= Herramienta de echado estratigráfico. SFL = Registro de enfoque esférico.

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

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

400 200 600 1,000 2,000 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 50 70 100 200 300 ( S/pie) Conductividad (mmhos) PROFUNDIDAD (1000 pies) Inicio de zona de presión anormal

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

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1. Yacimientos y presiones 1.6 Aplicaciones

1.6 APLICACIONES

• Para comprender un poco más sobre la compactación, saturación y las presiones anormales, expondremos los siguientes ejemplos, para que anote sus observaciones:

Suponiendo un caso cualquiera de compactación normal, en donde el gradiente de presión total es de 0.230 kg/cm2/m (2.30 gr/cm3) y como normal de formación 0.107 kg/cm2/m (1.07 gr/cm3), entonces se establece la siguiente igualdad. 2.30 =? + 1.07 2.30 – 1.07 = 1.23 2.30 = 1.23+1.07 0.5347 53.47% . 30 . 2 23 . 1 ₌ _⇒

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

Realizar los mismos cálculos con un gradiente de presión total de sobrecarga de 0.190 kg/cm2/ m y de formación 0.160 kg/cm2/m (Presión anormal).

Área total = 1.00 Área rocosa = 0.5347 Área de fluidos = 0.4653 Presión total de sobrecarga sobrecarga

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

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Operaciones:

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

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

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

Porosidad aproximada de: Arenas no consolidadas: 15% Lutitas o arcillas: 35%

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• Predecir el gradiente de presión de fractura a una profundidad de 4500.0 m, suponiendo un gradiente de presión normal de formación, por el método de Eaton: Gf s s Gf D S F +      − ×       _× ₋ = 1 2306 . 0 Gf = 0.107 kg/cm2/m D S = 0.975 (Gráfica 1.1) s = 0.475 (Gráfica 1.2) F = (0.975 X 0.2306 – 0.107) x       −0.475 1 475 . 0 + 0.107 F = 0.2136 kg/cm2/m

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

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• Con base en el siguiente modelo de esfuerzos en la roca, realizar comentarios sobre si la presión de formación puede ser mayor que la presión de fractura y de la presión total de sobrecarga, y además si la presión de fractura es mayor que la presión total de sobrecarga.

Pf

Em

S

    +     =     formación de esión Matricial Esfuerzo a sobrec de Esfuerzos Pr arg S = Em + Pf Comentarios:

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

Tubería Longitud m Conductora Superficial Intermedia Explotación 13 3/8” 9 5/8” 7 5/8” 5 ½” de 0 a 54.0 de 0 a de 0 a de 0 a .4500.0

DENSIDAD EQUIVALENTE DE LODO en gr/cm

GRADIENTE DE FRACTURA

MARGEN DE BROTE

(0.06 gr/cm menos del gradiente de fractura)

PRESIÓN DE FORMACIÓN DENSIDAD DE LODO

(más 0.06 gr/cm de la densidad de perforar para margen de viaje) PROFUNDIDAD DE OBJETIVO PROFUNDIDAD en m LITOLOGÍA 0.96 1.20 1.44 1.68 1.92 2.16 2.4 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 2.12 Máx. Densidad -2.12 gr/cm3 3 3 3

LÍMITE MÍNIMO PARA

EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FORMACIÓN

LÍMITE MÁXIMO PARA NO FRACTURAR LA FORMACIÓN

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2. PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LA

PERFORACIÓN DEL POZO

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

2.1. FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL POZO

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

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

La planeación de la perforación del pozo es una de las etapas importantes, en donde se establecen como premisas en el proceso los siguientes factores:

• Equipo adecuado. • Seguridad del personal.

• Protección al medio ambiente. • Economía

• La estimación del costo de perforación para determinar la factibilidad económica de la perforación del pozo.

• Control del costo para la minimización de los gastos totales de la perforación a través de un programa apropiado.

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

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

Análisis de la información 1. Objetivos Geológicos:

a) Profundidad del horizonte objetivo. b) Cimas estimadas de las formaciones.

c) Profundidad y posibles formaciones productoras.

d) Requerimientos de muestreos de las formaciones (canal, núcleos etc.). e) Requerimientos de pruebas de formación.

f) Requerimientos de registros geofísicos, eléctricos, etc.

g) Profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimientos y sartas de tubería de producción.

2. Datos de pozos vecinos: a) Columna estratigráfica. b) Historia gráfica

c) Registros de barrenas.

d) Datos de pruebas de formación. e) Registros de presiones de fondo. f) Registros del fluido de perforación.

g) Registros de las tuberías de revestimiento y cementaciones. h) Riesgos y zonas problema.

i) Registros eléctricos y geofísicos, etc. j) Terminaciones.

3. Establecer los costos estimados del pozo en proyecto: a) Perforación del pozo.

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

(30)

d) Varios:

• Preparación del sitio.

• Equipo y servicios de muestreo. • Registros.

• Agua y combustible.

• Fluidos de perforación y productos químicos. • Cemento y servicios de cementaciòn.

• Transporte (personal, equipo, etc.).

• Disparos, acidificación, fracturamiento, etc. • Barrenas.

• Renta de equipo.

e) Costos de operación y producción. El costo de perforación depende de:

4. Seguridad del personal y protección al medio ambiente. La profundidad

Costo de preparación del sitio. Costo de transporte.

Costo diario de la operación de perforación: • Renta de equipo

• Servicios de supervisión de la perforación. • Mantenimiento del equipo.

• Control de la perforación.

• Alojamiento de cuadrillas, transporte, etc. La

localización

Litología a ser penetrada. Tiempo de perforación.

(31)

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

2.2. CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN.

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

Uno de los objetivos principales, durante la perforación del pozo, es abatir los costos, teniendo una velocidad de penetración adecuada y sin interrupciones en las operaciones programadas, sin descuidar la seguridad del personal, del pozo y la protección al medio ambiente. Pero para que esto se logre se requieren conocimientos y experiencia para poder llevar el control, nada fácil, de las variables que afectan a la velocidad de penetración y la eficiencia de las operaciones, tales como: fluido de perforación, hidráulica, condiciones de operación y tipo de barrena, personal, equipo y características de la formación.

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

Bajo una situación real, particularmente en perforación, el término de “Perforación optimizada” no existe. Sin embargo, aún cuando el término pueda parecer idealista, nos proporciona el conocimiento suficiente sobre los límites de las variables que contribuyen a mejorar el proceso de perforación.

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

(32)

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

Profundidad

C B A

Pozo A Pozo B Pozo C

Costo / Tiempo

Consideraciones en la optimización de la perforación. 1. Fluido de perforación.

2. Hidráulica.

3. Selección del tipo de barrena.

4. Condiciones de operación de la barrena. 5. Selección del equipo.

6. Adquisición de datos (correlación de pozos vecinos). 7. Programa de tubería de revestimiento.

8. Sarta de perforación.

9. Control de presiones subsuperficiales (brotes). 10. Planeación de la perforación.

(33)

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

2.3. FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN

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

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

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

Una vez que se determinan los puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento, se selecciona el diámetro de la TR de explotación, el cual será la base para determinar el arreglo de tuberías de revestimiento a utilizar, así como los diámetros de agujero. El diámetro de la TR de explotación, va a depender de las características de los fluidos que se explotaran, de las presiones, así como también si el pozo fluye por si solo o se le aplicará un sistema artificial de explotación. Normalmente el diámetro de la TR de explotación es a solicitud del cliente.

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

(34)

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

Tabla 2.1 Diámetro de TR (pg) Diámetro del cople (pg) Diámetro de barrena a emplear (pg) 4 1/2 5 ½ 6 6 5/8 7 7 5/8 8 5/8 9 5/8 10 ¾ 13 3/8 16 20 5.0 6.050 6.625 7.390 7.656 8.500 9.625 10.625 11.750 14.375 17.0 21.0 6, 6 1/2, 8 3/8, 8 1/2 8 ½ 8 ½, 8 5/8 8 5/8, 9 ½ 9 1/2 12 12, 12 ¼ 14 3/4 17 ½ 20 26

Figura 2.1Barrenas de diferentes diámetros

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

Los costos de perforación se reducen en

proporción directa a la Ingeniería,

experiencia y supervisión aplicadas.

(35)

2. Planeación y programa de la perforación 2.4 Aplicaciones del pozo

2.4. APLICACIONES

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

• Con un programa detallado de la perforación del pozo, del área en donde realiza sus actividades, haga un análisis del mismo, anotando las partes del programa, verifique si se tienen cronogramas, correlación con pozos vecinos, actividades críticas y requerimientos de mayor supervisión, diseños de tubería, medidas de seguridad y protección al medio ambiente, etc.

(36)

3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y

TERMINACIÓN DE POZOS

(37)

(38)

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

3.1 PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN Programa del fluido de perforación

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

Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y características apropiadas para todas las operaciones que se realizarán considerando los costos de los mismos.

Un programa de fluidos debe especificar:

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

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

¹ Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente. ¹ Aditivos de los fluidos sugeridos para cada sección.

¹ Problemas esperados y los procedimientos de control.

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

El programa de perforación de un pozo típico de este campo comprende 6 etapas y la terminación (tabla 3.1). Debido a que se requiere terminar en tubería de explotación de 5”, se perfora con un arreglo de tuberías de revestimiento de 30”, 20”, 13 3/8”, 9 5/8”, 7” y 5”.

(39)

Tabla 3.1 Etapas de perforación con un fluido limpio

Barrena (pg)

Profundidad (m)

Objetivo de la etapa Fluido de perforación

Densidad (gr/cc)

36 50

Cementar el tubo conductor de 30”

para tener un medio de circulación. Bentonitico 1.08

26 700

Cementar tubería de revestimiento de 20” a fin de aislar los acuíferos superficiales y ganar gradiente de fractura para poder incrementar la densidad del fluido de perforación en la siguiente etapa.

Inhibido 1.20

17 ½ 1800

Llegar a la cima de la zona de presiones anormales y cementar tubería de revestimiento de 13 3/8” a fin de poder cambiar el fluido de perforación base agua a base aceite y manejar mayores densidades en la zona de presiones anormales.

Inhibido 1.70

12 4000

Atravesar la zona de presiones anormales y aislar la misma con la tubería de revestimiento de 9 5/8” a fin de poder utilizar una menor densidad del lodo en la siguiente etapa.

Base Aceite 1.95-2.00

8 3/8 4700

Atravesar las formaciones Eoceno y Paleoceno hasta la cima de la formación Cretácico Superior Méndez, las cuales tienen un gradiente de presión de poro en el rango de 1.50 a 1.60 gr/cc. Se cementa la tubería de revestimiento de 7” para aislar estas formaciones a fin de poder cambiar la base del fluido de perforación para la siguiente etapa.

Base Aceite 1.70

5 7/8 5500

Perforar la zona productora del campo (Formaciones Cretácico Superior y Medio), cuyo gradiente de presión de poro está en el rango de 1.15 gr/cc.

Base Agua 1.20

(40)

Control del fluido de perforación

Durante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de perforación con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las estadísticas de los pozos vecinos.

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

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

-

Nombre del pozo

-

Fecha

-

Profundidad

-

Datos de las bombas de lodos

-

Equipo para el control de sólidos

-

Densidad

-

Viscosidad Marsh

-

pH del lodo

-

Viscosidad plástica

-

Punto de cedencia

-

Gelatinosidades

-

Contenido de cloruros

-

Contenido del ión calcio

-

Contenido de sólidos

-

Filtrado

-

Por ciento de aceite

-

Por ciento de agua

-

Cantidad de sólidos

-

Temperatura

-

Filtrado

(41)

Tabla 3.2 Formato de reporte diario de fluidos de perforación

MATERIALES Y CONCEPTOS TUBO CONDUCTOR T.R. 24” BNA 30” PRIMERA ETAPA T.R. 16” BNA 22” SEGUNDA ETAPA T.R. 10 3/4” BNA 14 ¾” TERCERA ETAPA T.R. 7 5/8” BNA 9 ½” CUARTA ETAPA T.R. 5” BNA 5 7/8” TOTAL

CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD

BARITA TON. 0 TON.

DIESEL 87.0611 MB 34.36 MB 6980.95 MB 710292 MB OXIDO DE CALCIO SECUESTRANTE H2S CONT. CIA. DRILLINGFUIDS MI. 0 TON. OBT. CELULOSICO MED. 0 TON. OBT. CELULOSICO FINO 0 AGUAQUIM SUBTOTAL MAT. QUÍMICO (COSTO) 7102.92 TIPO DE LODO Y DENSIDAD BENT. 1.08 KLA-GARD 1.25 E.I. DENS = 1.47

E.I. DENS 1.55 E.I. DEN. 0.90-0.89 VOLUMEN RECIBIDO Y COSTO MB 129 MB 1045.5 MB 597 MB 7775.95 MB 9547.45 MB VOLUMEN ENVIADO Y COSTO 129 MB 140 MB 60 MB 131 MB 395 MB 855 MB VOLUMEN PERDIDO Y COSTO 140 MB 315 MB 787.5 MB 366 MB 7380.95 MB 8989.49 MB

SERV. INT. FLUIDO MANTTO. E.T. (CIAMI.)

1741.73 MB 1741.73 MB

ATN. TÉCNICA. POR MANTTO. (CIA. MI.)

43 DÍAS 43 DÍAS CONTRATO INT. DE

FLUIDO CIA´S (MI.)

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

MATERIAL CONTINGENCIAS (LODOS/P)

0 MB 160 MB 160 MB

SERV. INT. ATN. TÉCNICA

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

BARITA

PROPORCIONADA POR CIA.

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3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.1 Programa y control del fluido de Pozos de perforación Continuación tabla 3.2 CONTT. CIA. CONTROL SOL COMSERTEC

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

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

SERV. 1 SERV. 1 SERV.

SERV. LIMPIEZA INT/EXT. DE TUBERÍA

35 DÍAS 35 DÍAS 70 DÍAS

SERV.

RETROESCAVADOR A

DÍAS 9 DÍAS 8 DÍAS 17 DÍAS

COSTO SANEAMIENTO DE RECORTES 0 MB SUBTOTAL SERV. POR CONTRATOS FECHA INICIO Y TERMINO 17/01AL 19/01/98 20/01 AL 1/02/98 2/02 AL 7/03/98 8/03 AL 16/04/98 17/04 AL 25/06/98 METROS PERF Y DESVIADOS 50 MTS. 850 MTS 2200 MTS. 840 MTS. 590 MTS. 4530 MTS.

COSTO POR METRO PERFORADO 0 MB RECORTES TRANSPORTADOS VIAJES 0 0 DÍAS AGUA RESIDUAL TRANSPORTADA 1 VIAJE 1 VIAJE COSTO POR TRANSP. MQ. LODO DIESEL

VIAJE 17 VIAJES 8 VIAJES 430 VIAJES 455 VIAJES

SUBTOTAL SERV. DE APOYO PROBLEMAS*

1.- CLASIFICACIÓN 2.- PÉRDIDA DE CIRC. 3.- PEGADURA 4.- PESCA 5.- DERRUMBE 6.- RESISTENCIA 7.- FRICCIÓN 8.- ATRAPAMIENTOS 9.- DESVIA, POZO

(43)

3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.2 Procedimientos para el análisis de de Pozos las propiedades reológicas, sólidos y líquidos del fluido de perforación.

3.2 PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE

PERFORACIÓN

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

Para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh. Éste mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es el número de segundos requeridos para que 1000 ml de lodo pasen a través de un tubo de 3/16 de pulgada de diámetro, colocado a continuación de un embudo de 12 pulgadas de largo con capacidad de 1500 ml (ver figura 3.1). El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

(44)

Se obtiene una mejor medición de las características reológicas mediante el empleo de un viscosímetro electrónico rotatorio de lectura directa y de cilindros concéntricos. La unidad estándar de campo es el viscosímetro Fann (figura 3.2). El viscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dos parámetros reológicos: viscosidad plástica y punto de cedencia. Para la viscosidad plástica se utiliza el centipoise. Éste es la resistencia al flujo del lodo causado principalmente por la fricción de las partículas suspendidas, y también por la viscosidad de la fase fluida. La viscosidad plástica es afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo.

Para el punto de cedencia se usan como unidades la libra por 100 pies cuadrados. El punto de cedencia es la parte de la resistencia al flujo, causada por las fuerzas de atracción entre partículas. Estas fuerzas atractivas son a su vez causadas por las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas en el lodo.

Figura 3.2 Viscosímetro de fann

Análisis

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

2. Agregar el F.P. al vaso del viscosímetro hasta la marca interior del mismo. 3. Colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la

(45)

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

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

6. Aplicar las siguientes formulas: 300

600 Lec Lec

Vp = − Yp =Lec300 −Vp

Donde:

Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps)

Lec600 = Lectura de 600 r.p.m. en el viscosímetro

Lec300 = Lectura de 300 r.p.m. en el viscosímetro

Yp = punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie2

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

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

Base-agua

Fase Líquida: Agua principalmente, aceite cuando se emulsiona (Emulsión directa).

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

Fase Química: Productos químicos

Base-aceite emulsión inversa

Fase continua: Aceite. Fase Liquida Fase discontinua o dispersa: Agua salada.

Fase Sólida: Material desinfectante (Barita). Fase Química: Emulsificantes.

(46)

Por lo anterior, debemos de tener en cuenta que la fase sólida se refiere a sólidos deseables que son propiamente los que tiene nuestro fluido de perforación para obtener ciertas propiedades en el mismo y son los que marcan normalmente las tablas que se aplican para su control. Por lo tanto, todos los sólidos ajenos a éstos, llamados sólidos indeseables, se deben de eliminar.

El análisis físico que nos proporciona dicha información para tomar una decisión, es por medio de la retorta que se compone de (Fig. 3.3):

• Cámara de calentamiento. • Condensador.

• Recipiente del F. P. (muestra de 10 cm 3 de F. P.). • Lana de acero.

• Probeta graduada. (10 cm3) • Espátula.

• Solución de agente humectante • Cepillos limpiapipetas.

• Automático para el corte de la corriente (110 V) a los 15 minutos. • Grasa metálica (para alta temperatura).

(47)

Análisis

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

2. Coloque lana de acero en el fondo del cilindro de acero en donde se enrosca el recipiente de la muestra, suficiente para proporcionar un filtro de los

vapores que pasan al condensador.

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

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

5. Enrosque el recipiente en el cilindro metálico.

6. Coloque el cilindro metálico en la cámara de calentamiento. 7. Coloque la probeta en la parte inferior del condensador. 8. Conecte la retorta.

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

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

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

(48)

3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.3 Problemas más comunes y correctivos de Pozos en el fluido de perforación base-agua y base-aceite emulsión inversa.

3.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA. Fluidos de Perforación Base Agua:

Problema Síntoma Correctivo

Yeso o anhidrita

• Alta viscosidad y Gelatinosidad, y aumento de filtrado.

• Calcio y sulfato en el filtrado

• Tratar previamente si se trata de pequeñas cantidades, o remover químicamente con carbonato de bario o de sodio.

Si se trata de anhidrita masiva cambie el sistema.

Embolamiento de la barrena

• Disminución en la velocidad de penetración. Succión en los viajes. Barrenas en buenas condiciones, con poco desgaste, pero con recortes adheridos en forma muy compacta.

• Añadir diesel para emulsionar el lodo.

Controlar la viscosidad y el gel. Mejorar la hidráulica.

Abrasión

• Disminución de la vida útil de la barrena y desgaste excesivo de la parte hidráulica de la bomba de lodo.

• Disminuir el contenido de arena por dilución agregando agua. Usar el desarenador para mantener un contenido mínimo de arena.

Alta pérdida de

filtrado •

Enjarre esponjoso, blando y muy grueso.

• Si el sistema contiene suficiente aditivo de control de filtrado, añadir arcillas (bentonita) al sistema (control con la prueba de azul de metileno).

Pérdidas de circulación

• Disminución del volumen en las presas. Pérdida completa del retorno de lodo.

• Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible. Bajar el gasto de bomba para disminuir la densidad equivalente de circulación. Añadir material de pérdida de circulación.

Colocar tapón de diesel-bentonita o diesel-bentonita- cemento.

Lodo inestable • La barita se separa por sedimentación o precipitación.

• Aumentar la viscosidad por adición de un viscosificante. Agregar estabilizador de viscosidad en lodos calientes y/o con altas densidades.

Alta viscosidad •

Elevada viscosidad Marsh y plástica. Punto de cedencia y gel elevados. Alto contenido de sólidos.

• Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos. Se requiere dilución con agua. Posteriormente puede utilizarse un reductor de viscosidad.

Alta viscosidad

• Elevada viscosidad en el embudo y plástica. Punto de cedencia y gel normal, alto contenido de sólidos.

• Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos, se requiere también dilución con agua.

(49)

Alta viscosidad

• Elevada viscosidad en el embudo y plástica. Punto de cedencia y gel elevados. Sólidos normales.

• Añadir dispersantes.

Alta pérdida de filtrado

• Viscosidad normal

• Añadir agente de control de filtrado.

Bajo pH • pH por debajo de 7.0.

• Añadir sosa cáustica,

posiblemente se tenga agua salada en el sistema.

Añadir inhibidor de corrosión.

Derrumbes

(sólidos grandes diferentes a los recortes de perforación)

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

• Aumentar si es posible la densidad. Reducir el filtrado. Aumentar la viscosidad si es posible. Convertir a un fluido inhibidor.

Fluidos de Perforación Base Aceite Emulsión Inversa:

Problema Síntoma Correctivo

Contaminación con agua

• Incremento en las propiedades reológicas.

• Reducción en la relación aceite/agua. • Aumento en el filtrado APAT.

• Disminución en la densidad.

• Aumento en el volumen de fluido en las presas.

• Disminución de la salinidad.

• Añadir emulsificante.

• Ajustar la relación aceite/agua y añadir el resto de aditivos. • Ajustar salinidad.

Alta concentración de sólidos

• Aumento constante de las

propiedades reológicas.

• Disminución en el avance de

perforación.

• Incremento de sólidos de la formación en el fluido.

• Disminuir el tamaño de malla en las mallas vibratorias.

• Checar que el equipo

superficial eliminador de sólidos este funcionando

• Aumentar la relación aceite/ agua. Exceso de emulsificante secundario (componente a base de polvo de asfalto).

• Incremento en las propiedades reológicas.

• El incremento de viscosidad es posterior a un tratamiento con emulsificante secundario.

• La viscosidad se incrementa después de dar 2 ó 3 ciclos el fluido dentro del pozo.

• Suspender adiciones de

emulsificante.

• Aumentar la relación

aceite/agua.

• Añadir emulsificante principal.

Inestabilidad de la emulsión

• Aspecto grumoso del fluido. • Difícil de emulsificar más agua. • Baja estabilidad eléctrica.

• Hay presencia de agua en el filtrado APAT.

• Si hay huellas de agua en el filtrado APAT, añadir emulsificante principal.

• Si el filtrado es alto, añadir emulsificante principal y secundario.

(50)

Asentamiento de barita

• Ligera disminución en la densidad. • Poco retorno de recortes a la

superficie.

• Bajos valores del punto de cedencia y de gelatinosidad.

• Presencia de barita en el fondo de las presas y en los canales de conducción del fluido en la superficie.

• Añadir arcilla organofílica dispersable en diesel.

• Bajar la relación aceite/agua si ésta es alta. Derrumbes, fricción y empaquetamiento en la sarta de perforación • Baja salinidad. • Se incrementa la concentracion de sólidos.

• Los recortes se obtienen blandos y pastosos.

• Aumentar salinidad.

• Añadir emulsificante principal. • Revisar que las tomas de agua

en las presas estén cerradas.

Contaminación con gas

• Si el gas es CO2 aumenta el filtrado

APAT y cuando la contaminación es alta aparece agua en el filtrado. • Disminuye la densidad.

• Hay inestabilidad en la emulsión y toma un aspecto grumoso.

• Utilizar el desgasificador. • Añadir cal para contaminación

de CO2.

• Aumentar agitación. • Aumentar densidad.

Perforación de mantos salinos

• En la temblorina se obtienen recortes de sal.

• Se incrementa la torsión en la sarta de perforación.

• Aumentar densidad. • Aumentar salinidad.

Sólidos

humectados con agua: barita y/o recortes

• Apariencia grisácea del lodo.

• Añadir agua salada y cal. Asegurarse que la relación aceite/agua y concentracion de aditivos son correctos.

Nota: la anterior tabla generaliza los conceptos, los correctivos aplicados dependerán de los productos comerciales de la compañía prestadora del servicio.

El diesel utilizado para fluidos de perforación, es especial presentando las siguientes características:

• Bajo contenido de azufre (0.5 % máximo).

• Punto de anilina, mayor de 65º C (150º F). para tener menos daños a los implementos de hule en el sistema de circulación.

(51)

3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.4 Desplazamiento de Pozos

3.4 DESPLAZAMIENTO

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

Factores a considerar para un programa de desplazamiento.

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

• Diseño de las tuberías.- las tuberías tanto de producción como de revestimiento, ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de producción, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo, así como también afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que llevan estas será diseñado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la camisa y esto influirá más que si tuviéramos una tubería franca, por lo que es necesario conocer previamente las tuberías a través de las cuales se llevará a cabo el desplazamiento y diseñar el programa más adecuado al mismo.

• Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie.- Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia será severamente reducida lo que puede ocasionar problemas para tener un desplazamiento y una limpieza totalmente efectiva. • Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- Este es el factor más

primordial ya que dependiendo de las condiciones de éste, será la eficiencia del desplazamiento.

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

(52)

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

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

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

Formas de desplazamiento

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

La selección del procedimiento más adecuado depende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones de calidad de las tuberías de producción y/o revestimiento que se tengan, de los resultados obtenidos de los registros de cementación en las zonas o intervalos de interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo.

Circulación Inversa.- Si la información de los registros de cementación y la calidad

de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculada, esta circulación es más factible de ser utilizada.

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

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

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Circulación Directa.- Si los registros de cementación muestran zonas no muy

aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de CIRCULACION DIRECTA, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares. Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dará el RÉGIMEN TURBULENTO necesario para garantizar que el pozo estará totalmente limpio de contaminantes. Así mismo serán necesarias mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado por filtración y por tiempos operativos.

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

Recomendaciones previas al desplazamiento

Previo al desplazamiento del fluido de control, ya sea base agua o base aceite, por el diseño de espaciadores y lavadores químicos., es necesario efectuar algunas consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas de trabajo:

1. En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con los espaciadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la zona de interés para remover los sólidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberías.

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

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

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