MANUAL DE OPERACIONES DE PERFORACION VERSION 1
1994
PROLOGO
12
1 CAPITULO I. ORGANIZACION ADMINISTRATIVA
13
1.1 ESTRUCTURA GENERAL DE ECOPETROL 1.2 ESTRUCTURA GERENCIA DE PERFORACION 1.2.1 MISIÓN 1.2.2 VISIÓN 1.2.3 OBJETIVOS PERMANENTES - METAS 1.2.4 CUADRO DE RESPONSABILIDADES POR AREA 1.2.4.1 Grupo de Proyectos 1.2.4.2 Coordinación de Soporte Tecnológico. 1.2.4.3 Coordinación de Servicios Técnicos y Logística 1.3 BIBLIOGRAFIA
13 13 13 13 13 14 14 17 17 18
2 CAPITULO II. GENERACION DE UN PROSPECTO
19
2.1 PROCEDIMIENTOS TECNICO-ADMINISTRATIVOS PREVIOS 2.1.1 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROGRAMA DE EXPLORACIÓN 2.1.2 APROPIACIÓN PRESUPUESTAL DE INVERSIONES 2.1.3 SUSTENTACIÓN Y APROBACIÓN DEL PROSPECTO 2.1.4 LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROSPECTO 2.1.5 DECLARATORIA DE EFECTO AMBIENTAL "DEA" 2.1.6 REQUERIMIENTOS MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA 2.1.7 PROCESO DE LICITACIÓN/CONTRATACIÓN DE SERVICIOS 2.1.8 INSPECCIÓN FÍSICA EQUIPO DE PERFORACIÓN 2.1.9 PLANEACIÓN / EJECUCIÓN OBRAS DE INFRAESTRUCTURA 2.2 PROGRAMACION DE PERFORACION 2.2.1 RECOPILACIÓN INFORMACIÓN DE REFERENCIA 2.2.2 ELABORACIÓN INFORME DE PRE-PERFORACIÓN 2.2.3 DISEÑO DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN 2.2.4 DESARROLLO DE LAS OPERACIONES 2.2.5 INTERVENTORÍA DE LAS OPERACIONES 2.3 CONTROL PRESUPUESTAL PROYECTOS DE PERFORACION
19 19 19 20 20 21 21 22 25 25 25 26 26 26 27 27 28
3 CAPITULO III. SELECCION DE EQUIPOS
33
3.1 GENERALIDADES 3.2 CONSIDERACIONES BASICAS EN LA SELECCION 3.3 PARAMETROS DE EVALUACION PARA LA SELECCION DE COMPONENTES 3.3.1 TORRE DE PERFORACIÓN, SUBESTRUCTURA Y MESA ROTARIA 3.3.2 CABLE DE PERFORACIÓN 3.4 PROCEDIMIENTO DE SELECCION 3.5 ANALISIS DEL PLAN DE PERFORACION 3.6 CALCULO DE POTENCIAS Y EFICIENCIAS DE LOS COMPONENTES DEL EQUIPO DE PERFORACION 3.6.1 SISTEMA DE POTENCIA (MOTORES) 3.6.2 PROCEDIMIENTO DE CAMPO PARA DETERMINAR LA POTENCIA TRANSMITIDA AL GANCHO Y LA EFICIENCIA DE MOTORES (EM) 3.6.3 SISTEMA DE FRENOS AUXILIARES
33 33 34 34 34 35 35 36 41 42 42
3.6.4 SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y MALACATE 3.6.5 SISTEMA ROTATORIO 3.6.6 SISTEMA CIRCULATORIO 3.6.7 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO APAREJO - BLOQUE VIAJERO 3.7 EVALUACION DE CARGAS EN LA TORRE 3.8 EVALUACION DE EQUIPOS PORTATILES 3.8.1 CAPACIDAD DE LA TORRE 3.8.2 CAPACIDAD DE FRENADO
42 45 46 47 52 54 54 58
4 CAPITULO IV. OPERACIONES BASICAS DE PERFORACION
62
4.1 SARTA DE PERFORACION 4.1.1 GENERALIDADES 4.1.2 SARTA DE PERFORACIÓN RECOMENDADA. 4.2 FLUIDO DE PERFORACION 4.3 ACTIVIDADES DE PERFORACION 4.3.1 HUECO DE SUPERFICIE 4.3.2 ?.......HUECO INTERMEDIO 4.3.3 ?.......HUECO DE PRODUCCION 4.4 CONTROL DE DESVIACION 4.5 ACONDICIONAMIENTO DEL POZO 4.6 CORRIDA DE REVESTIMIENTO 4.6.1 PLANEACIÓN PARA LA BAJADA DE REVESTIMIENTO 4.6.2 GUÍAS PRÁCTICAS PARA LA BAJADA DEL REVESTIMIENTO 4.6.2.1 Procedimiento de Bajada 4.6.2.2 ?.......Cuidados para corrida de liner 4.7 CEMENTACION DE REVESTIMIENTOS 4.7.1 PLANEACIÓN DE LA CEMENTACIÓN 4.7.2 GUÍAS PRÁCTICAS DE OPERACIÓN 4.7.3 PROCEDIMIENTO DE CEMENTACIÓN 4.8 INSTALACION DE LA CABEZA Y ANCLAJE DEL REVESTIMIENTO 4.8.1 ANCLAJE DE REVESTIMIENTO 4.8.2 INSTALACIÓN DEL COLGADOR 4.8.3 CONEXIÓN DE LA CABEZA DE REVESTIMIENTO 4.8.4 PRUEBA DE LA CABEZA DE REVESTIMIENTO 4.8.5 GUÍAS GENERALES DE INSTALACIÓN DE CARRETES DE REVESTIMIENTO 4.8.5.1 Corte de la Tubería de Revestimiento 4.8.5.2 Preparación del Borde de Tubería de Revestimiento 4.8.5.3 Prueba de Presión 4.8.5.4 Previa Instalación 4.9 INSTALACION DEL CONJUNTO DE CONTROL DE POZO 4.10 PRUEBA DE PREVENTORAS Y CONJUNTO DE VALVULAS 4.11 PRUEBA DE REVESTIMIENTO 4.12 PRUEBAS DE PRESION SOBRE LA FORMACION 4.12.1 PRUEBA DE FUGA (LEAK-OFF TEST) 4.12.2 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA 4.12.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE PRUEBA DE REFERENCIA 4.12.4 PRUEBAS DE INTEGRIDAD EN EL ZAPATO 4.13 PERFORACION DE CEMENTO Y EQUIPO DE FLOTACION
62 62 63 63 64 64 64 64 64 65 65 65 66 66 67 67 67 68 69 69 70 71 71 72 73 73 73 73 73 74 75 75 77 78 78 79 80 81
5 CAPITULO V. FLUIDO DE PERFORACION
85
5.1 FUNCIONES DEL FLUIDO (LODO) DE PERFORACION 5.2 CLASIFICACION BASICA DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS 5.2.1 SISTEMA NO DISPERSO
85 86 86
5.2.2 SISTEMA DISPERSO 86 5.2.3 SISTEMA TRATADO CON CALCIO 86 5.2.4 SISTEMA CON POLÍMEROS 86 5.2.5 SISTEMA BAJO EN SÓLIDOS 87 5.2.6 SISTEMA SATURADO DE SAL 87 5.2.7 SISTEMAS DE REACONDICIONAMIENTO (WORKOVER) 87 5.2.8 SISTEMA DE LODOS BASE ACEITE 87 5.2.9 SISTEMA DE AIRE, GAS, VAPOR O ESPUMA 87 5.3 SELECCION DEL SISTEMA CIRCULATORIO 87 88 5.3.1 SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 5.3.1.1 Razones de Seguridad 88 5.3.1.2 Tipo de Pozo 89 5.3.1.3 Localización y Logística 89 5.3.1.4 Consideraciones de Manejo y Control Ambiental 89 5.3.1.5 Tipo de Formaciones a Perforar 89 5.3.1.6 Trayectoria del Pozo 91 5.3.1.7 Aspecto Económico 91 5.4 GUIAS PRACTICAS PARA LA SELECCION DEL FLUIDO 92 5.4.1 LISTA DE LAS BASES DE LOS TIPOS DE LODO 93 5.4.2 TABLA PARA SELECCIÓN DE LODO DE ACUERDO CON LA FORMACIÓN 93 5.4.3 CLASIFICACIÓN DE LOS LODOS DE ACUERDO A SU APLICACIÓN 94 5.4.3.1 Perforación Rutinaria en Tierra 94 5.4.3.2 Perforación en Arcillas Poco Estables 94 5.4.3.3 Perforación en Areas Salinas o de Yeso 94 5.4.3.4 Casos en que se Presenten Temperaturas Mayores a 350°F 95 5.4.3.5 Perforación de Rutina Costa Afuera 95 5.4.4 FLUIDOS DE PERFORACIÓN GASEOSOS: AIRE, GAS, VAPOR O ESPUMA 95 5.4.5 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE TIPO AGUA LIMPIA: AGUA FRESCA, AGUA SALADA, FLUIDOS LIBRES DE SÓLIDOS 96 5.4.6 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE AGUA FRESCA - BENTONITA: AGUA FRESCA, AGUA SALADA, BENTONITA, LIGNOSULFONATO 96 5.4.7 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA CON BASE CAL: CAL, ALMIDÓN, BENTONITA Y POLÍMERO CELULÓSICO 97 5.4.8 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA CON BASE YESO: YESO, ALMIDÓN, POLÍMERO CELULÓSICO 98 5.4.9 FLUIDOS DE PERFORACIÓN TIPO AGUA SALADA (NACL): SATURADOS O SEMI-SATURADOS 98 5.4.10 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE POTASIO (KCL - KAC): CLORURO DE POTASIO, ACETATO DE POTASIO 99 5.4.11 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA, POLÍMERO PHPA: LODOS CON POLIACRILAMIDAS PARCIALMENTE HIDROLIZADAS (PHPA) 100 5.4.12 FLUIDOS DE PERFORACIÓN CON BASE ACEITE: LODO DE ACEITE MINERAL Y ACEITE DIESEL 101 5.4.13 COMPOSICIÓN GENERAL DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN 101 5.4.14 LISTA DE CHEQUEO FINAL PARA LA SELECCIÓN DE LODOS 103 5.4.15 PRUEBAS PILOTO PARA LODOS Y ADITIVOS 104 5.5 PROBLEMAS COMUNES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION 104 104 5.5.1 LODOS DE PESO BAJO - LIMPIEZA DEL HUECO 5.5.2 LODOS DE PESO INTERMEDIO - CONTROL DE SÓLIDOS 105 5.5.3 LODOS DE PESO PESADO - DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN 105 5.5.4 CONTAMINACIÓN DE CEMENTO 105 5.5.5 CONTAMINACIÓN CON SAL 105 5.6 PRUEBAS REQUERIDAS PARA EVALUAR EL COMPORTAMIENTO DE LAS LUTITAS 105 5.6.1 PRUEBA DE HINCHAMIENTO 105 5.6.2 PRUEBA DE DISPERSIBILIDAD 107 5.6.3 PRUEBA DE CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO 107 5.6.4 PRUEBA DE CAPACIDAD DE HIDRATACIÓN 108 5.6.5 PRUEBA HIDROMÉTRICA 109
5.6.6 PRUEBA DE TIEMPO DE SUCCIÓN CAPILAR 5.6.7 PRUEBA DE DIFRACCIÓN DE RAYOS-X Y AZUL DE METILENO 5.6.8 PRUEBAS DE FLUJO (ROLLING TESTS) 5.6.9 PRUEBAS ADICIONALES 5.6.10 CAPACIDAD DEL AZUL DE METILENO (CEC) DE SÓLIDOS DE PERFORACIÓN 5.7 METODOS QUE MUESTRAN LA ACTIVIDAD DE ARCILLAS 5.7.1 CEMENTACIÓN DE LUTITA: QUÍMICA Y DESCRIPCIÓN 5.7.2 HINCHAMIENTO DE LA LUTITA 5.7.3 DISPERSIÓN DE LA LUTITA 5.7.4 SISTEMA DE CLASIFICACIÓN DE LUTITAS
109 111 113 113 114 115 115 116 118 121
6 CAPITULO VI. OPERACIONES DE CEMENTACION
124
6.1 CONCEPTOS OPERATIVOS BASICOS 6.2 DISEÑO DE OPERACIONES DE CEMENTACION 6.2.1 CEMENTO 6.2.2 EVALUACIÓN DE CONDICIONES DEL POZO 6.2.2.1 Presiones 6.2.2.2 Temperatura 6.2.2.3 Geometría 6.2.2.4 Trayectoria 6.2.2.5 Zonas de Pérdida de Circulación 6.2.3 SELECCIÓN DE PREFLUJOS QUÍMICOS 6.3 EJECUCION DE OPERACIONES 6.3.1 GUÍAS OPERATIVAS PARA OPERACIONES DE CEMENTACIÓN 6.3.2 LISTA DE CHEQUEO DE HERRAMIENTAS Y MATERIALES 6.4 FLUJO DE GAS EN EL ANULAR 6.4.1 GENERALIDADES 6.4.2 MECANISMOS 6.4.2.1 Resistencia de Gel Insuficiente 6.4.2.2 Agua Libre 6.4.2.3 Canalización 6.4.2.4 Tixotropía 6.4.2.5 Pérdida de Filtrado 6.4.3 DISEÑO DE LA LECHADA 6.4.4 PREPARACIÓN DEL POZO 6.4.5 RECOMENDACIONES
124 124 124 126 127 128 128 129 131 131 132 133 136 139 139 140 140 140 140 140 140 141 141 142
7 CAPITULO VII. CONTROL DE POZO
143
7.1 AMAGO DE REVENTON 7.2 PRINCIPALES CAUSAS DE AMAGO DE REVENTON 7.2.1 FALTA DE CUIDADO EN MANTENER EL HUECO LLENO 7.2.2 REDUCCIÓN DE PRESIÓN POR SUCCIÓN DEL POZO (SWABBING) 7.2.3 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 7.2.4 PERFORACIÓN DE UNA ZONA DE ALTA PRESIÓN 7.3 INDICADORES O IDENTIFICADORES DE REVENTONES 7.3.1 AUMENTO DE VOLÚMENES EN LOS TANQUES 7.3.2 AUMENTO DE LA TASA DE FLUJO DE RETORNO 7.3.3 FLUJO DEL POZO CON LAS BOMBAS PARADAS 7.3.4 DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN CON AUMENTO EN EL NÚMERO DE GOLPES 7.3.5 AUMENTO DE LA RATA DE PERFORACIÓN 7.3.6 LODO CORTADO CON GAS, ACEITE O AGUA SALADA 7.3.7 CAMBIOS DE TEMPERATURA EN EL LODO DE RETORNO 7.3.8 APARIENCIA DE LOS RIPIOS DE PERFORACIÓN
143 143 143 143 143 143 144 144 144 144 144 144 144 145 145
7.4 MECANISMO DE CONFIRMACION DE UN AMAGO DE REVENTON 145 7.4.1 REVISIÓN DE FLUJO 145 7.4.1.1 Durante la Perforación 145 7.4.1.2 Durante las Conexiones 145 7.4.1.3 Durante el Viaje 146 7.4.1.4 Con la Tubería Fuera del Pozo 146 7.5 EQUIPOS Y METODOS DE PREVENCION Y CONTROL 147 7.5.1 MÉTODOS DE CIERRE DEL POZO 147 7.5.1.1 Procedimiento de Cierre 147 7.5.2 TANQUE DE VIAJE 148 7.5.2.1 Instrucciones para la Instalación del Tanque de Viaje 149 7.5.2.2 Instrucciones para el Uso del Tanque de Viaje 150 7.5.3 LÍNEA DE LLENAR 150 7.5.4 CABEZA DE POZO (CASING HEAD) 150 7.5.5 CARRETE DE PERFORACIÓN (DRILLING SPOOL) 150 7.5.6 MÚLTIPLE DEL ESTRANGULADOR 151 7.5.6.1 Línea de Matar 152 7.5.6.2 Línea del Choque 153 7.5.7 EQUIPO DE PREVENTORAS 154 7.5.7.1 Preventor Anular 155 7.5.7.2 Preventor Anular de Desviación (Diverter System) 155 7.5.7.3 Preventor de Ariete 157 7.5.7.4 Clasificación de las Preventoras 157 7.5.7.5 Arreglos de Preventoras Recomendados 161 7.5.7.6 Pruebas de Preventoras 166 7.5.8 EQUIPOS Y HERRAMIENTAS AUXILIARES 168 7.5.8.1 Separador de Lodo y Gas - Desgasificador 168 7.5.8.2 Válvula Superior del Vástago de Perforación (Kelly Cock) 168 7.5.8.3 Válvula Inferior del Vástago de Perforación 169 7.5.8.4 Válvula de Seguridad 169 7.5.8.5 Válvula Flotadora (Válvula Check) 169 7.5.8.6 Preventor de Reventones Interno (Inside BOP) 169 7.5.9 SISTEMA DE CONTROL HIDRÁULICO 169 7.5.9.1 Acumulador 169 7.5.9.2 Bombas de Operación 172 7.5.9.3 Reguladores de Presión 172 7.5.9.4 Estación Maestra de Control 173 7.5.9.5 Estación de Control Remoto 173 7.5.10 MANÓMETROS 173 7.6 PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO 173 7.6.1 CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN REDUCIDA Y LA TASA PARA MATAR DURANTE EL AMAGO 173 7.6.2 CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN DE CIERRE EN LA TUBERÍA CUANDO SE TIENE VÁLVULA FLOTADORA 174 7.6.3 CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN DE CIERRE DE LA TUBERÍA CUANDO SE TIENE UNA VÁLVULA FLOTADORA SIN CONOCER LAS TASAS MÍNIMAS 174 7.6.4 CÓMO CALCULAR LA DENSIDAD DEL LODO PARA MATAR EL POZO (DLM) 174 7.6.5 MÉTODOS PARA MATAR EL POZO 174 7.6.5.1 Método de Esperar y Pesar 175 7.6.5.2 Método del Perforador 176 7.6.5.3 Método Concurrente 177 7.6.5.4 Método Volumétrico 180 7.6.5.5 Método de la Baja Presión en el Choque 184 7.6.5.6 Método de Inyección o Forzamiento (Bullhead) 184 7.6.6 FÓRMULAS IMPORTANTES 186 7.6.7 FACTORES QUE FACILITAN LAS DECISIONES PARA MATAR EL POZO 187 7.6.7.1 Tubería en el Fondo 188
7.6.7.2 Tubería Fuera del Fondo 7.6.7.3 Tubería Fuera del Fondo, Botellas en el Conjunto de BOP'S 7.6.7.4 Tubería Fuera del Pozo 7.6.7.5 Mientras se Corre Revestimiento 7.6.8 PROBLEMAS MÁS COMUNES DURANTE EL CONTROL DEL POZO 7.6.8.1 Taponamiento de Boquillas 7.6.8.2 Taponamiento o Daño del Choque 7.6.8.3 Falla de la Bomba 7.6.8.4 Falla en los Manómetros 7.6.8.5 Hueco en la Tubería 7.6.8.6 Pega de la Tubería 7.6.8.7 Pérdida de Circulación 7.7 ENTRENAMIENTO 7.7.1 SIMULACROS DE AMAGO DE REVENTÓN 7.7.2 ENTRENAMIENTO DE PERSONAL
188 188 189 189 189 189 189 190 190 190 190 190 191 191 191
8 CAPITULO VIII. OPERACIONES ESPECIALES
192
8.1 OPERACIONES DE PESCA 8.1.1 CUÁNDO SE PRODUCE UNA PESCA 8.1.2 CAUSAS DE TRABAJOS DE PESCA 8.1.2.1 Pega de Tubería 8.1.2.2 Otros Casos de Pescados en el Pozo 8.1.3 RECOMENDACIONES PARA EVITAR TRABAJOS DE PESCA 8.1.3.1 Prevención de Pegas 8.1.3.2 Prevención de Otras Causas de Pesca 8.1.4 PROCEDIMIENTOS USADOS EN LOS TRABAJOS DE PESCA 8.1.4.1 Determinación del Punto de Pega y Punto Libre 8.1.4.2 Proceso de Separación de Sarta 8.1.4.3 Procedimiento de Lavado de Tubería 8.1.4.4 Procedimientos de Recuperación 8.1.5 TRABAJO DE TUBERÍA 8.1.5.1 En Pega Diferencial 8.1.5.2 Ojo de LLave 8.1.5.3 Caída del Hueco 8.1.5.4 Hueco Estrecho 8.1.6 TRABAJO CON TORQUE 8.1.7 TRABAJO DE MARTILLADO 8.1.8 TRABAJO CON BACHES LIBERADORES 8.1.9 TRABAJOS CON ALIVIO DE PRESIÓN 8.1.9.1 Sarta de Prueba 8.1.9.2 Método de Tubo en "U" 8.1.10 DECISIÓN PARA CAMBIO DE ESTRATEGIA EN TRABAJOS DE PESCA 8.1.10.1 Tiempo Económico de Pesca 8.1.10.2 Desviación del Pozo 8.1.10.3 Abandono del Pozo 8.2 OPERACIONES DE ABANDONO 8.2.1 OPERACIONES DE ABANDONO PERMANENTE 8.2.1.1 Abandono con Tubería de Trabajo 8.2.1.2 Método de Desplazamiento 8.2.1.3 Método de Cementación Forzada 8.2.1.4 Método de Tapón Puente Permanente 8.2.1.5 Tapón Puente Permanente Instalado con la Tubería de Producción 8.2.1.6 Forzamiento de Tapón Balanceado con Tubería y Empaque 8.2.1.7 Uso de Tapones Ciegos de Tubería para Abandono Permanente
192 194 194 194 196 197 197 199 200 200 201 203 206 210 212 212 212 213 213 215 215 216 216 217 217 218 218 218 219 219 219 219 219 219 220 220 221
8.2.2 8.2.2.1 8.2.2.2 8.2.2.3 8.2.3 8.2.4 8.2.4.1 8.2.4.2 8.2.4.3 8.2.5 8.2.6 8.2.7 8.2.8
ABANDONO DE ZONAS CON RECUPERACIÓN PARCIAL DEL REVESTIMIENTO Abandono con Tapón de Cemento Balanceado Abandono con Tapón Forzado a Través de Retenedor Abandono con Tapón Puente Permanente ABANDONO DE ZONAS EN HUECO ABIERTO ABANDONO DE ZONAS EN HUECOS PARCIALMENTE REVESTIDOS Abandono con Tapón de Cemento Abandono con Cementación Forzada Abandono con Tapón Puente Permanente TAPONES DE SUPERFICIE PRUEBA DE RESISTENCIA A LOS TAPONES DE CEMENTO OPERACIONES DE ABANDONO TEMPORAL NORMAS DEL MINISTERIO DE MINAS PARA ABANDONO DE POZOS
221 221 222 222 223 223 223 224 224 225 225 225 225
9 ANEXO I. HIDRAULICA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION
229
9.1 INTRODUCCION 9.2 CONCEPTOS BASICOS 9.2.1 RATA DE CORTE (SHEAR RATE) 9.2.2 ESFUERZO DE CORTE (SHEAR STRESS) 9.2.3 REGÍMENES DE FLUJO 9.2.3.1 Flujo Laminar 9.2.3.2 Flujo Turbulento 9.2.3.3 Flujo de Transición 9.3 PREPARACION DE LAS CURVAS DE FLUJO 9.4 MODELOS MATEMATICOS DE FLUJO 9.4.1 MODELO NEWTONIANO 9.4.2 MODELO NO-NEWTONIANO 9.4.2.1 Modelo Plástico de Bingham 9.4.2.2 Modelo de Ley de Potencia 9.4.2.3 Modelo de Ley de Potencia Modificado 9.5 CALCULO DE LA HIDRAULICA POR EL MODELO DE LEY DE POTENCIA 9.5.1 VELOCIDAD DEL FLUIDO 9.5.2 CONSTANTES N Y K DE LA LEY DE POTENCIA 9.5.3 VISCOSIDAD EFECTIVA 9.5.4 EFECTO DE LA PRESIÓN Y LA TEMPERATURA SOBRE LA VISCOSIDAD 9.5.4.1 Efecto de la Temperatura 9.5.4.2 Efecto de la Presión 9.5.4.3 Aplicación 9.5.5 NÚMERO DE REYNOLDS Y RÉGIMEN DE FLUJO 9.5.6 RÉGIMEN DE FLUJO Y NÚMERO DE REYNOLDS CRÍTICO 9.5.7 CAUDAL CRÍTICO DE FLUJO 9.5.8 FACTOR DE FRICCIÓN DE FANNING (F) 9.5.8.1 Determinación Gráfica del Factor de Fanning 9.5.8.2 Cálculo del Factor de Fanning Dentro de la Tubería 9.5.8.3 Cálculo del Factor de Fanning en el Anular 9.5.9 CÁLCULO DEL GRADIENTE POR PÉRDIDAS DE FRICCIÓN 9.5.9.1 Cálculo del Gradiente por Pérdidas de Fricción en la Tubería (Pp/Lm) 9.5.9.2 Cálculo del Gradiente por Pérdidas de Fricción en el Anular (Pa/Lm) 9.5.10 PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN EL EQUIPO DE SUPERFICIE 9.5.11 DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN 9.5.12 HIDRÁULICA DE LA BROCA 9.5.12.1 Velocidad en las Boquillas 9.5.12.2 Caída de Presión a Través de las Boquillas 9.5.12.3 Potencia Hidráulica y Fuerza de Impacto
229 229 229 231 231 232 232 232 233 235 236 236 236 237 237 237 237 238 239 239 239 240 240 243 243 244 244 244 244 245 246 246 246 247 247 248 249 249 250
9.5.12.4 Selección de las Boquillas 9.5.13 PRESIONES DE SURGENCIA Y SUCCIÓN 9.5.13.1 Velocidad de Lodo Equivalente 9.5.13.2 Régimen de Flujo 9.5.13.3 Presiones de Surgencia y Succión 9.5.13.4 Densidad de Lodo Equivalente (DLE) 9.5.13.5 Presión para Romper el Gel del Lodo 9.5.14 TRANSPORTE DE CORTES 9.5.14.1 Transporte de Cortes en Condición de Flujo Laminar 9.5.14.2 Transporte de Cortes en Condición de Flujo Turbulento 9.5.14.3 Velocidad de Transporte de Cortes 9.5.14.4 Eficiencia de Transporte de Cortes 9.5.14.5 Concentración de Cortes 9.5.14.6 Densidad Efectiva del Lodo 9.6 OPTIMIZACION DE LA HIDRAULICA DE PERFORACION 9.6.1 POR MÁXIMA VELOCIDAD EN LAS BOQUILLAS 9.6.2 POR MÁXIMA POTENCIA HIDRÁULICA EN LA BROCA 9.6.3 POR MÁXIMA FUERZA DE IMPACTO EN LA BROCA 9.6.4 POR ANÁLISIS GRÁFICO 9.7 CORRELACION PARA LA LIMPIEZA DEL HUECO 9.7.1 INDICE DE CAPACIDAD DE ARRASTRE 9.7.2 USO DE LA CORRELACIÓN 9.8 28 REGLAS PARA MEJORAR LA LIMPIEZA EN HUECOS DESVIADOS 9.8.1 POR INCLINACIÓN 9.8.2 POR GEOMETRÍA DEL HUECO 9.8.3 POR TIPO DE LODO 9.8.4 POR CAMA DE CORTES 9.8.5 POR PERFIL DE VELOCIDAD 9.8.6 POR VELOCIDAD DE FLUJO 9.8.7 POR RÉGIMEN DE FLUJO 9.8.8 POR REOLOGÍA 9.8.9 PARA USO DE PÍLDORAS 9.8.10 POR ROTACIÓN DE LA TUBERÍA 9.8.11 POR PESO DEL LODO 9.9 PARAMETROS PRACTICOS PARA EL DISEÑO DE LA HIDRAULICA 9.9.1 RATA DE BOMBEO 9.9.2 CABALLOS DE FUERZA EN LA BROCA 9.9.3 PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 9.9.4 VELOCIDAD ANULAR DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 9.9.5 VELOCIDAD EN LAS BOQUILLAS
251 252 253 254 254 254 255 255 256 257 257 258 258 258 259 259 260 261 262 266 267 268 269 269 271 272 272 273 274 275 275 276 276 277 277 278 279 281 282 283
10 ANEXO II. DISEÑO DE SARTA
285
10.1 INTRODUCCION 10.2 CARACTERISTICAS DE LA FORMACION 10.3 BOTELLAS DE PERFORACION 10.3.1 CONEXIÓN DE LAS BOTELLAS DE PERFORACIÓN 10.3.1.1 Esfuerzo al Doblamiento 10.3.1.2 Esfuerzo a la Torsión 10.3.1.3 Forma de la Rosca 10.3.2 OPERACIÓN DE ENSAMBLAJE 10.3.3 CÁLCULO Y SELECCIÓN DE BOTELLAS 10.3.4 CUIDADO E INSPECCIÓN DE LAS BOTELLAS 10.3.4.1 Deformación Plástica 10.3.4.2 Raspaduras o Asperezas
285 285 286 288 288 288 288 288 289 291 292 293
10.3.4.3 Fatiga 10.3.5 CUIDADO DE ELEVADORES 10.4 TUBERIA DE PERFORACION 10.4.1 UNIÓN PARA CONEXIÓN DE LA TUBERÍA 10.4.1.1 Esfuerzo de Torsión 10.4.1.2 Recubrimiento de Dureza 10.4.1.3 Esfuerzos de Doblamiento 10.4.1.4 Manejo y Cuidado 10.4.2 FALLAS EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN 10.4.2.1 Fatiga 10.4.2.2 Corrosión 10.4.2.3 Velocidades de Rotación 10.4.2.4 Colapso 10.4.2.5 Estallido 10.4.2.6 Severidad en la Curvatura del Hueco 10.4.3 INSPECCIÓN DE TUBERÍA 10.4.3.1 Procedimiento de Inspección 10.4.4 CÁLCULOS DE DISEÑO 10.4.4.1 Parámetros de Diseño 10.4.4.2 Diseño por Tensión 10.4.4.3 Diseño por Colapso 10.4.4.4 Diseño por Torque 10.4.4.5 Diseño por Estallido 10.4.5 MÉTODO COMBINADO DRILCO - API PARA DISEÑO DE BOTELLAS Y TUBERÍA 10.5 VASTAGO DE PERFORACION (KELLY) 10.6 TUBERIA PESADA DE PERFORACION (HEAVY WALL DRILLPIPE)
293 293 294 296 299 299 300 301 302 302 303 304 305 305 305 307 307 309 309 309 310 311 312 312 314 315
11 ANEXO IV. CORAZONAMIENTO
320
11.1 INTRODUCCION 11.2 RAZONES PARA CORAZONAR 11.3 HERRAMIENTAS PARA LA EXTRACCION DE CORAZONES 11.3.1 BARRIL CORAZONADOR 11.3.1.1 Partes del Barril y su Función 11.3.2 BROCA CORAZONADORA 11.4 DATOS TECNICOS 11.5 CONSIDERACIONES BASICAS PARA LA PLANIFICACION DE UN CORAZONAMIENTO 11.5.1 INTERVALO A CORAZONAR 11.5.2 SELECCIÓN DE LA BROCA 11.5.3 HIDRÁULICA Y FLUIDO DE CORAZONAMIENTO 11.5.4 CONDICIONES MECÁNICAS 11.5.4.1 Botellas de Perforación 11.5.4.2 Peso sobre la Broca 11.5.4.3 Velocidad de la Rotaria 11.5.4.4 Torque 11.6 ARMADO DEL BARRIL 11.6.1 AGUANTADOR DE LA BROCA (BIT BREAKER) 11.6.2 GRAPA DEL BARRIL INTERNO (INNER BARREL CLAMP) 11.7 INSTRUCCIONES OPERATIVAS 11.7.1 DETERMINACIÓN DEL FONDO REAL DEL POZO 11.7.2 LIMPIEZA DEL POZO 11.7.3 BALANCE DE LOS FACTORES MECÁNICOS E HIDRÁULICOS 11.7.4 CAUSAS DE CAMBIO EN LA PRESIÓN DE BOMBEO 11.7.5 CORTADO DE LA MUESTRA (EN FONDO) 11.7.6 RECUPERACIÓN DE LA MUESTRA (EN SUPERFICIE)
320 320 320 321 322 323 325 1 1 1 2 2 2 3 3 3 3 3 3 5 6 6 6 7 8 8
11.8 CONSERVACION DE LOS CORAZONES 11.9 MEDICION Y MARCACION DE CORAZONES 11.10 OTROS TIPOS DE CORAZONAMIENTOS 11.10.1 CORAZONAMIENTO CON P.V.C. 11.10.2 CORAZONAMIENTO CON ALUMINIO 11.10.3 CORAZONAMIENTO CON FIBRA DE VIDRIO 11.10.4 CORAZONAMIENTO CON CAMISA DE CAUCHO 11.10.5 CORAZONAMIENTO CON ESPONJA 11.10.6 CORAZONAMIENTO PRESURIZADO 11.10.7 CORAZONAMIENTO ORIENTADO
9 9 10 10 11 11 11 12 12 12
12 ANEXO V. CABEZALES PARA POZOS DE PETROLEO
14
12.1 GENERALIDADES 12.2 NIVEL DE ESPECIFICACIONES PARA PRODUCTOS 12.3 CARACTERISTICAS DE OPERACION 12.3.1 RESISTENCIA A LA PRESIÓN 12.3.2 RESISTENCIA A LA TEMPERATURA 12.4 MATERIALES DE FABRICACION 12.5 ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS 12.5.1 BRIDAS 12.5.1.1 Bridas Tipo 6 B 12.5.1.2 Bridas Tipo 6 BX 12.5.1.3 Bridas Segmentadas 12.5.1.4 Identificación de las Bridas 12.5.2 CONEXIONES ROSCADAS 12.5.3 ESPÁRRAGOS Y TUERCAS DE UNIÓN 12.5.3.1 Torque de Ajuste para Pernos de Bridas A.P.I 12.5.4 ANILLOS DE SELLO (RING GASKET) 12.5.5 VÁLVULAS 12.5.5.1 Válvulas de Línea de Flujo 12.5.5.2 Válvulas para Completamiento Múltiple 12.5.5.3 Válvulas Cheque 12.5.6 CABEZALES PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 12.5.6.1 Características de los Cabezales 12.5.7 CARRETE PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING HEAD SPOOL) 12.5.7.1 Características del Carrete 12.5.8 CABEZALES PARA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING HEAD) 12.5.8.1 Características del Cabezal de Producción 12.5.9 COLGADORES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 12.5.9.1 Colgadores Tipo Cuña 12.5.9.2 Colgadores Tipo Mandril 12.5.10 COLGADORES DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 12.5.11 OBTURADORES DE SELLO Y ACOPLE PARA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 12.5.12 ADAPTADOR DEL CABEZAL DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING SPOOL ADAPTER) 12.5.13 BRIDAS DE TRASLADO 12.5.13.1 Identificación de Bridas de Traslado 12.5.13.2 Especificaciones de Bridas 12.5.14 ARBOL DE VÁLVULAS
14 14 15 15 16 16 18 18 19 19 20 20 21 21 23 24 24 24 25 26 27 28 30 31 33 34 37 37 39 39 42 44 49 50 51 51
PROLOGOERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. Gracias al apoyo decidido de la Administración de la Empresa y al concurso del personal adscrito al Departamento de Perforación, se logró cristalizar el diseño y edición de este manual teórico-práctico para las operaciones de perforación, único en su género en Colombia. Dirigido a Profesionales dedicados a la actividad especializada de perforación de pozos petroleros, cubre las diferentes etapas y procesos que requiere la labor, en procura de alcanzar el éxito operacional en función de la misión encomendada. Cabe resaltar el valioso aporte técnico que durante este largo proceso de construcción y conformación del texto, hicieron profesionales del ramo vinculados unos hoy y retirados otros de la Empresa en busca de nuevos horizontes, esfuerzos estos muy bien canalizados a través del Area de Ingeniería de Perforación. Recoge pues nuestro Manual de Operaciones en su primera edición, todo el cúmulo de experiencias, conocimientos y tecnología adquiridas durante más de veinte (20) años de labor del Departamento de Perforación de Ecopetrol; convencidos de que como proceso dinámico que identifica la especialidad, requerirá de adecuada actualización periódica, para mantener su vigencia. Departamento de Perforación
1
CAPITULO I. ORGANIZACION ADMINISTRATIVA
1.1
ESTRUCTURA GENERAL DE ECOPETROL
Dentro de la estructura general de Ecopetrol, La Gerencia de Perforación depende en línea directa de la Vicepresidencia de Exploración y Producción.
1.2
ESTRUCTURA GERENCIA DE PERFORACION
La Gerencia de Perforación apoya su gestión Técnico-Administrativa en tres áreas funcionales como se muestra en la Figura 1.1, para las cuales se definen funciones y responsabilidades que le permiten a la dependencia, desarrollar los programas y proyectos que le son encomendados.
1.2.1
MISIÓN
Perforar y completar en forma eficiente pozos exploratorios y de desarrollo, alcanzando y preservando las formaciones objetivo, obteniendo información de calidad para la evaluación integral del yacimiento y del pozo.
1.2.2
VISIÓN
Organización lider, fortalecida tecnológicamente para contribuir eficazmente a la búsqueda, hallazgo y producción de hidrocarburos para el pais, a través de la perforación y completamiento de pozos, acorde con la filosofía plasmada en la reorganización administrativa de Ecopetrol y sus retos corporativos.
1.2.3 -
OBJETIVOS PERMANENTES - METAS Compromiso del equipo humano de trabajo para el cumplimiento integral de las metas propuestas en la actividad de perforación: • Ejecutar de manera costo-efectiva la perforación de los prospectos generados, tanto exploratorios como de desarrollo. •
Coadyuvar con el equipo humano de trabajo, en el propósito de minimizar el daño a las formaciones de interés geológico.
•
Asimilar el conocimiento de las tecnologías a utilizar que permitan optimizar las operaciones de perforación y terminación de pozos.
•
Propender por operaciones eficientes, ejerciendo un óptimo grado de control de calidad, en armonía con el medio ambiente.
-
Optimización de los programas y presupuestos de perforación y terminación de pozos, sin detrimento de la operación.
-
Procesos de contratación de servicios propios de la actividad, ajustados a los procedimientos administrativos vigentes.
-
Control presupuestal de las partidas aprobadas para la ejecución de los proyectos y por ende de los contratos suscritos.
-
Racionalización en los requerimientos de tubería y materiales para los proyectos, dando prioridad a los inventarios de stock de tubulares disponibles y accesorios que apliquen.
-
Responsabilidad y compromiso en la custodia y manejo de los bienes materiales de Ecopetrol.
1.2.4
CUADRO DE RESPONSABILIDADES POR AREA
1.2.4.1
Grupo de Proyectos
Es un grupo de trabajo de organización plana, que reporta directamente a la Gerencia de Perforación. Se encarga a través de un Lider de Proyecto, de estructurar la planeación y ejecución técnico-administrativa de los proyectos a perforar y controlar la ejecución de los programas oficiales de perforación, terminación y abandono de pozos, junto con las actividades afines que la operación involucra, asegurándose de la aplicación objetiva de las tecnologías imperantes. A nivel de campo dispone de un grupo de profesionales en Ingeniería de Petróleos con experiencia profesional en perforación,conocimientos importantes en procesos de contratación e interventoría de contratos y habilidades administrativas para una gestión integral. RESPONSABILIDADES Esta área será responsable de las siguientes acciones tanto a nivel del Lider de Proyecto en Santafé de Bogotá, como a nivel de ingenieros de campo: 1.
Líder de Proyecto
-
Estructurar el equipo de trabajo multidisciplinario asignado al proyecto por c/u de las dependencias participantes, delegar funciones u mantener la unidad y motivación de logro del grupo. Dirigir la contratación de servicios básicos para la perforación y definir lineamientos para la consecución de materiales. Establecer las reuniones periódicas de trabajo en Santafé de Bogotá, con personal de la Empresa, Socios y Compañias Contratistas, para evaluar en tiempo real el avance del proyecto y concretar acciones de corto y mediano plazo. Canalizar la elaboración del documento último “ Programa de Perforación”, a partir de los productos de ingeniería generados por la Coordinación de Soporte Tecnológico y Coordinación de Servicios Técnicos y Logística.
-
-
Coordinar y hacer seguimiento diario al desarrollo de las operaciones de campo, evaluando las recomendaciones del personal del pozo, que surjan durante la ejecución de los trabajos.
-
Actuar como Administrador de los contratos de servicios que se suscriban para la actividad, por delegación de la Gerencia de Perforación. Llevar un estricto control del presupuesto oficial asignado al proyecto que lidera y recomendar los trámites necesarios en materia de adiciones presupuestales y control de costos.
-
-
Desplazarse a los pozos cuando se requiera dentro del marco de su gestión.
-
Procurar que el personal de interventoría en campo haga cumplir los compromisos contractuales pactados. Basado en los informes escritos remitidos por la interventoría en el pozo, recomendará como Administrador de los Contratos, las acciones correctivas del caso.
-
Auditar la información alimentada a la Base de Datos “DIMS” durante la vigencia del proyecto.
-
Velar porque los materiales y herramientas especiales necesarias durante las operaciones, se encuentren disponibles en el sitio oportunamente. Auditar las actividades propias del proyecto en materia de HSEQ.
-
EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS GERENCIA DE PERFORACION SOLICITUD DE SERVICIO CONSECUTIVO No._____________ POZO:____________________________
FECHA:___________________________
CONTRATISTA:____________________________________ CONTRATO ___________________
CLAUSULA:________________________
DESCRIPCION Y JUSTIFICACION DEL SERVICIO SOLICITADO: _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________ PLAZO: % ADMINISTRACION SEGUN CONTRATO: CENTRO DE RESPONSABILIDAD COMPLETO: ___________________ NOMBRE
NOTA:
______________________ FIRMA ING. INTERVENTOR REGISTRO:_____________
El presente documento en original y tres copias, no tendrá validez para ECOPETROL en caso de diligenciamiento incompleto. Para efectos de pago del servicio, El Contratista deberá anexar los soportes de acuerdo con lo contractual.
-
Revisar y visar las cuentas por pagar a terceros, por las labores contratadas en la operación. Igualmente visar las autorizaciones de viaje y legalizaciones del personal.
-
Adelantar la gestión tecnico-administrativa para la liquidación de todos los contratos de servicios, saneamiento presupuestal y cierre oficial del Proyecto.
-
Diligenciar las certificaciones de calificación de obra con destino al Contratista y al Directorio de Oferentes de Ecopetrol.
-
Promover charlas de trabajo internas de la dependencia, de aquellas experiencias operacionales especiales que se presentan, y que merezcan su análisis en grupo.
-
Evaluar el rendimiento operacional de la perforación/terminación, programado vs. ejecutado, basado principalmente en Indicadores de Gestión Operacional.
2.
Tramitar ante el Ministerio de Minas y Energía, los informes operacionales a que haya lugar. Ingenieros de Campo
Estará bajo su responsabilidad la debida planeación, cumplimiento y ejecución de las siguientes acciones: -
Gestionar la disponibilidad oportuna y racional de todos los recursos requeridos para la ejecución de las operaciones de perforación y terminación de pozos.
-
Conocer el texto de la prognósis geológica, del programa de perforación y de los diferentes contratos suscritos para la operación, para una adecuada labor de interventoría.
-
Gestionar el cumplimiento de los programas de aseguramiento de calidad establecidos, para la ejecución de las operaciones.
- Supervizar y analizar permanentemente el comportamiento de todos los parámetros que intervienen en el desarrollo de las operaciones y aportar a la solución de los problemas. -
Ejecutar eficientemente el programa de perforación y terminación, mediante la administración racional de todos los recursos, reportando diariamente las actividades ejecutadas y el control de costos de las mismas.
-
Velar para que el Plan de Manejo Ambiental se cumpla estrictamente dentro de las regulaciones y controles establecidos por las autoridades competentes.
-
Planear con la debida anticipación las necesidades de materiales y herramientas adicionales para la operación.
-
Verificar oportunamente que los materiales y herramientas especiales recibidos en la localización cumplan con las especificaciones previamente solicitadas.
-
Controlar los tiempos de alquiler de herramientas en el pozo, con el propósito de pagar el "stand by" estrictamente necesario.
-
Controlar que los diferentes reportes de HSEQ tengan el trámite oficialmente establecido.
-
Diligenciar única y exclusivamente los tiquetes de servicio valorizados y demás documentos que correspondan al período de su comisión.
-
Manejar de acuerdo con los procedimientos oficiales de la Empresa, el movimiento de tuberías y materiales de las bodegas de Ecopetrol, responsabilizándose porque los sobrantes de la operación, retornen con la debida documentación a su sitio de origen.
-
Abstenerse de remitir directamente al Contratista tuberías y materiales propiedad de Ecopetrol, que tras la inspección y manejo en el pozo requieran reparación.
-
Facilitar la ejecución en el pozo, de los programas establecidos en materia de Seguridad Industrial, Salud Ocupacional y Medio Ambiente durante el desarrollo de las diferentes fases del proyecto.
-
Gestionar la captura oportuna y procurar la mejor calidad de la información de datos de perforación a través del software DIMS. Esto garantizará una completa historia de los pozos de Ecopetrol, para correlación en futuros proyectos.
-
Participar con el Líder de Proyecto respectivo, durante la fase de planeación en la ejecución de tareas que se requieran.
1.2.4.2
Coordinación de Soporte Tecnológico.
Liderará de manera continua el monitoreo, la asimilación e implantación de tecnologías que genere la industria y que sean costoefectivas para las operaciones. Se encargará de: -
Liderar los procesos de transferencia de tecnología, propiciando el fortalecimiento y crecimiento sostenido de una identidad tecnológica para todo el personal de GPE.
-
Estructurar políticas operativas para uso corporativo en GPE,en torno a definir stándares y criterios de diseño en la planeación de pozos.
-
Diseñar, y generar productos de ingeniería en c/u de los tópicos de perforación y terminación de pozos, interactuando con las compañias de servicios especializadas, ICP, etc, para el mejor soporte en la ejecución de los estudios.
-
Direccionar la implantación, utilización y actualización de los software técnicos de ingeniería disponibles y nuevas aplicaciones en el mercado.
-
Diseñar especificaciones mínimas requeridas para la contratación de servicios básicos propios de la actividad.
-
Elaborar Ingeniería Conceptual e Ingeniería Básica de prospectos, para licenciamiento ambiental y trámites de solicitud presupuestal.
-
Coparticipar en las evaluaciones periódicas y evaluación técnica final de los proyectos.
-
Apoyar puntualmente las operaciones especiales de campo, en cualquiera de los tópicos de ingeniería.
1.2.4.3
Coordinación de Servicios Técnicos y Logística
Tiene como objetivo fundamental, Liderar, planificar, orientar y controlar la ejecución de las obras de infraestructura necesarias para la perforación de pozos, al igual que las labores de apoyo en materia de HSEQ y soporte administrativo financiero a los proyectos. Dentro de sus acciones principales se destacan : -
Coordinar la planeación, el diseño y la ejecución de las obras concertadas y ordenadas en la licencia ambiental. Liderar la adopción y asimilación de nueva tecnología en materia de manejo, tratamiento y disposición de residuos de perforación. Diagnosticar y priorizar las necesidades básicas de la comunidad. Gestionar los programas de gestión social comprometidos con la comunidad en el marco de cada proyecto. Planear y ejecutar acciones de divulgación y educación ambiental, con las comunidades del área de influencia de cada proyecto. Liderar y ejecutar los programas y auditorías de HSEQ contemplados para cada proyecto. Planear, coordinar y ejecutar la revisión de los planes de contingencia durante las operaciones. Propender porqué la imagen de Ecopetrol en la zona de influencia del proyecto, sea la de mejor aceptación por parte de la comunidad.
-
Estructurar, coordinar y ejecutar los programas de seguridad de personal y equipos, diseñados para atender el normal desarrollo de cada proyecto. Ejecutar el control extra-contable para los proyectos de inversión en perforación, retroalimentando a la Administración sobre su comportamiento contable y financiero.
1.3
BIBLIOGRAFIA
1. 2. 3. 4. 5.
Base de Datos DIMS. Manual de Control Administrativo de Ecopetrol- “MCA”. Manual de Contratación de Ecopetrol. Descripción de Cargos en Gerencia de Perforación. Manual de Normas y Procedimientos de Ecopetrol.
2
CAPITULO II. GENERACION DE UN PROSPECTO
2.1
2.1.1
PROCEDIMIENTOS TECNICO-ADMINISTRATIVOS PREVIOS
EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROGRAMA DE EXPLORACIÓN
Los programas de perforación primordialmente en el área exploratoria, han sido siempre prioritarios para el país y la Empresa. No obstante, las partidas presupuestales anuales necesarias, son sometidas al igual que las del resto de Ecopetrol, al análisis de los estamentos internos y de la nación. A través de la Dirección de Planeación Corporativa de Ecopetrol, ente regulador de los programas de inversión de la Empresa, se evalúa internamente el plan de inversiones en exploración. Posteriormente, las solicitudes presupuestales de Ecopetrol, son sometidas a aprobación del Departamento Nacional de Planeación del Estado, entidad rectora a nivel nacional encargada de analizar y aprobar los presupuestos anuales disponibles para Ecopetrol.
2.1.2
APROPIACIÓN PRESUPUESTAL DE INVERSIONES
Aprobados los presupuestos generales por parte de Planeación Nacional, la Dirección de Planeación Corporativa conjuntamente con la Vicepresidencia Financiera, matriculan oficialmente los diferentes API "Apropiación Presupuestal de Inversiones" a ejecutarse durante la siguiente vigencia. Es a través de uno o varios de estos API, de donde se dispone de los fondos necesarios para desarrollar la perforación de pozos. Teniendo en cuenta que Ecopetrol opera con fondos en dinero asignados por el Estado Colombiano, todos y cada uno de los estamentos que conformamos la organización Ecopetrol, estamos en la obligación de manejar acertadamente, controlar y responder por la correcta destinación de los dineros públicos. Para responder a estas exigencias, Ecopetrol implantó el programa SIF "Sistema de Información Financiera", a través del cual se da a los ordenadores de gasto las herramientas básicas para el manejo y control contable, que permita conocer en tiempo real el comportamiento presupuestal de cualquier proyecto. Con el fin de obtener el mejor control de calidad de la información contable, el SIF contempla dentro del Plan de Cuentas de Ecopetrol, un Código de Manejo Interno que permite a los usuarios registrar y consultar la información. Código de Manejo Interno Comprende dos ó mas de los siguientes elementos según sea necesario : No. DE DISTRITO - CENTRO DE RESPONSABILIDADMISCELANEO 1 - MISCELANEO 2 - CONCEPTO DE GASTO. No. de Distrito: Registra el número de identificación del Distrito que genera el gasto. Para el caso de la Gerencia de Producción el 09 de Bogotá. Centro de Responsabilidad: Corresponde a la dependencia de Ecopetrol que tiene asignado el presupuesto para gastos y/o inversiones y que pueden recibir cargos o efectuarlos a otros centros. Para identificar el generador del gasto, se registra el Departamento de Perforación como centro de responsabilidad con código 32310. Misceláneo-1: Es un elemento de ocho (8) números, seis (6) de ellos están relacionados con el número del proyecto API y los dos (2) últimos registran la actividad macro dentro del API. Se han establecido con su respectivo código las siguientes macroactividades:
92- Servicios de Perforación. 94- Perforación - Materiales y Equipos Contratados. 95- Perforación - Administración. Misceláneo-2: Segundo elemento de ocho (8) números, cuatro (4) de ellos utilizados para identificar el código del respectivo pozo, que facilite totalizar independientemente los costos que genere éste dentro del proyecto API. Este código consecutivo está conformado por cuatro (4) números que llevan antepuesta la letra Y. Se genera en el Departamento de Costos y Presupuestos, quién los oficializa ante el Departamento de Contabilidad, una vez el prospecto sea aprobado por la Vicepresidencia de Exploración y Producción. Concepto de Gasto: Representa la función de egresos e ingresos en que se efectúa el gasto. Conformado por cuatro (4) dígitos/números así: Egresos : entre el 0100 - 7999 Ingresos: entre el 8000 - 8999 La definición detallada de cada uno de estos códigos se encuentra disponible en el Manual de Ordenadores SIF. La secuencia práctica de utilización de este código de manejo interno es como sigue: No. DISTRITO - CENTRO DE RESPONSABILIDAD - MISCELANEO 2 - MISCELANEO 1 - CONCEPTO DE GASTO (09) (32310) (Y-0000) (API) 0100-7999) / (8000-8999) De la correcta utilización que los funcionarios adscritos al Departamento de Perforación den a la herramienta contable descrita, dependerá la generación de información de costos confiable que facilite una evaluación económica final a los proyectos de perforación exploratoria y de desarrollo, al igual que disponer de costos de perforación y costo de hallazgo en las diferentes cuencas, que permitan medir el rendimiento operacional.
2.1.3
SUSTENTACIÓN Y APROBACIÓN DEL PROSPECTO
Aprobado presupuestalmente el programa anual de inversiones en exploración, corresponde a la Gerencia de Exploración generar los prospectos específicos para las zonas de estudio o cuencas sedimentarias seleccionadas, basados en la estrategia y políticas mencionadas en el Capítulo I. Cada uno de estos prospectos a perforar está soportado por: -
Objetivo(s) de producción.
-
Marco geológico.
-
Geología del petróleo.
-
Reservas probables.
-
Evaluación del riesgo geológico.
-
Análisis económico.
-
Ubicación.
Documentados en esa forma los prospectos recomendados a perforar, son sustentados técnico-económicamente ante la Administración de la Empresa, por el grupo multidisciplinario que participó en el diseño, con el propósito de obtener su aprobación oficial, que permita continuar con la etapa subsiguiente.
2.1.4
LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROSPECTO
Basados en la ubicación geográfica a partir de las Coordenadas Gauss preliminares, se desplaza al sitio la comisión técnica integrada por personal de geología, geofísica, ingeniería civil de petróleos y ambiental, quienes acompañados de una cuadrilla de topografía, localizan en el
terreno el sitio más adecuado para la construcción de la localización, evalúan el área para la construcción de vías de acceso si se requieren y determinan la propiedad de los predios que se verán afectados. Con la información anterior se procederá a elaborar los presupuestos de las obras de infraestructura y simultáneamente, la Dirección Jurídica a través de sus negociadores de tierras, procede a adelantar los contactos pertinentes para la adquisición de terrenos y/o convenir los derechos de servidumbre. Cuando el prospecto se localiza en el área de influencia de un Distrito de Producción de Ecopetrol, éste se encarga de ejecutar la construcción de las obras, caso contrario, el personal especializado de la Gerencia de Producción asume directamente dicha construcción.
2.1.5
DECLARATORIA DE EFECTO AMBIENTAL "DEA"
La Ley 23 de 1973 concedió facultades especiales al Presidente de La República para expedir el Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y de Protección del Medio Ambiente. De acuerdo con el mencionado código, toda persona natural o jurídica, publica o privada que proyecte realizar o realice cualquier obra o actividad susceptible de producir deterioro ambiental, está obligada a declarar el peligro presumible que sea consecuencia de la obra o actividad. Para la ejecución de obras, que por sus características puedan producir deterioro grave a los recursos naturales renovables o al ambiente, o introducir modificaciones considerables o notorias al paisaje, será necesario el estudio ecológico y ambiental previo y, además, obtener la licencia por parte de la entidad competente, para estos casos el INDERENA. En dicho estudio se tendrán en cuenta, adicional a los factores físicos, los de orden económico y social, para determinar la incidencia que la ejecución de las obras pueda tener sobre la región o área de influencia. Teniendo en cuenta que durante las actividades de perforación exploratoria y de desarrollo, los principales impactos son causados por la apertura de vías, construcción de campamentos y localizaciones, demanda de agua, disposición de residuos sólidos y líquidos, demanda de otros recursos como madera, etc., Ecopetrol está obligada a presentar al INDERENA para cada prospecto a perforar, la DECLARATORIA DE EFECTO AMBIENTAL, como requisito para obtener el permiso ambiental respectivo. Esta declaratoria contempla los siguientes aspectos: -
Justificación del prospecto.
-
Objetivo del estudio.
-
Area de influencia.
-
Caracterización del proyecto.
-
Entorno natural.
-
Entorno socioeconómico.
-
Evaluación y calificación de efectos.
-
Adecuación obras de infraestructura.
-
Control y tratamiento de efluentes.
-
Plan de monitoreo ambiental.
-
Programa de contingencias.
-
Interventoría ambiental.
Durante la ejecución de las operaciones, éstas se soportarán en las Guías de Manejo Ambiental para las actividades de perforación vigentes, a aplicar por parte de la interventoría.
2.1.6
REQUERIMIENTOS MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA
Ninguna actividad de perforación de pozos exploratorios y/o desarrollo en campos en explotación, podrá iniciarse sin antes tramitar ante el Minminas la respectiva autorización según forma No. 4SSE "Solicitud de Aprobación para Perforar" que contiene, entre otras,la siguiente información (Figura 2.1 al final del capítulo): -
Clasificación Lahee: Corresponde a la denominación internacional utilizada para describir el tipo de pozo a perforar según su objetivo de producción. La siguiente es la descripción alfa-numérica: A1:
Pozo de avanzada para delimitar en parte un yacimiento nuevo.
A2:
Pozo en un yacimiento o estructura productora para descubrir una nueva capa productora.
A2A:
Pozo para probar un yacimiento a poca profundidad (somero).
A2B:
Pozo para probar un yacimiento profundo.
A2C:
Pozo exploratorio para nuevo yacimiento, perforado fuera de los límites del yacimiento desarrollado.
A3: -
Pozo exploratorio para nuevo campo.
Coordenadas Geográficas: Localización exacta del sitio de la perforación, referida al Meridiano de Greenwich, a las Coordenadas Gauss origen Santafé de Bogotá o algún mojón de referencia.
-
Elevación del terreno con respecto al nivel del mar.
-
Profundidad total aproximada.
-
Diseño mecánico del pozo propuesto.
-
Plano de la localización en el que se muestre la distancia del pozo al lindero, su ubicación exacta y la del mojón de referencia.
-
Cuando se trata de un pozo de desarrollo, debe referirse la reducción de espaciamiento entre pozos, formación productora y su profundidad. La información adicional requerida anexa a la forma será: • Impacto ambiental (INDERENA) estudio y resoluciones. •
Programa de perforación detallado.
•
Plano del área y localización respectiva, tamaño carta, indicando la escala.
•
Mapa estructural de la zona.
•
Dos líneas sísmicas interpretadas de la estructura.
•
Informe geológico o geofísico.
•
Justificación técnica de pozos direccionales.
Durante la perforación hay que informar al ministerio de las actividades, mediante la forma 5SEE (Figura 2.1A).
2.1.7
PROCESO DE LICITACIÓN/CONTRATACIÓN DE SERVICIOS
A esta altura en el proceso de generación de un prospecto y aún con el programa de perforación sin afinar, es necesario y prioritario proceder con la elaboración concienzuda de los presupuestos de gasto para los servicios básicos de perforación y que por su cuantía requieren de la aprobación del Comité Ejecutivo de la Empresa.
Estos servicios básicos son: Equipo de perforación - Fluidos de Perforación - Registros Eléctricos y Cañoneo - Cementaciones - Pruebas de Formación - Control Ambiental. Obtenidas las autorizaciones de la Administración, se procede con los procesos de licitación de los servicios y su posterior contratación. A la par con estos procesos, se adelantan también los que por su cuantía requieren someterse a consideración y aprobación del Comité de Contratos de la Gerencia de Producción, para aquellos servicios adicionales a cotizar y contratar.
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS SUBDIRECCION DE EXPLORACION Y EXPLOTACION Error! Bookmark not defined.FORM A # 5 SEE REVISADA: Error! Bookmark not defined.DISTRIBUCION DE COPIAS:
FECH A
1 ORIGINAL: SEE 1 COPIA: OFICINA DE ZONA COPIAS: OPERADOR INFORME QUINCENAL DE PERFORACION POZO: __________________________ REPORTE No. ____________________________ de: ___________________ 19 ___________, a _____________ 19 __________ OPERADOR ___________________________________ CONTRATO _______________________________ _________________________________ Coordenadas Gauss aproximadas: N(Y): __________________________ E(X): __________________________ Fecha inicio perforación: __________________ Pies perforados quincena: _____________________ Profundidad al final de la quincena: _____________________ pies
CAMPO
NOTA: Presentar resumen de los trabajos realizados durante la quincena, el cual debe incluir los detalles tales como: registros tomados, corazones recobrados, pruebas efectuadas y sus resultados, tipo y número de brocas usadas, topes de formaciones atravesadas, descripción y características del lodo, problemas mecánicos encontrados, desviaciones tomadas, etc. Cuando se suspenda la perforación de un pozo se deberá justificar en un informe técnico y definir la situación del mismo en un plazo no mayor de tres (3) meses. Presentada por:
Aprobada por:
_____________________________________________ REPRESENTANTE DEL OPERADOR NOMBRE Y MATRICULA PROFESIONAL CPIP FECHA: ______________________________________
____________________________________________ REPRESENTANTE DEL MINISTERIO NOMBRE Y MATRICULA PROFESIONAL CPIP FECHA: _____________________________________
FIGURA 2.1A FORMA 5SEE - INFORME QUINCENAL
Teniendo en cuenta lo particular de las actividades de perforación, los altos costos que ella involucra y que los prospectos a perforar no están disponibles con toda la anticipación debida, se necesita planear la logística del Departamento de Perforación, en forma tal que se cumpla con todos los procedimientos administrativos de rigor establecidos por la Ley o internos de Ecopetrol. En el Capítulo I "Organización Administrativa" se describen las pautas a seguir por cada una de las áreas funcionales del Departamento de Perforación en lo pertinente al presente tópico.
2.1.8
INSPECCIÓN FÍSICA EQUIPO DE PERFORACIÓN
Dentro de los procesos de licitación/contratación de los servicios para perforación, el correspondiente al equipo exige un tratamiento preferencial. Por esta razón se ha diseñado un capítulo especial destinado a la selección de equipos (Capítulo III), el cual suministra al detalle, las guías técnicas y de ingeniería a tener en cuenta, cuando se va a licitar. No obstante lo anterior, es obligante efectuar una inspección física visual y de conteo a todos los componentes de los equipos ofrecidos, como pre-requisito para adelantar una mejor evaluación y recomendación de adjudicación. Para efectuar técnicamente esta inspección, se requiere utilizar los formatos anexos denominados "Lista de Chequeo Equipo de Perforación", de fácil manejo para el (los) miembro (s) del Comité Evaluador de Ofertas que se desplacen al sitio donde se encuentren localizados los equipos de perforación opcionados. Estos mismos formatos serán utilizados posteriormente y al momento de recibir el equipo adjudicado para la iniciación de operaciones.
2.1.9
PLANEACIÓN / EJECUCIÓN OBRAS DE INFRAESTRUCTURA
Aprobado por la Empresa el prospecto a perforar, obtenidas las autorizaciones previas y adelantados los procesos de licitación y contratación, se procede al diseño y construcción de las obras civiles de infraestructura, tanto de la localización del pozo como de las vías de acceso, cuando las operaciones no son heli-transportadas. Para su ejecución, la dependencia encargada considerará primordialmente los siguientes aspectos: -
Restricciones gubernamentales para el uso del terreno.
-
Efecto de las operaciones en la salud y seguridad públicas.
-
Máxima tolerancia permisible de coordenadas gauss suministradas en el prospecto, al ubicar la estaca respectiva.
-
Aplicación de las Guías de Manejo Ambiental para la actividad de perforación pre y post-operación.
-
Para la selección de la ruta más apropiada para la vía de acceso, considerar el potencial de erosión por viento basado en distribución de dunas o suelos arenosos y evaluación local de la capa vegetal.
-
Aplicación de la distribución de planta de las partes del equipo y equipos accesorios (Figura 2.2 y 2.3), aprovechando el máximo beneficio del terreno y vientos prevalecientes en el área, de tal manera que éstos corran en dirección opuesta al área de campamentos, primordialmente cuando se pronostique manejo de sulfuro de hidrógeno (H2S). Ver boletín API RP49.
-
Interrupción de sistemas de riego para cultivos en el área.
-
Cálculo de los cimientos para torres de equipos de perforación. La base del terreno, donde se colocará el equipo, debe estar diseñada para aguantar la carga combinada que resulta del peso muerto de la torre más el peso de la tubería situada en la subestructura, más la carga soportada por el gancho, siempre a niveles máximos para efecto de cálculos de diseño.
-
Plan de contingencia en caso de una eventual inundación por lluvias. FIGURA 2.2 DISTRIBUCION EN PLANTA DEL EQUIPO DE PERFORACION FIGURA 2.2 DISTRIBUCION EN PLANTA DEL EQUIPO DE PERFORACION
2.2
PROGRAMACION DE PERFORACION
2.2.1
RECOPILACIÓN INFORMACIÓN DE REFERENCIA
La elaboración del programa de perforación de un pozo está supeditada a la generación preliminar del prospecto, por parte de la Gerencia de Exploración, a partir de cuya información básica se procede a la ubicación y recopilación de toda la información técnica en caso de que exista, relativa al área en la cual se van a ejecutar las operaciones. De esta información de referencia que se dispone, tanto en los archivos de Ecopetrol como en los del Ministerio de Minas y Energía, se evalúan los problemas potenciales esperados.
2.2.2
ELABORACIÓN INFORME DE PRE-PERFORACIÓN
En esta etapa del proceso ya se conoce la información preliminar general del prospecto, que permite generar un informe de factibilidad o preperforación, el cual debe contener, entre otra, la siguiente información: -
Localización geográfica y su jurisdicción.
-
Autoridades competentes en la jurisdicción.
-
Magnitud de las obras de infraestructura necesarias.
-
Fuentes seguras de suministro de agua para la operación y campamento.
-
Impacto inmediato en la zona de influencia.
-
Comunidades en el área de influencia.
-
Restauración posterior de áreas afectadas.
-
Logística operacional de movilización y apoyo a las operaciones.
-
Diseños mecánicos preliminares para el prospecto.
2.2.3
DISEÑO DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN
Con o sin información técnica de referencia, la información básica que debe contener todo programa de perforación de pozos exploratorios y/o de desarrollo considerará los siguientes parámetros: Parámetros Geográficos Corresponde a la información general sobre: Ubicación -Localización con coordenadas - Elevación sobre el nivel del mar - Nombre del pozo Vías de acceso - Información meteorológica. Parámetros Geológicos Considera: Clasificación del pozo - Líneas sísmicas de referencia - Cuenca sedimentaria - Formaciones y litología a perforar con topes aproximados - Objetivo geológico y de producción - Reservas estimadas - Programa de muestreo y corazonamiento - Programa de registros eléctricos - Profundidad total - Anomalías esperadas (fallas, buzamientos locales), acuíferos y posibles zonas gasíferas superficiales, presiones anormales, etc. Parámetros Técnicos de Ingeniería Incluye de acuerdo con el diagnóstico de problemas potenciales esperados, lo siguiente: Perfil de presiones de fondo - Gradiente de presión de fractura -Evaluación de presiones anormales - Diseño de revestimientos y programa de cementación - Diseño del fluido de perforación y programa de hidráulica - Diseño de sartas de perforación y programa de brocas - Programa para pruebas de integridad - Programa direccional - Especificaciones equipo de cabeza de pozo y otros materiales - Programa de pruebas equipos de control de pozo. Parámetros de Control Ambiental
Hace énfasis principalmente en: Control y manejo del recurso hídrico - Protección de fuentes de agua cercanas - Tratamiento y control de desechos sólidos y líquidos - Monitoreo de condiciones de vertimiento - Restauración de áreas afectadas- Plan de manejo ambiental. Parámetros de Seguridad Industrial Evaluación de equipos de control de pozo - Simulacros operaciones de control de pozo - Prácticas de contraincendio - Protección áreas de riesgo - Registro y control de accidentalidad - Plan de contingencia. Parámetros Económicos - Presupuesto De referencia para medir el rendimiento y eficiencia de las operaciones programadas vs. operaciones ejecutadas, debe considerar: Distribuciones de tiempo - Costos detallados presupuestados - Inversión total.
2.2.4
DESARROLLO DE LAS OPERACIONES
Reunión Técnica Previa Por ser la actividad de perforación de riesgo permanente y depender el éxito de la operación no solamente de Ecopetrol, sino también de todas las compañías de servicios comprometidas en un propósito común, es fundamental adelantar previa a la iniciación de las operaciones esta reunión con perfil gerencial, en la cual se pondrán en conocimiento de todos y cada uno de quienes conforman el proyecto, los principales tópicos, objetivos y expectativas que genera el prospecto. Se debe enfatizar en la calidad de los servicios y los compromisos contractuales. Inspección - Evaluación del Equipo Teniendo como punto de referencia el equipo y accesorios ofrecidos durante el proceso de contratación, corresponde al personal de operaciones, una vez el equipo ha sido movilizado a la localización del pozo, confrontar ordenadamente éste con respecto a áquel ofrecido, en lo pertinente a: Potenciación - Rangos de trabajo - Estado real de componentes - Certificaciones de inspección/reparación. Será responsabilidad del área de operaciones asistir al proceso de armada de los equipos, solicitar los cambios o modificaciones debidamente sustentados, antes de recibir el equipo, haciendo énfasis especial en el equipo de control del pozo: preventoras, acumulador, sistema de válvulas de cierre, línea de matado. Se dispondrá en lo posible de asesoría externa. Para esta inspección/evaluación se utilizarán los formatos de "Listado de Chequeo Equipo de Perforación". Posteriormente, durante el transcurso de las operaciones, se adelantarán las pruebas de eficiencia de motores, bombas, etc, de acuerdo con las normas API. Generación de Reportes En concordancia con el programa Software DIMS "Drilling Information Management System", se generarán los informes de: Control de operaciones de perforación - Control de costos- Formatos pro-forma de operaciones especiales según modelos adjuntos. Ver anexo Capítulo 2 "Formatos sobre Manejo de Información y Apropiaciones Presupuestales".
2.2.5
INTERVENTORÍA DE LAS OPERACIONES
En el Capítulo I "Organización Administrativa" se presenta en detalle y a través del "Cuadro de Responsabilidades por Area", las principales obligaciones del personal del área de operaciones, que apuntan primordialmente a cumplir cabalmente con la interventoría integral de las operaciones . Como ejecutor de un proyecto de perforación, el ingeniero jefe de pozo propenderá porque las compañías de servicio en general, rindan en función de la excelencia en la calidad de los trabajos. Bajo el cumplimiento de la premisa anterior será posible: -
Mejorar y mantener la eficiencia y eficacia en las operaciones de Ecopetrol.
-
Optimizar los programas de perforación para el cumplimiento de los objetivos.
-
Ejecutar la perforación de prospectos económicamente viables.
-
Comprometer a los proveedores de servicios de óptima calidad.
-
Destacar la calidad de gestión del personal de Ecopetrol.
2.3
CONTROL PRESUPUESTAL PROYECTOS DE PERFORACION
La perforación de un pozo, al igual que cualquier otro proyecto de construcción que adelante Ecopetrol o cualquiera otra entidad del Estado, está sujeto a un seguimiento y control de gastos por parte del administrador-ordenador del proyecto API respectivo (ver formatos). Para nuestro caso en particular, corresponde al Departamento de Perforación aplicar los mecanismos de control existentes tanto en lo operacional como en lo presupuestal, de tal forma que le permita a la Administración: -
Disponer de fondos sobrantes con destino a otro(s) proyecto(s).
-
Solicitar oportunamente traslado de fondos de otros proyectos, para garantizar la continuidad de las operaciones o programas establecidos.
-
Solicitar a través de los estamentos de la Empresa, la necesidad de apropiaciones presupuestales adicionales, las cuales se tramitarán ante el Departamento de Planeación Nacional del Estado Colombiano.
-
En caso extremo, suspender los programas de perforación de la vigencia, ante la carencia de fondos suficientes.
El Area de Ingeniería de Perforación, como se describe en el Capítulo I "Organización Administrativa", tendrá la responsabilidad en el manejo de los proyectos de perforación, apoyándose en lo pertinente, con el Departamento de Costos y Presupuestos de la Gerencia de Producción.
2.4
BIBLIOGRAFIA
1.
Sistema de Información Financiero-SIF. Formatos PIF.
2.
Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y Protección del Medio Ambiente.
3.
Código del Petróleo.
4.
Boletín API RP 49, Práctica Recomendada para Seguridad en Perforación de Pozos con Sulfito de Hidrógeno, 2a. edición, Abril 15/87.
ECOPETROL SOLICITUD APROPIACION PRESUPUESTAL PROYECTOS NUEVOS NOMBRE PROYECTO: _____________________________ VIGENCIA: ______________ AREA: _________
TIPO: ___________________
DISTRITO: ______________
CENTRO RESP: _________ DEPTO GEOGRAFICO: ___________ API : ______________ OBJETIVO DEL PROYECTO (RESUMEN): APE's RELACIONADOS: FECHA INICIACION:
DESAGREGACION TOTAL DEL PROYECTADO
%
AVANCE % PROYECTANDO VIGENCIA
FECHA TERMINACION: TIEMPO EJECUCION (MESES): CLASE DE PRESUPUESTO TASA INTERNA RETORNO VALOR PRESENTE NETO PRESUPUESTO DE LA VIGENCIA EN MONEDA CORRIENTE TOTAL KUS$
M$ VALOR TOTAL DESEMBOLSOS DEL PROYECTO
TRIMESTRE 1 TRIMESTRE 2 KUS$
M$
TRIMESTRE 3
MONEDA CORRIENTE
TRIMESTRE 4
MONEDA CONSTANTE
TOTAL
AÑO BASE:
KUS$ EQV =>
APROBACIONES SUPERINTENDENTE GERENTE VICEPRESIDENTE Adjunte Justificación y Formas PYF 003 004 y 005 FECHA ELABORACION: EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS DEPARTAMENTO DE PERFORACION PRESUPUESTO - COSTOS DE PERFORACION Y TERMINACION ───────────────────────────────────────────────────────────────── POZO: PROFUNDIDAD: PIES ───────────────────────────────────────────────────────────────── DIAS PERFORACION: CORAZONAMIENTO: PIES DIAS TERMINACION: No. PRUEBAS: ───────────────────────────────────────────────────────────────── I.
COSTOS DE OPERACION
A.
DIRECTOS DE PERFORACION A.1
OBRA Y SERVICIOS
COSTOS KUS$ (%) ───────── ────────
1. 2. 3.
CARRETERA Y LOCALIZACION MOVILIZACION EQUIPO PERFORACION EQUIPO DE PERFORACION
4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
REGISTROS ELECTRICOS FLUIDO DE PERFORACION CEMENTACIONES CORAZONAMIENTO ALQUILER HERAMIENTAS ESPECIALES UNIDAD DE GEOLOGIA OTROS SERVICIOS DIRECTOS
TOTAL OBRAS Y SERVICIOS A.2
MATERIALES DE PERFORACION
1. 2. 3. 4. 5.
BROCAS REVESTIMIENTOS CEMENTO EQUIPO DE CABEZA DE POZO ACCESORIOS DE REVESTIMIENTO + LINER
TOTAL MATERIALES DE PERFORACION ───────────────────────────────────────────────────────────────── TOTAL DIRECTOS DE PERFORACION: KUS$ % ───────────────────────────────────────────────────────────────── B.
DIRECTOS DE TERMINACION B.1
SERVICIOS
COSTOS KUS$ (%) ───────── ────────
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.
EQUIPO DE TERMINACION REGISTROS Y OPERACIONES CON CABLE CAÑONEO FLUIDO DE TERMINACION FILTRACION PRUEBAS DE PRODUCCION SEPARACIONES DE FLUIDO OTROS SERVICIOS
TOTAL SERVICIOS B.2
MATERIALES DE TERMINACION
1. 2. 3.
TUBERIA DE PERFORACION EQUIPO DE SUBSUELO ARBOL DE PRODUCCION
TOTAL MATERIALES DE TERMINACION ───────────────────────────────────────────────────────────────── TOTAL DIRECTOS DE TERMINACION: KUS$ % ───────────────────────────────────────────────────────────────── II.
COSTOS ASOCIADOS 1. 2. 3. 4. 5.
COMUNICACIONES CONTROL AMBIENTAL PROTECCION INDUSTRIAL ANALISIS DE CORAZON GASTOS DE ADMINISTRACION
───────────────────────────────────────────────────────────────── TOTAL COSTOS ASOCIADOS KUS$ % ───────────────────────────────────────────────────────────────── TOTAL OPERACIONES Y ASOCIADOS IMPREVISTOS, 10% ───────────────────────────────────────────────────────────────── TOTAL POZO KUS$ ───────────────────────────────────────────────────────────────── FECHA ELABORACION:
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS SUBDIRECCION DE EXPLORACION Y EXPLOTACION Error! Bookmark not defined.FORM A # 4 SEE REVISADA: FECHA
Error! Bookmark not defined.DISTRIBUCION DE COPIAS: 1 ORIGINAL: SEE 1 COPIA: OFICINA DE ZONA COPIAS: OPERADOR
SOLICITUD DE APROBACION PARA PERFORAR POZO: __________________________ OPERADOR _______________ CONTRATO ____________________ CLASIFICACION INICIAL (LAHEE): __________________________________ CUENCA _________________ CAMPO _______________________ NOMBRE ESTRUCTURA _____________________ BLOQUE __________________ Propósito por el cual se perfora el pozo: ORIGEN DE COORDENADAS: BOGOTA Geográficas: N(Y): __________________________ E(X): __________________________ Mojón de Referencia (Referidas a Origen Bogotá) Coordenadas Geográficas: N(Y): __________________________ E(X): __________________________ LOCALIZACION DEL POZO (Coordenadas Gauss) Torre: N(Y): __________________________ E(X): __________________________
Gauss: N(Y): __________________________ E(X): __________________________ Gauss: N(Y): __________________________ E(X): __________________________ Fondo (si es desviado) N(Y): __________________________ E(X): __________________________
Fecha aproximada de iniciación: __________________ Distancia del pozo al lindero más cercano: ___________________ metros Profundidad total aproximada a) Vertical: _______________ pies b) Desviada: ___________________ pies Espaciamiento entre pozos: a) __________________________ acres Se intenta completar el pozo en las formaciones ____________________________________ a las profundidades entre _____________ y _____________ pies TUBERIAS DE REVESTIMIENTO Se usarán las siguientes sartas de revestimiento y se cementarán en la forma que se indica: Error! Bookmark not defined.Diám. del hueco plg
Diám Exterior Rev plg
Clase
Peso Lbs/pie
Profundidad - Pies
De:
Tope del Cemento - Pies
A:
INFORMACION ADICIONAL REQUERIDA: a) b) c)
d) e) f)
Acompáñese el plano del área y localización respectiva, de dimensiones similares a las de esta forma reportando escala en la que se muestra la distancia al lindero, ubicaciones exactas del pozo y del mojón de referencia y principales accidentes geográficos. Mapa estructural del área donde se va a perforar, a escala 1:10.000 m firmado por geólogo matriculado. En pozos de desarrollo se incluirá sólo si hay nueva interpretación de la estructura. Para pozos exploratorios incluir: 1) Programa completo y detallado de perforación. 2) Al menos dos (2) líneas sísmicas interpretadas de la estructura que va a ser probada. 3) Informe geológico y/o geofísico que justifique la perforación. En pozos direccionales deberán darse las razones para desviar el pozo y se acompañará con un esquema completo de la trayectoria del pozo y los posibles intervalos productores. En caso de que haya cambios en los planes de perforación del pozo, deberá comunicarse inmediatamente a la Oficina de Zona correspondiente o a la Dirección General de Hidrocarburos. Impacto ambiental (INDERENA), estudio y resolución.
Presentada por: _____________________________________________ REPRESENTANTE DEL OPERADOR NOMBRE Y MATRICULA PROFESIONAL CPIP FECHA: ______________________________________
Aprobada por: ____________________________________________ REPRESENTANTE DEL MINISTERIO NOMBRE Y MATRICULA PROFESIONAL CPIP FECHA: _____________________________________ FIGURA 2.1 FORMA 4SEE
3
3.1
CAPITULO III. SELECCION DE EQUIPOS
GENERALIDADES
Seleccionar un equipo de perforación significa escoger áquel que nos garantice la ejecución del pozo de la forma más económica, técnica y segura posible. El proceso de selección comprende dos (2) etapas básicas que son: PRIMERA:
SEGUNDA:
"ESTABLECER LAS NECESIDADES DE POTENCIA, RESISTENCIA Y CAPACIDAD, DE ACUERDO CON LAS CARGAS A MANEJAR " "ESCOGER EL EQUIPO ADECUADO PARA EL MANEJO SEGURO, EFICIENTE Y ECONOMICO DE LAS POTENCIAS Y CARGAS REQUERIDAS"
Los datos de la primera parte se obtienen del diseño del pozo y los tipos de formaciones. La segunda parte, que es la selección propiamente dicha, determina o evalúa mediante la aplicación de las cargas diseñadas, la resistencia y capacidad de los diferentes componentes comprometidos con el manejo de ellas. Los sistemas a evaluar son: 1.
Sistema de potencia (motores, generadores).
2.
Sistema de aparejo - bloque viajero (wire line system).
3.
Sistema de circulación de fluidos.
4. 5.
Sistema rotatorio. Sistema de control de pozo (Ver Capítulo Nº 4).
6.
Sistema de monitoreo.
7.
Programa de mantenimiento y seguridad.
El dimensionamiento del equipo se hace tanto para la operación individual como simultánea de los diferentes componentes, determinando de esta forma la potencia neta suministrada en cada caso.
3.2
CONSIDERACIONES BASICAS EN LA SELECCION
-
Establecer cuál o cuáles serán el o los sistemas predominantes en la selección; p.e. el sistema de levantamiento o el circulatorio o ambos, etc. Esto se puede averiguar discerniendo sobre los factores de mayor importancia, p.e. para un pozo profundo en cuyas formaciones se esperen bajas ratas de penetración, qué es más importante, la velocidad en los viajes o la limpieza del hueco ?
-
Disponer de un completo y bien definido diseño del pozo, el cual incluya datos de perforabilidad de las rocas.
-
Se deben hacer varios supuestos como por ejemplo, que en los viajes de tubería la fuerza de flotación se compensa con la fricción del hueco sobre la sarta.
-
Utilizar factores de diseño que ofrezcan seguridad suficiente, pero teniendo en cuenta que el sobre-diseño incrementa los costos.
-
Las condiciones críticas deben ser las que determinen las cargas para calcular las capacidades y resistencias de los componentes.
-
Calidad, condición y tradición del equipo y compañía que cumpla con los requerimientos de seriedad, confiabilidad y trayectoria.
-
La facilidad de transporte del equipo de perforación es un factor preponderante en la selección, si se planea perforar varios pozos con el mismo equipo, o la situación lo requiere.
3.3
PARAMETROS DE EVALUACION PARA LA SELECCION DE COMPONENTES
3.3.1
TORRE DE PERFORACIÓN, SUBESTRUCTURA Y MESA ROTARIA
Las siguientes son las cargas que soportan las estructuras y mesa rotaria durante las operaciones de perforación y reacondicionamiento del pozo: -
Carga muerta. Es la componente del peso de todo el equipo y herramientas soportadas por la estructura.
-
Carga de viento. Es la resultante de la acción del viento, sobre todos los elementos expuestos de la estructura.
-
Carga dinámica. Es la fuerza que se produce como resultado de la pendiente, el balanceo y el movimiento ondulatorio en los equipos flotantes.
-
Carga de terremoto. Es el producto de una constante numérica (C) por el peso muerto total.
F = C*W d Para plataformas
EC 3.1
C = 0.05
Para equipos en tierra C = 0.025 (Referencia: Valores de C, obtenidos del ANSI A58.1-1995) -
Carga estática en el gancho. Es el peso soportado por el gancho para una posición determinada del ancla de la línea muerta, en ausencia de carga posterior (setback load) y cargas del viento. La capacidad de carga en el gancho incluye el peso del bloque viajero y el gancho.
-
Carga posterior. Es el máximo peso de tubería que se puede colocar sobre la estructura.
-
Carga en la mesa rotaria. Es el máximo peso que puede colgarse en los rodamientos de la mesa rotaria y en las vigas del soporte de la subestructura. La combinación de la carga posterior y la carga en la mesa rotaria define un valor operacional máximo para cada una de ellas.
-
Carga de instalación. Es el esfuerzo que se produce en la estructura de la torre durante las operaciones de arme y desarme del equipo.
-
Capacidad de carga del piso. Es la resistencia de soporte del piso de la estructura de las cargas debidas al peso de las herramientas, equipos, materiales y personas.
3.3.2
CABLE DE PERFORACIÓN
Es el medio de transmisión de la potencia del malacate al gancho. Para un cable que pasa a través de poleas, el efecto de curvatura sobre ellas y la fricción de sus rodamientos establece la relación entre la potencia de entrada y salida. El API calculó los factores de eficiencia para un cable que pasa a través de varias poleas; los resultados se presentan tabulados en la sección 3.6.7. Previendo los efectos producidos por las cargas puntuales de choque, aceleración y desaceleración, se debe tomar un factor de diseño, que dé margen al trabajo seguro. Usando la siguiente fórmula se puede hallar el factor de seguridad:
FACTOR DE DISEÈO = Rc Ff
EC 3.2
El API en su norma RP 9B recomienda tomar los siguientes factores de diseño: Error! Bookmark not defined.
OPERACION
FACTOR DE DISEÑO
- Herramientas operadas con cable - Línea para achicar el pozo - Líneas para perforación rotatoria - Líneas para operaciones de levantamiento - Líneas para arme y desarme del equipo - Líneas para bajar revestimiento - Líneas para trabajar tubería pegada
3.4
3.0 3.0 3.0 3.0 2.5 2.0 2.0
PROCEDIMIENTO DE SELECCION
La metodología de selección del equipo de perforación está basada en las guías del Instituto Americano del Petróleo (API), publicación "API BUL D10 - Procedure for Selecting Rotary Drilling Equipment". Combinando los conceptos del API y las políticas de ECOPETROL, se llegó al siguiente procedimiento: 1.
Con el diseño mecánico aprobado del pozo (incluidas facilidades de acceso y ubicación, velocidades de viajes de tubería y revestimientos e información geológica), calcular y completar la información solicitada en el formato "Factores máximos de diseño" base para iniciar el diseño de los equipos. Formato PER 3.1.
2.
Calcular la capacidad y resistencia de los componentes, de acuerdo con las necesidades establecidas en el diseño técnico del pozo y los factores de seguridad estándar y llenar el Formato PER 3.2.
3.
Escoger entre los equipos disponibles los que cumplan con los cálculos del paso 2, evaluar sus eficiencias y calcular las capacidades reales.
4.
Determinar los factores de seguridad reales y comparar con los estándar para obtener la relación (eficacia) de la selección.
3.5
ANALISIS DEL PLAN DE PERFORACION
La forma API D10-A, Drilling Plan Analysis, incluye fórmulas, gráficas y tablas de uso inmediato, para establecer las necesidades de potencia y resistencia de los componentes que realizarán las operaciones de perforación del pozo; las fórmulas más usuales se incluyen en el presente capítulo. Los Formatos PER 3-1 y PER 3-2, permiten tabular los factores de diseño por fases y los requerimientos de equipos. Definamos matemáticamente los siguientes términos frecuentemente usados: FLOTACION
BF = 1 -
Gravedad Especifica, lodo Gravedad Especifica, metal
EC 3.3
W = 2.67 ( D 2 - d 2 )
EC 3.4
PESO EN EL AIRE DE TUBERIAS
Gravedad específica del acero = 7.857 HP EN EL GANCHO
HP g =
Wg x V g 33,000
EC 3.5
Otra forma de expresar esta ecuación es:
HP g =
30 * W g (Lb.) 550 * t (Seg.)
EC 3.5A
HP HIDRAULICA
HPh =
Q x ∆P 1,714
EC 3.6
PERDIDA DE PRESION
∆Pc =
∆ P* x MW
EC 3.7
MW *
POTENCIA DE ROTACION
HP =
2π T N TN = 33,000 5,250
EC 3.8
FIGURA 3.1 FACTORES DE BOYANCIA PARA METAL SUMERGIDO EN FLUIDOS DE PERFORACION
3.6
CALCULO DE POTENCIAS Y EFICIENCIAS DE LOS COMPONENTES DEL EQUIPO DE PERFORACION
El procedimiento lógico para el cálculo de las eficiencias de un equipo de perforación, se debe realizar tomando cada componente del equipo básico de manera independiente. La división comúnmente usada es la siguiente: 1. 2. 3. 4. 5. 6.
Sistema de potencia (Motores). Sistema de frenos auxiliares. Sistema de transmisión y malacate. Sistema rotatorio. Sistema de circulación de fluidos. Sistema aparejo-bloque viajero.
INFORMACION DEL DISEÑO DE PERFORACION FORMATO 3-1 Nombre del pozo:____________________ País:________ Estado______ Número Pozo API:_______________________________________________ Campo o área:______________________ Prof. total. proy.:________ Formación geológica en superficie:______________ A td.:________
Error! Bookmark not defined.FACTORES MAXIMOS DE DISEÑO Máxima carga a manejar, M lb. Máxima presión de fractura, lppc. Máxima presión esperada en superficie, lppc. Máxima potencia hidráulica en la broca, HP. Máximo galonaje a usar, GPM. Máximo peso de lodo, lpg. Peso de lodo con el revest. de mayor carga, lpg. Peso de lodo con la sarta de mayor carga, lpg. Máxima presión a usar, lppc. Máximo peso en la broca , M lb. Máxima profundidad, pies Diámetro máximo, pulg. Velocidad de sacada de tubería, pie/min. Velocidad de sacada de revest, pie/min. Máxima tensión a aplicar en la sarta, M lbs. Máxima tensión a aplicar en el revest. M lbs. Máximo torque de la tuberia más débil, lb-pie OD del revestimiento, pulg. OD de la tubería, pulg. OD de las botellas, pulg. ID de las botellas, pulg. ID del revestimiento, pulg. ID de la tubería, pulg. Rango Min.- Máx de RPM de la rotaria.
SECCION I SECCION SECCION III SECCION SECCION V II IV
REQUERIMIENTOS DEL EQUIPO FORMATO 3-2 Nombre del pozo:____________________ País:________ Estado______ Número Pozo API:_______________________________________________ Campo o área:______________________ Prof. total. proy.:________ Formación geológica en superficie:______________ A td.:________ El siguiente es el resumen de las partes principales del equipo de perforación, según los resultados de los diseños y los demás equipos y accesorios requeridos para la operación de perforación: 1.
Torre con capacidad mínima de ___________ lbs. (equivalentes a _________ lbs. de capacidad de carga en el gancho, con __ líneas).
2.
Subestructura con capacidad mínima de _______ lbs. para revestimiento, simultáneamente con una capacidad de carga posterior (set back load) de _______lbs.
3.
Altura mínima de la subestructura __ pies.
4.
Traveling Block, Crown Block, Hook, Swivel y Elevator Links con capacidad mínima de _______ lbs. El crown y el traveling block deben tener mínimo ______ (_) poleas cada uno, para un mínimo de __ líneas; las poleas deben ser de rodamientos ___________ (rodillos o convencionales).
5.
Cable de perforación de resistencia mínima nominal de ________ lbs. (OD",torones X alambres, corazón, IPS, recubrimiento ó cable de resistencia superior).
6.
Mesa rotaria de _______", con capacidad mínima de _________ lbs.
7.
Potencia disponible en el malacate de ____ HP (equivalentes a una potencia nominal en los motores de ____ HP para equipo mecánico con ____ (_) motores, con eficiencia en el sistema de transmisión de 0.833, eficiencia en el convertidor de torque de 0.8 y eficiencia mecánica de los motores de 0.9).
8.
___ (_) bombas para lodo, cada una con potencia nominal de entrada de mínimo ________ HP; cada una con sensores remotos de presión y cuenta golpes. Las ____ (_) bombas deben estar adaptadas para ser operadas simultáneamente o en forma individual, según las necesidades del pozo. Por lo menos una bomba debe tener motor independiente del sistema de potencia del malacate. Todo el sistema de circulación en superficie debe tener capacidad mínima de _____ lppc.
9.
Tanques de lodo para el sistema activo, con capacidad mínima de ___ bls, incluyendo agitadores de paletas, pistolas submarinas, tanque de píldoras, trampa de arena, ___ (_) embudos de mezcla y bombas centrífugas con sus correspondientes motores eléctricos.
10.
Un (1) tanque de reserva para lodo, con capacidad mínima de ___ bls., con agitadores de paletas, bomba centrífuga, con las líneas requeridas para hacer transferencia o recepción del sistema activo de lodo.
11.
___ (_) zarandas de alta vibración (flowline cleaner) "Derrick" o equivalente. Se debe mantener un stock permanente de ___ (_) sets de cada tamaño de malla, desde __ hasta ___ mesh.
12.
Desarenador con capacidad de _____ GPM, con bomba centrífuga y motor independientes.
13.
Desarcillador con capacidad de ___ GPM, con bomba centrífuga y motor independientes.
14.
Limpiador de lodo con capacidad de ____ GPM, con bomba centrífuga y motor independientes.
15.
Desgasificador de vacío con centrífuga y motor independientes.
16.
Separador gas/lodo.
17.
Preventor anular _____" - _____ lppc, preventor ______ de _______" - _____ lppc, con arietes ciegos y arietes de ____", _____", _____", __" y _____". Drilling Spool ______" - ____ lppc con dos (2) salidas flanchadas, Kill Manifold y Válvula H.C.R. Adapter Flange __" - ____ lppc.
18.
Acumulador con capacidad suficiente para manejar el stack de preventoras, de acuerdo a las normas API. En la mesa del equipo se debe disponer de panel para operar el acumulador a control remoto.
19.
Choke Manifold con un choke positivo manual y otro ajustable a control remoto de ____ lppc, con el correspondiente panel de control.
20.
Sartas de perforación: A. Tubería de perforación de ____" OD, ____ lb/pie, Premium: - _____ pies Grado _____ - _____ pies Grado _____ B. __ D.C. de ____" OD X _______" ID, ___lb/pie, R-_ ó __ D.C. de _____" OD X _____" ID, __ lb/pie, R-_. C. ___D.C. de _" OD X ______" ID, ___ lb/pie, R-__ D. __ Juntas de Hevi-Wate Drill Pipe, _____" OD X _____" ID, __ lb/pie, R-_
21.
___ (_) Km. de tubería de línea con su respectiva bomba y motor diesel para suministro del agua necesaria para el equipo y el campamento, y un (1) tanque con capacidad de ___ Bls. para almacenamiento de agua.
22.
Wireline Measuring Unit, con ______ pies de cable de 0.092", con su respectivo motor.
23.
Drilling Recorder con cuatro (4) plumas instaladas (Indicador de peso, torque de rotaria, indicador de presión y rata de penetración).
24.
Registradores de desviación de 8 y 16 Grados.
25.
Torquímetro para conexiones.
26.
Torquímetro para rotaria.
27.
Winche para la mesa.
28.
___ (_) Plantas eléctricas de ___ KW cada una, para el equipo.
29.
Equipo de soldadura completo.
30.
Equipo para control de incendios, tanto en el campamento como en el taladro.
31.
Un (1) contenedor para almacenamiento de brocas y herramientas, propiedad de Ecopetrol.
32.
Elevadores, cuñas, llaves y herramientas de manejo para las sartas de perforación y los revestimientos de __", ______", _____" y __".
33.
Substitutos para todas las tuberías y botellas de la sarta de perforación.
34.
Substitutos para la broca y bit breakers para brocas de __", ______", ______", _____" y __".
35.
Herramientas de pesca: - Canasta de circulación en reversa para huecos de _____" y _____". - Canasta de desperdicios para huecos de ______" y _____". - Pescadores para todas las tuberías de la sarta de perforación.
36.
Preventora interna (Inside B.O.P.) - ____ lppc. para la tubería de perforación.
37.
Guarda lodo (Mud Bucket) para la tubería de perforación.
38.
Kelly de _____" API de __', con Kelly Bushing y Kelly Saver Sub.
39.
Kelly Spinner.
40.
Drill Pipe Spinner (Rango de _____" a _____").
41.
Upper Kelly Valve - ____ lppc.
42.
Lower Kelly Valve - ____ lppc.
43.
Probadores de copa (Cup testers) para revestimientos de _____", ____ - __ lb/pie y _____", ____ - ____ lb/pie.
44.
Tanque de viaje de __ bls. de capacidad con bomba centrífuga y motor eléctrico de 20 HP.
45.
Sensores de peso y presión, con registradores en el panel de la mesa del equipo.
46.
Compresores de aire de acuerdo con las necesidades del equipo.
47.
Soportes de tuberías (Pipe Racks) en cantidades suficientes para almacenar las sartas de perforación y de revestimiento.
45.
Campamento: A.
___ (_) trailers dobles con oficina y dormitorio para personal directivo de Ecopetrol, dotados cada uno de lo siguiente: - Oficina: escritorio con llaves, silla, archivador, mesa para radio, biblioteca, nevera, servicios sanitarios y aire acondicionado. - Dormitorio: dos (2) Camas, televisor, videograbadora, mesas de noche y aire acondicionado.
B.
Alojamiento adicional para _______ (__) directivos de Ecopetrol y de compañías de servicio a cargo de Ecopetrol. El alojamiento se hará en trailers cómodos, dotados cada uno con aire acondicionado, servicios sanitarios y con máximo cuatro (4) camas por trailer. Si se usan trailers dobles, cada sección debe tener aire acondicionado y con máximo cuatro (4) camas por sección.
C.
El campamento debe contar con cocina, comedor, planta de tratamiento de agua y planta eléctrica independiente del taladro.
OBSERVACIONES
Un representante de la unidad de ingeniería de perforación debe analizar cada uno de los equipos propuestos por los diferentes oferentes y realizar las visitas a los diferentes equipos opcionados. A cada equipo ofrecido se le hará un análisis particular teniendo en cuenta que por diseño se presentan algunas diferencias en los cálculos, dependiendo de la cantidad de motores para el malacate, el tipo de balinera de las poleas y si el equipo es eléctrico o mecánico. También se debe analizar si los equipos, tuberías y herramientas ofrecidas con especificaciones diferentes a las solicitadas cumplen con los factores de diseño estipulados por el Operador.
3.6.1
SISTEMA DE POTENCIA (MOTORES)
La medida de referencia tomada para la potencia es el caballo de fuerza (horsepower), el cual se define como la fuerza aplicada a un objeto, durante una cierta distancia en un tiempo determinado. Un caballo de fuerza equivale a 550 lb-pie por segundo, o 33000 lb-pie por minuto. El trabajo desarrollado en un pistón de un motor de combustión interna se denomina potencia indicada IHP. El trabajo entregado por el motor se denomina potencia de salida BHP (Brake Horsepower). (La palabra "Brake" se usa debido al método de medida que se aplica para cuantificar los caballos de fuerza desarrollados por un motor). La potencia indicada menos la potencia de salida se denomina potencia friccional, FHP.
IHP - BHP = FPH
EC 3.9
Para conocer el trabajo desarrollado por un motor de combustión interna, es necesario conocer el trabajo desarrollado en un ciclo de potencia y multiplicar por el número de ciclos desarrollados en la unidad de tiempo. Matemáticamente se expresa:
HPm =
f *T f 33,000
EC 3.10
El trabajo desarrollado en un cilindro de potencia o pistón de un motor, puede ser calculado si la presión interior del cilindro y las dimensiones del cilindro son conocidas. Si la presión media efectiva, Pm, está actuando sobre un piston de área A, entonces la fuerza total en el pistón será:
F p = Pm * A
EC 3.11
Si el pistón se mueve una distancia L, entonces el trabajo desarrollado será:
T f = Pm * A * L
EC 3.12
Reemplazando en la Ecuación 3.10, tenemos:
HP m =
Pm * A* L * f 33,000
EC 3.13
No es usual determinar directamente la potencia friccional de un motor, sino hallar experimentalmente la potencia de salida, la cual es verdaderamente útil para el usuario. La especificación 7B-11C publicada por el Instituto Americano del Petróleo, presenta las definiciones, los procedimientos y los formatos correspondientes para evaluar el comportamiento dinámico del motor en un banco de prueba (torque y potencia de salida) y su relación con el consumo de combustible. Una vez obtenidos estos datos, podemos calcular la eficiencia mecánica del motor con la siguiente fórmula:
Em =
Potencia de salida * 100 Potencia indicada
EC 3.14
3.6.2
PROCEDIMIENTO DE CAMPO PARA DETERMINAR LA POTENCIA TRANSMITIDA AL GANCHO Y LA EFICIENCIA DE MOTORES (EM)
La potencia transmitida al gancho debe ser medida durante un viaje de tubería, registrando la lectura en el indicador de peso y midiendo el tiempo que gasta en levantar una longitud de treinta (30) pies (una junta de tubería). La lectura en el indicador de peso incluye el peso del bloque viajero, el gancho y el arrastre de la tubería. Para prevenir que el motor aumente progresivamente la velocidad de control debido a la forma como el gobernador de paso de combustible afecta su desempeño, la evaluación de la potencia transmitida, se debe hacer en el segundo engranaje. (Esto no es aplicable para sistemas con convertidor de torque, generadores eléctricos y de vapor. Sólo se aplica a motores de combustión interna con sistema de transmisión mecánica). Una vez determinada la potencia en el gancho, se adicionan los valores de pérdida de potencia de todos los elementos que intervienen en la transmisión de energía hasta llegar al motor.
3.6.3
SISTEMA DE FRENOS AUXILIARES
Las compañías fabricantes de malacates han incorporado una forma de frenado auxiliar que permite manejar con seguridad cargas pesadas a baja velocidad, evitando mantenimiento excesivo de los frenos. Los siguientes son los dos tipos de frenos auxiliares comúnmente usados: 1.
Hidro-dinámico.
2.
Electromagnético (Eddy Current).
En ambos tipos, el trabajo es convertido a calor, el cual se disipa a través de un sistema de enfriamiento por líquido. La capacidad de los frenos auxiliares puede ser determinada durante un viaje de tubería, tomando la lectura en el indicador de peso y midiendo el tiempo que se gasta en bajar una junta, mientras la carga es soportada exclusivamente por el freno auxiliar.
3.6.4
SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y MALACATE
La transmisión en un equipo de perforación consiste de un ensamblaje de cadenas, ejes y balineras antifricción, diseñadas para trabajar en condiciones de máximos esfuerzos. El estudio de eficiencia en maquinaria para perforación, generalmente asume un 98% por par de rodamientos en los ejes y un 98% por cadena. La norma que rige la evaluación de un equipo, indica que la eficiencia es inversamente proporcional a la cantidad de elementos que ejecutan el trabajo.Error! Bookmark not defined. Los ejemplos siguientes ilustran la forma de calcular la eficiencia mecánica de un sistema de transmisión de potencia. Ejemplo No. 1 Equipo con transmisión mecánica. Montaje Motores - Malacate (Figura 3.2): Motor 1 Número de ejes Número de cadenas o correas Elementos totales -
4
Motor 2
5 3 ----7
Motor 3 6
----9
4 -----
5 11
Potencia al cable de perforación: Si la potencia para cada motor es "HPm", tenemos: A
B
Potencia a la lÍnea = HP m 1 ( E f ) + HP m 2 ( E f ) + HP m 3 ( E f ) donde: A, B, C: Número de elementos móviles para cada motor Eficiencia friccional Ef :
C
EC 3.15
entonces, 7 9 11 PotenciaaalalalÍnea lÍnea==HP (0.868) (0.833) (0.800) Potencia ) ++HP ) + HP m * (0.98 ) HPmm**(0.98 HPmm**(0.98 Potencia a la lÍnea = 2.501* HP m Potencia a la lÍnea = 250% HP m
Eficiencia Total Promedio por motor: 250/3 = 83.3% al cable de perforación.
EJE DEL MALACATE PRINCIPAL
MALACATE LINEA DEL SUAVO
SISTEMA DE VELOCIDADES EJES DE SALIDA DE POTENCIA
MOTOR
EJE PRINCIPAL
EJE INTERMEDIO
FIGURA 3.2 EQUIPO DE PERFORACION CON TRANSMISION MECANICA Ejemplo No. 2 Equipo de Perforación Eléctrico (Figura 3.3)
MALACATE LINEA DEL SUAVO
EJE SALIDA DE POTENCIA
MOTOR ELECTRICO
FRENO AUXILIAR
MOTOR ELECTRICO
EJE PRINCIPAL
EJE DEL MALACATE PRINCIPAL
FIGURA 3.3 EQUIPO ELECTRICO
-
Sistema: motores - malacate. Motor 1 Número de ejes Número de cadenas o correas
3
3 2
2 ------5
-
Motor 2
------5
Potencia al cable de perforación: Si la potencia para cada motor es HPm, tenemos:
Potencia a la lÍnea = HP m 1 ( ∈ f ) A + HP m 2 ( ∈ f )B donde: A, B: Número de elementos móviles para cada motor Considerando HPm1 = HPm2 = HPm entonces,
5 5 Potencia a la = lÍnea * (0.9039 * HP ) Potencia a la lÍnea ) + HP ) HP m=*2(0.98 m *m(0.98 Potencia a la lÍnea = 180.78 * HP m
Eficiencia total promedio: = 180.78/2 = 90.39% al cable de perforación.
EC 3.16
Ejemplo No. 3 Equipo de servicio de pozos (workover) (Figura 3.4)
EJE INTERMEDIO
FRENO AUXILIAR
TRANSMISION
EJE PRINCIPAL
SISTEMA DE PINONES
MALACATE LINEAL DEL SUAVO
EJE DEL MALACATE
FIGURA 3.4 EQUIPO DE WORKOVER -
Sistema Motor - Malacate. 5% de pérdida de potencia en la transmisión. Motor principal Número de ejes Número de cadenas
3 2 ------5
-
Potencia al cable de perforación: Si la potencia del motor es HPm.
Potencia a la lÍnea = HPm 1 ( ∈f )A donde: A: Número de elementos móviles para cada motor Eficiencia friccional Ef : entonces,
5 Potencia aa la la lÍnea lÍnea= = HP 90.39 Potencia (0.98 HP)m m*%
Eficiencia Total = 90.39% - 5% = 85.39% al cable de perforación.
3.6.5
SISTEMA ROTATORIO
EC 3.17
Las especificaciones para la selección de la mesa rotaria, considera tres parámetros básicos: diámetro, capacidad de carga muerta y velocidad de rotación máxima. El cálculo de la potencia (HPRT) que se debe suministrar el sistema rotatorio se evalua por la siguiente fórmula:
HP RT =
N*T 5250 * Et
EC 3.18
La experiencia operacional ha desarrollado una regla genérica para evaluar la potencia requerida en la mesa rotaria, la cual enuncia: Para pozos que se perforen a profundidades menores a 8000':
HP RT = N * 1.0
EC 3.20
Para pozos que se perforen a profundidades entre 8000'y 12000':
HP RT = N * 1.5
EC 3.21
Para pozos que se perforen a profundidades mayores a 12000':
HP RT = N * 2
EC 3.22
La eficiencia de la mesa rotaria se debe evaluar empíricamente durante la operación, teniendo en cuenta la potencia que le suministra el motor y la condición de carga, torque y revoluciones de manejo.
3.6.6
SISTEMA CIRCULATORIO
Sumando las pérdidas de potencia en el sistema de transmisión hacia las bombas, a su eficiencia volumétrica, obtenemos la eficiencia total del sistema, con la cual se determinará la potencia en los motores de las bombas, lo mismo que el caballaje hidráulico teórico de salida. Operacionalmente, se puede aplicar un método directo para calcular la eficiencia real de las bombas. El procedimiento a seguir en condiciones operacionales normales es el siguiente: 1.
Localizar la broca dentro del revestimiento con el fin de obtener una geometría conocida para la prueba.
2.
Registrar el diámetro de las camisas que tiene instaladas en cada bomba.
3.
Confirmar con el manual de bombas, la longitud de la carrera del pistón y el diámetro de la varilla si es bomba dúplex.
4.
Determinar el arreglo y dimensiones del conjunto de circulación en superficie.
5.
Calcular el diámetro interno promedio y la longitud de tubería y botellas de perforación.
6.
Registrar el diámetro y número de boquillas en la broca.
7.
Bombear a tres diferentes tasas (SPM) y leer la presión estabilizada para cada una de ellas.
8.
Llenar para cada tasa de bombeo (SPM) y para cada una de las bombas el formato PER 3-3. FORMATO EFICIENCIA DEL SISTEMA DE CIRCULACION FORMATO PER 3-3 Error! Bookmark not Equipo No. Marca:__________ defined.Compañía __________________ Contratista ____________________ Marca
Bomba No. 1
Bomba No. 2
______________
______________
Bomba:______________ Eff. Volum
Caudal
______________ ______________ ______________
______________ ______________ ______________ PRUEBA
Modelo Diámetro Camisa Longitud Stroke
DP superf.
Golpes/min:_______________ DP int. DP
DP Int. DC
Presión superf.:____________lppc
DP broca
100% 98% 96% 94% 92% 88% 86% 84% 9.
Evaluar para cada caso la eficiencia volumétrica de la bomba y el caballaje hidráulico de salida.
10.
Calcular la eficiencia del sistema de circulación, con el dato del caballaje nominal de los motores conectados a las bombas.
Las fórmulas utilizadas en este procedimiento son: -
Caudal bombas dúplex:
π
Q D = (2)* LS (2 d i2 - d 2r ) 4 -
Caudal bombas tríplex:
QT = 3 -
π 4
2
LS d i
EC 3.24
Caballaje hidráulico:
Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.
3.6.7
EC 3.23
EC 3.25
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO APAREJO - BLOQUE VIAJERO
La función principal de este sistema es proveer un arreglo de poleas, el cual permita izar cargas pesadas con seguridad. La ventaja mecánica M de un sistema de levantamiento, es la relación que existe entre la carga soportada por el bloque viajero, Wg, y la carga ejercida sobre el malacate, Ff, dada por:
Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.
EC 3.26
La carga ejercida sobre el malacate es la tensión en la línea rápida. Para calcular la ventaja mecánica ideal mediante un balance de fuerzas, se asume que no hay fricción en el bloque viajero ni en el aparejo de corona. Considerando un diagrama de cuerpo libre del bloque viajero como se muestra en la Figura 3.5, donde idealmente se tendrá una tensión constante através de toda la línea de perforación, el balance de fuerzas en la dirección vertical sería:
Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.
EC 3.27
donde: n: número de líneas. Resolviendo y sustituyendo en la ecuación 3.26 tenemos:
Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.
EC 3.28
Esto indica que la ventaja mecánica ideal,"Mi" es igual al número de líneas.
FIGURA 3.5 APAREJO VIAJERO
La potencia de entrada al bloque viajero (o al gancho), HPig, es igual al producto de la carga en el malacate, Ff, por la velocidad de la línea rápida, Vf:
HPig = F f * V f
EC 3.29
La potencia de salida en el gancho, HPg, es igual al producto de la carga en el gancho Wg, por la velocidad del bloque viajero, Vb = Vg:
Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.
EC 3.30
Puesto que el movimiento por unidad de longitud de la linea rápida, tiende a reducir (1/n) veces la longitud de cada una de las líneas, entonces la velocidad en el bloque viajero será:
Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.
Por lo tanto, en un sistema ideal (sin fricción), la eficiencia entre la potencia de salida a la potencia de entrada será:
EC 3.31
Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.
EC 3.32
Para la operación real, es decir con pérdida de potencia debido a la fricción en las poleas, la norma RP9B del API, recomienda la utilización de las Tablas 3.1 y 3.2, las cuales contienen los cálculos de eficiencia del cable de perforación, pasando a través de poleas múltiples. Conocida la eficiencia en el sistema aparejo - bloque viajero, procedemos a calcular la tensión en la línea rápida para una carga dada. De la definición de eficiencia, tenemos:
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EC 3.33
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EC 3.34
Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.
EC 3.35
Despejando, la tensión en la línea rápida será:
Por lo tanto:
Con el valor de "Ff" afectado por el factor de diseño para prevenir el desgaste de la línea y las condiciones de las cargas de choque, se calcula la resistencia final del cable. Con este valor se escoge el tamaño del cable de perforación con las especificaciones más cercanas por encima. La carga en el bloque viajero, Wg, incluye el peso de la sarta, el peso del bloque viajero, el arrastre y la sobretensión (overpull) que para efectos prácticos será el 10% de la capacidad nominal de la torre.
CASO "A" CASO "B"
CASO "C"
N=4 N=4
S=5 N=4
S=4
S=6
MALACATE
MALACATE L
L
MALACATE L
FIGURA 3.6 SISTEMA DE MULTIPLES POLEAS TABLA 3.1 EFICIENCIA DEL CABLE PARA UN BLOQUE DE MULTIPLES POLEAS
Error! Bookma rk not defined. 1
N 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
2
Caso A .880 .844 .810 .778 .748 .719 .692 .666 .642 .619 .597 .576 .556 .537
3
4
5
6
7
Rod.Cilíndrico K=1.09* Eficiencia = E Factor Línea rápida=fr Caso Caso Caso Caso Caso B C A B C .807 .740 .568 .620 .675 .774 .710 .395 .431 .469 .743 .682 .309 .336 .367 .714 .655 .257 .280 .305 .686 .629 .223 .243 .265 .660 .605 .199 .216 .236 .635 .582 .181 .197 .215 .611 .561 .167 .182 .198 .589 .549 .156 .170 .185 .568 .521 .147 .160 .175 .547 .502 .140 .152 .166 .528 .485 .133 .145 .159 .510 .468 .128 .140 .153 .493 .452 .124 .135 .147
8
Caso A .943 .925 .908 .890 .874 .857 .842 .826 .811 .796 .782 .768 .755 .741
9
10
11
12
Rod.Esférico K=1.04* Eficiencia = E Factor Línea rápida=fr Caso Caso Caso Caso Caso B C A B C .907 .872 .530 .551 .574 .889 .855 .360 .375 .390 .873 .839 .275 .286 .298 .856 .823 .225 .234 .213 .810 .808 .191 .198 .206 .821 .793 .167 .173 .180 .809 .778 .148 .154 .161 .791 .761 .135 .140 .145 .780 .750 .123 .128 .133 .766 .736 .111 .119 .124 .752 .723 .106 .111 .115 .739 .710 .100 .104 .108 .725 .698 .095 .099 .102 .713 .685 .090 .091 .097
CASO "E" CASO "D"
MALACATE
MALACATE
MALACATE
N=4 S=3
N=8 S=6
L
L
MALACATE SIMPLE
13
DOBLE MALACATE CON EQUALIZADOR
N = NUMERO DE PARTES DE CARGA S = NUMERO DE CUCHILLAS
FIGURA 3.7 SISTEMA DE MULTIPLES POLEAS TABLA 3.2 EFICIENCIA DEL CABLE PARA UN BLOQUE DE MULTIPLES POLEAS CASOS D Y E
Error! Bookmark not defined.1
N 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
3.7
2
3
4
5
6
Rod. Cilíndrico K=1.09* Eficiencia = E Factor Línea Rápida=fr Caso Caso Caso Caso D E D E .959 .807 .522 .500 .920 .774 .362 . .883 1.000 .283 .261 .848 . .236 . .815 .959 .204 .181 .784 . .182 . .754 .920 .166 .141 .726 . .153 . .700 .848 .143 .118 .674 . .135 . .650 .815 .128 .102 .628 . .122 . .606 .784 .118 .091 .586 . .114 .
7
8
9
Rod. Esféricos K=1.04* Eficiencia = E Factor Línea Rápida=fr Caso Caso Caso Caso D E D E .981 .1.000 .510 .500 .962 . .346 . .944 .981 .265 .255 .926 . .216 . .909 .962 .183 .173 .892 . .160 . .875 .944 .143 .132 .859 . .130 . .844 .926 .119 .108 .828 . .110 . .813 .909 .101 .091 .799 . .096 . .785 .892 .091 .080 .771 . .086 .
EVALUACION DE CARGAS EN LA TORRE
La disposición del cable de perforación en el sistema aparejo - bloque viajero, causa que la carga impuesta sobre la torre, sea mayor que la carga en el gancho. Como se muestra en la Figura 3.8, la carga aplicada a la torre, Fd, es la suma de la carga en el gancho, Wg, la tensión en la línea muerta, Fs, y la tensión en la línea rápida, Ff:
F d =W g + F f + F s
EC 3.36
Si la carga, Wg, está siendo levantada por efecto de la tensión transmitida a la línea rápida, la fricción en las poleas tiende a detener el movimiento en esta línea. Por lo tanto, la tensión en el cable de perforación incrementa de Wg/n en la primera polea (línea muerta), hasta Wg/(E * n) en la última polea (línea rápida).
F
F
F
f
d
s
W
FIGURA 3.8 DISPOSICION DEL CABLE DE PERFORACION EN EL APAREJO
Sustituyendo estos valores en la Ecuación 3.36, tenemos:
Wg Wg + n E* n
EC 3.37
1 + E + En )W g En
EC 3.38
F d =W g +
Fd = (
El diagrama de la Figura 3.9 muestra una vista del plano de la mesa de trabajo de una torre de perforación. De acuerdo con la ubicación del malacate a un lado de la estructura, la tensión de la línea rápida se distribuye sobre las dos patas de ese lado (C y D), mientras que la de la línea muerta se transferirá a la pata donde está anclada, A. La distribución de carga para cada pata de la torre, según la disposición de la Figura 3.9, se muestra en la Tabla 3.3.
PATA DE LA TORRE
A
B LINEA MUERTA
LINEA AL BLOQUE
C
LINEA RAPIDA
D
FIGURA 3.9 PLANO DE DISTRIBUCION EN LA MESA ROTARIA Por lo tanto: Si E = 0.5, la carga en la pata A sería igual a la carga en las patas C ó D. Si E ³ 0.5, la carga en la pata A sería mayor que la carga en las otras tres patas. Si E £ 0.5, la carga en las patas A y B sería menor que la carga en las patas C y D. TABLA 3.3 ANALISIS DE LAS CARGAS EN LAS PATAS DE UNA TORRE Error! Bookmark not defined.Procedencia Carga en el gancho
Carga Total
Pata A
Pata B
Pata C
Pata D
W
W/4
W/4
W/4
W/4
W/(2 E n)
W/(2 E n)
W(E*n+2)/(4E*n)
W(E*n+2)/(4*En)
Línea corrida
W/(E*n)
Línea muerta
w/n
W/n
W(n+1)/n + W/En
W(n+4)/(4n)
Total
W/4
La capacidad de la torre la define la pata que soporta más carga, por lo tanto, para calcular la "Máxima carga equivalente sobre la torre", Fde, es necesario determinar la soportada por dicha pata y multiplicarla por cuatro. Para la disposición de carga del arreglo de la Figura 3.9 tenemos:
F de = 4 ( F A ) por lo tanto F de = (
n+4 )W g n
EC 3.39
Un parámetro comúnmente usado para evaluar los diferentes arreglos del aparejo de perforación es el factor de eficiencia de la torre, definido como la relación entre la carga actual (Total) en la torre, Fd, y la máxima carga equivalente sobre la torre, Fde. El factor de eficiencia es:
E (n 1 1 ++E1)++En Ed = ( )W g Fd E (n + 4) En Ed = = n+4 Fde ( )W g n
EC. 3.41 EC. 3.40
Es importante aclarar que el valor de Fde es la resistencia mínima que debe cumplir la torre para soportar la carga Wg. Para hallar el factor de seguridad real, se debe relacionar la capacidad nominal de la torre elegida, con la carga aplicada a la torre, Fd. Por lo tanto:
F.S.R.= RT Fd
EC. 3.42
Para el desarrollo de las operaciones de perforación en, se tomará un factor de seguridad real de 1.5 para la selección de los equipos de perforación.
3.8
EVALUACION DE EQUIPOS PORTATILES
La capacidad de carga de un equipo portátil, generalmente la define la longitud máxima de tubería de trabajo a usar, comúnmente 2 7/8". Los factores que afectan esta selección son: -
Capacidad de la torre.
-
Potencia transmitida al gancho.
-
Capacidad de frenado.
3.8.1
CAPACIDAD DE LA TORRE
Las torres de los equipos de producción se dividen en dos tipos: 1.
Torre tipo asta convencional. Existen dos versiones de este tipo:
-
Asta sencilla Asta doble
La versión denominada asta doble, permite instalar un soporte en la parte alta de la torre para obtener espacio posterior donde colocar la tubería o varillas. En la versión asta sencilla, la tubería y las varillas deben ser situadas en un lado de la torre. La Figura 3.10 muestra la torre tipo asta convencional, anclada independientemente a la base.
2. Torre tipo auto-retenida estructuralmente. En este tipo, los vientos de soporte de carga están sujetos directamente al vehículo de transporte, sin embargo, los fabricantes recomiendan utilizar vientos de soporte externos. La Figura 3.10 muestra las condiciones generales del patrón de soporte por vientos recomendado por el API para este tipo de torres. La Tabla 3.4 presenta las cargas y espaciamientos recomendados por el API para el anclaje de los vientos en los diferentes tipos de torres de equipos portátiles. Las secciones A15 y A16 (pag C-6) del API SPEC 4E (Specification for Drilling and Well Servicing Structures), presentan las recomendaciones para diseño y prueba de las líneas de anclaje en los equipos de perforación y servicio de pozos. -
Transmisión: Relación de baja: Relación de alta: Pérdida de potencia en la transmisión:
-
6.5 : 1.0 1.0 : 1.0 5%
Malacate: Pérdida de potencia en cada piñón o cadena: Relación Transmisión - Eje: Relación Eje principal - Piñón de alta: Relación Eje principal - Piñón de baja: Diámetro del Malacate:
5% 19 : 45 33 : 39 15 : 54 1.2 pies
La potencia efectiva en el gancho se calcula de la siguiente forma: 1.
Máxima tensión por línea:
MTL =
T m x E fT x RBT x Rtg x RBP
σ
EC 3.43
Entonces:
Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.
M.T.L = 49500 lbs.
EC 3.43a
FIGURA 3.10 CONDICIONES GENERALES DEL PATRON DE SOPORTE POR VIENTOS RECOMENDADO POR EL API
TABLA 3.4 CARGAS Y ESPACIAMIENTOS RECOMENDADOS POR EL API PARA EL ANCLAJE DE LOS VIENTOS Error! Bookmark not defined.1
2
Mínimo Espaciamiento X o Ysobre la Fig. 3.10, pies
20 25 30 40 50 60 70 80 90
3
4
Torre Doble
5
6
Torre Sencilla
7
Pluma
Carga de Prueba en el Ancla, ton
Angulo de Prueba en el Ancla Formado por la Horizontal y la Línea Central
Carga de Prueba en el Ancla, ton
Angulo de Prueba en el Ancla Formado por la Horizontal y la Línea Central
Carga de Prueba en el Ancla, ton
Angulo de Prueba en el Ancla Formado por la Horizontal y la Línea Central
N.A. 15.6 13.7 11.0 9.3 8.4 7.8 7.4 7.0
N.A. 71° 67° 60° 54° 49° 45° 45° 45°
3.7 3.1 2.8 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7
70° 60° 53° 45° 45° 45° 45° 45°
7.0 4.0 3.5 3.0 -
67° 49° 45° 45° -
NOTA: Preferiblemente que X sea más grande que Y. Y£ 1.25X y Z£ 1.5Y pero Z > Y. PRECAUCION: La adición de protección contra viento (windscreens) o soporte de tubería incrementa significativamente los requerimientos de anclaje. 2.
Velocidad en la línea rápida con la carga máxima:
V f = (Nm *
1 1 1 * π * Dm ) * * RBT R tg RBP
EC 3.44
Entonces:
V f = 1600
Rev 1 19 15 π * 1.2 ft * * * * min 6.5 45 54 Rev
EC 3.44a
V.L. = 109 pie/min Velocidad del Bloque:
Velocidad de Bloque : V b =
Vf Nm
Entonces:
Vb=
3.
Máxima velocidad del bloque (sin carga):
109 ft/ min = 27 ft/ min 4
EC 3.45
V bmax = Nmax * R AT *
1 Rtg
* R A1* π * D m
EC 3.46
Entonces:
1 19 33 1.2 π 1 MV = 2000 rpm * * * * * 1 45 39 Rev 4 Vgmax = 674 pie/min.
3.8.2
CAPACIDAD DE FRENADO
La capacidad de frenado es un factor predominante en la selección de un equipo, ya sea de perforación o completamiento (portátil). La energía que se genera por frenado durante la bajada de tubería, se convierte en calor al aplicar el sistema de frenado. Este calor debe ser eficientemente disipado para realizar las operaciones en una forma rápida y segura. Puesto que el esfuerzo de frenado es función del área efectiva de fricción de los bloques forzados contra el tambor, resulta un parámetro importante de comparación para la selección del equipo. La Tabla 3.5 presenta una relación entre la potencia del malacate, el área efectiva de frenado recomendada, tipo de sistema de enfriamiento, sistema de frenado auxiliar y capacidad del equipo con tubería de 2 7/8". TABLA 3.5 COMPARACION ENTRE EL SISTEMA TIPICO DE FRENADO Vs. RANGO DE PROFUNDIDAD
(a)
Error! Bookmark not defined.Rango de Potencia HP
Area de Frenado pulg²
Tipo Sistema Enfriamiento
Tamaño Freno Auxiliar (a)
Rango de Profundidad con Tubería de 2 7/8", pie
100-150
1200
aire
-
4,000
150-200
1600
aire spray
-
5,000 7,000
200-250
2000
250-400
2400
aire spray spray
15-in. SR
6,000 8,000 10,000
400-600
2800 aire spray spray spray
15-in. SR 15-in. DR
7,000 9,000 11,000 13,000
aire spray spray spray
15-in. DR 22-in. SR
8,000 10,000 15,000 18,000
Capacidad de Frenado a 1300 RPM. 15-inch Single Rotor - 260 hp 15-inch Double Rotor - 525 hp 22-inch Single Rotor - 2500 hp
DEFINICION DE PARAMETROS Fp:
Fuerza total del pistón, lb
Em:
Eficiencia mecánica del motor
Ef:
Eficiencia friccional
HPm1:
Potencia de un motor (motor 1), HP
HPRT:
Potencia suministrada al sistema rotario, HP
Et:
Eficiencia transmisión de rodamientos de la rotaria
QD:
Caudal bomba dúplex
Ls:
Longitud del golpe, pulg
di:
Diámetro interno de la camisa, pulg
dr:
Diámetro externo de la varilla del pistón, pulg
QT:
Caudal bomba tríplex
DP:
Pérdida de presión
dc:
Diámetro camisa, pulg
dv:
Diámetro varilla, pulg
M:
Ventaja mecánica polea
n:
Número líneas
Mi:
Ventaja mecánica ideal
F:
Carga de la torre por terremoto
C:
Constante numérica = 0.5 - 0.025
Wd:
Peso muerto de la torre, lbs
Rc:
Resistencia nominal del cable, lbs
Ff:
Tensión en la línea rápida, lbs
BF:
Flotación
W:
Peso lineal tubería, lb/pie
D:
Diámetro exterior tubería o botellas, pulg
d:
Diámetro interior de la tubería o botellas, pulg
HPg:
Potencia en el gancho, HP
Wg:
Carga en el gancho, lb
Vg:
Velocidad de la carga en el gancho, pie/min
HPn:
Potencia hidráulica, HP
Q:
Caudal, galones/minuto
DP:
Diferencial de presión, lppc
DPc:
Pérdida de presión corregida
DP*:
Pérdida de presión con un peso de lodo determinado*
MW: MW*:
Densidad del lodo actual, lpg Densidad del lodo en el punto*
N:
Número de revoluciones de la rotaria
T:
Torque de la rotaria, lb-pie
IHP:
Potencia indicada del motor, HP
BHP:
Potencia entregada, HP
FPH:
Potencial fricccional, HP
HPm:
Caballos de fuerza desarrollados por el motor, HP
f:
Ciclos por minuto del motor, HP
Tf:
Trabajo por ciclo, lb-pie
A:
Area del pistón del motor, pulg²
Pm:
Presión media del pistón, lppc
Vf:
Velocidad línea rápida, pie/min
HPig:
Potencia entrada al gancho o al bloque viajero, HP
Vg=Vb: Velocidad bloque viajero, pie/min E:
Eficiencia del aparejo
Fd:
Carga aplicada a la torre, lb
Fs:
Tensión en la línea muerta, lb
Fde:
Máxima carga equivalente sobre la torre, lb
FA:
Carga sobre la pata A (máxima), lb
Ed:
Eficiencia de la torre
FSR:
Factor de seguridad de la torre
RT:
Capacidad nominal de la torre, lb
Tm:
Torque de salida del eje del motor
EfT:
Eficiencia total = 1- fracción de pérdida de potencia
RBT:
Relación de baja de transmisión
Rtg:
Relación de transmisión general
s:
Radio del tambor del malacate
Nm:
Revoluciones por minuto del motor para el máximo torque
Dm:
Diámetro del tambor malacate, pulg
Nmáx: Revoluciones máximas del motor RAT:
Relación de alta
RA1:
Relación de alta No.1
RBP:
Relación de baja principal
3.9
BIBLIOGRAFIA
1.
API RECOMMENDED PRACTICE 9B (RP9B), NINTH EDITION, MAY 30, 1986. "Recommended Practice on Application, Care, and Use of Wire Rope for Oilfield Services", Americam Petroleum Institute, Washington D.C.
2.
API SPECIFICATION 4E (SPEC 4E), Third Edition, June 1, 1988. "Specification for Drilling and Well Servicing Structures", American Petroleum Institute, Washington D.C.
3.
API BUL DIO, Second Edition, August 1973. "Procedure for Selecting Rotary Drilling Equipment", American Petroleum Institute, Washington D.C.
4.
API SPEC 9A, Twenty-Third Edition, May 28, 1984 "Specification for Wire Rope", American Petroleum Institute, Washington D.C.
5.
CATERPILLAR, Mechanical Drill Rig, Engine Performance, October, 1983.
6.
CUMMINS API, Potencia Cummins Para la Industria Petrolera, Noviembre 2/83.
7.
CUMMINS API, Selección de Equipos Para un Taladro, Noviembre 2/83.
8.
BOURGONE, A.; MILLHEIM, K.; CHENEVERT, M.; YOUNG, F.S, "Applied Drilling Engineering", First printing, Society Petroleum Enginners, Richardson TX, 1986.
9.
ALLEN, T.; ROBERTS, A., "Production Operations, Well Completions, Workover and Stimulation", Oil & Gas Consultants International Inc., Tulsa Oklahoma, May 1982.
10.
Mc CRAY, A.; COLE, F.; "Oil Well Drilling Technology", University of Oklahoma Press, Publishing Division of the University, 1976.
11.
API RECOMMENDED PRACTICE 7C-11F (RP 7C -11F), Fourth Edition, April 1981, Reaffirmed October 14 1988. "Recommended Practice for Installation, Maintenence and Operation of Internal-Combustion Engines", American Petroleum Institute, Washington D.C.
12.
API SPECIFICATION 7B-11C (SPEC 7B- 11C) Eighth Edition, March 1981, Reaffirmed October 14/88, "Specification for InternalCombustion Reciprocating Engines", American Petroleum Institute, Washington D.C.
4
CAPITULO IV. OPERACIONES BASICAS DE PERFORACION
PROGRAMA BASICO DE PERFORACION Diseño del pozo HUECO
REVESTIMIENTO
PROFUNDIDAD
36”
Conductor 30”
120’
26”
Superficie 20”
1.800’
OPERACIONES BASICAS DE PERFORACION La planeación del proyecto (pozo), debe prever el diseño del hueco, diámetros, intervalos, tipos y profundidades de asentamiento de revestimientos, etc., de tal forma que permitan su ejecución segura y eficiente.
4.1
4.1.1
SARTA DE PERFORACION
GENERALIDADES
La sarta de perforación es la parte del equipo que más y variados esfuerzos soporta, además, es la medida de referencia para la profundidad del pozo, razón por la cual debe mantenerse un control estricto sobre su número y estado. Las recomendaciones operacionales son las siguientes: -
Contar toda la tubería que llega a la localización del pozo, registrando tipo, grado, peso, rosca, etc., revisar los certificados de inspección y asegurarse de que corresponden a la tubería; sólo se aceptará tubería nueva o aquella de la cual se esté seguro que fue inspeccionada y fue catalogada como API premium. Para toda salida de tubería de la localización se debe informar al Interventor, el cual autorizará por escrito dicha salida. De acuerdo con esto, en todo momento la tubería que está fuera y dentro del pozo debe coincidir exactamente con el inventario mantenido por el representante de BP presente en el pozo.
-
Tener siempre disponible las resistencias y capacidades máximas de la tubería y cual es la máxima sobretensión que puede aplicarse.
-
Llevar un registro y un gráfico continuo de la sarta de perforación.
-
Calibrar adecuadamente, incluyendo el mayor número de especificaciones (diámetros, longitud, roscas, cuellos de pesca, etc.), todos los elementos que formarán parte de la sarta, en el estricto orden de entrada al pozo.
-
Verificar el número, tipo, diámetro y procedimiento de instalación de las boquillas de la broca. Chequear los diámetros internos de todos los tubos antes de entrar al pozo, inspeccionar visualmente la rosca.
-
Aplicar el torque recomendado por los fabricantes. Conocer el arreglo de los cables que transmiten la tensión a las llaves de potencia para calcular el torque real aplicado. Colocar las cuñas en el sitio adecuado.
-
Registrar el peso de la sarta, subiendo, bajando y estático.
-
Colocar protectores de caucho a la tubería que va a quedar dentro del revestimiento. Utilizar la grasa y las cuñas adecuadas a la tubería usada.
-
Al alcanzar la profundidad para bajar revestimiento, revisar si la capacidad total de carga de la subestructura es suficiente para soportar la carga en la mesa rotaria, más la tubería en la torre. En caso contrario proceda a quebrar inicialmente la tubería que no va a utilizar en el siguiente hueco (Botellas de diámetro grande).
-
Los tubos que sean retirados del pozo por mal estado deben ser registrados por el Interventor de BP, descargados de su inventario y marcados visiblemente.
4.1.2
SARTA DE PERFORACIÓN RECOMENDADA.
Con base en los principios de verticalidad absoluta para el revestimiento soporte del cabezal del pozo y del conjunto de preventoras, se recomienda una sarta empacada: 26” broca - 9 3/4” conector broca (bit sub) - Near bit stab 26” - 1 x 9 1/2” DC - stab string 26” - 1 x 9 1/2” - stab string 26” - 3 x 9 1/2” DC - XO - 1 x 8 1/4” DC - JAR - 2 x 8 1/8” DC - 6 x DC 6 1/4”
4.2
FLUIDO DE PERFORACION
Se utilizará un lodo agua fresca - bentonita ayudado con un extendedor de bentonita para mejorar la capacidad de arrastre y limpieza del hueco. Sus propiedades principales incluyen: • densidades de lodo bajas 9.1 - 9.2 lpg • Puntos de cedencia con valores por encima de 30. • Valores de pH bajos entre 8.2 - 8.5 mantenido con potasa (KOH). • Uso constante del equipo de control de sólidos. • Se recomienda la adición de bentonita prehidratada Algunas recomendaciones durante la operación son las siguientes: -
En las formaciones superficiales predominan las intercalaciones de arenas poco consolidadas con arcillas y rodados, por lo tanto la función principal del lodo a usar debe ser su alta capacidad de limpieza.
-
Preparar suficiente cantidad para iniciar, incluir una cantidad para reserva debido a las pérdidas normales en este hueco, usar un lodo natural agua-bentonita, adicionando un extendedor para aumentar su rendimiento.
-
Para casos de huecos muy grandes, se puede producir una floculación controlada con la adición de cal o cemento para incrementar la limpieza del hueco. Se recomienda utilizar puntos de cedencia mayores de 30, debido a las bajas velocidades del fluido en el anular.
-
El programa de lodos debe estar en concordancia con el programa de revestimiento.
-
El ingeniero de lodos debe mantener suficientemente informado al interventor sobre las condiciones actuales, los tratamientos efectuados o a efectuar y los resultados esperados, así como también los costos reales del lodo.
-
Para minimizar los tratamientos químicos y grandes diluciones, hay que diseñar los equipos de control de sólidos de acuerdo con el sistema, mantenerlos en óptimo estado y en operación continua, contribuyendo de esta forma a disminuir los volúmenes totales producidos y por ende EL RIESGO DE CONTAMINACION AMBIENTAL.
-
La densidad del lodo debe mantenerse lo más baja posible, pero cuando se tengan suficientes argumentos para su incremento (y sea imposible discutirlo con la coordinación de operaciones) hay que hacerlo.
-
Desechar la menor cantidad posible de lodo, reacondicionarlo y/o separarlo para recircular el agua.
-
Estar preparado para manejar el volumen adicional de lodo recuperado después de las cementaciones, de acuerdo con lo PREVISTO EN LAS GUIAS DE CONTROL AMBIENTAL.
-
El torque, el arrastre, el relleno y las amenazas de pega, son indicaciones de mala limpieza del hueco, que muchas veces son interpretadas como causa de alto filtrado y se inician tratamientos químicos que pueden agravar el problema.
-
Cualquier material, ion, etc. que no se requiera y cambie las condiciones del lodo, será considerado contaminante y debe ser retirado o tratado.
-
El análisis y el control del lodo deben ser orientados no sólo a establecer sus propiedades, sino a rescatar toda la información posible: fluidos y materiales de formación, datos para prevención de amagos, etc.
-
Las tasas de circulación deben estar de acuerdo con las condiciones del lodo, con el ánimo de no erosionar y agrandar el hueco.
4.3
4.3.1
ACTIVIDADES DE PERFORACION
HUECO DE SUPERFICIE
La correcta perforación del hueco de superficie evitará problemas futuros. Los puntos de control son: la verticalidad, los flujos y la cementación del revestimiento. Los siguientes parámetros operacionales son una guía para el logro de estos objetivos: -
El control de presiones en huecos de superficie, donde se presentan acuíferos activos o arenas permeables gasíferas es de cuidado, de ahí la importancia de mantener el control primario: densidad adecuada y hueco siempre lleno.
-
En arenas superficiales inconsolidadas y en localizaciones que han sido construidas sobre relleno, debe iniciarse la circulación a baja presión para evitar fracturar, perder lodo y dañar la localización.
-
El control de la verticalidad normalmente se hace con el peso sobre la broca, y en buzamientos severos, con sartas estabilizadas diseñadas para cada caso en particular.
-
Si hay sospecha de presencia de gas, aunque el riesgo sea mínimo, se debe instalar el sistema preventor de desviación de flujo.
-
Asegurar un buen suministro de agua debido a las altas pérdidas y grandes volúmenes de lodo que se presentan en esta parte del pozo.
4.3.2
?.......HUECO INTERMEDIO
4.3.3 4.3.4
?.......HUECO DE PRODUCCION
4.4
CONTROL DE DESVIACION
-
Iniciar la perforación con la kelly bien alineada (usar nivel) y tomar medidas de desviación aproximadamente a los 30', 90', 180', 300', 500', con cable, o en cada momento que se tenga indicio de tendencia a desviaciones anormales. Luego cada 500' y con el cambio de broca sin exceder de 1000'.
-
En zonas con altas tendencias a la desviación, este control debe llevarse hasta la profundidad que se considere necesario.
-
Las desviaciones permisibles serán de un grado (1°) por cada 1000 pies y severidades no mayores de 2°/100'. En cada cambio de broca, tomar un dato de desviación con el registrador de caída libre (Totco). El ingeniero jefe de pozo debe asegurarse del procedimiento de armada de la herramienta, del funcionamiento del reloj del instrumento y que el tipo de carta utilizada sea la adecuada.
-
Cuando la lectura en la carta se sale del límite (saturada), cambiar de instrumento porque probablemente no es el adecuado y usar uno de mayor rango. El estado del amortiguador inferior del instrumento de medida debe estar bueno y bien conectado, para evitar ruptura por mal ensamblaje o falla del material. Asegurarse que la herramienta cuenta con el cuello de pesca y hay disponible un pescador para ella.
-
-
En pozos donde se ha trabajado con sartas estabilizadas, es necesario calibrar el desgaste de los estabilizadores en cada uno de los viajes de tubería; cuando el desgaste sea mayor a un cuarto de pulgada (1/4"), se hace necesario cambiarlos. Al bajar estabilizadores nuevos, se recomienda colocarlos en la parte superior del ensamblaje y rimar toda la sección recién perforada.
-
Durante la perforación de rocas duras (chert, dolomitas, arcillolitas), se recomienda la utilización de estabilizadores de camisa no-rotacional, con el fin de mantener en su diámetro las cuchillas del estabilizador.
-
El conjunto empacado recomendado en la sección 1.2 permite colocar altos pesos sobre la broca, evita el desplazamiento lateral de la broca y mantiene el ángulo deseado. Se consigue colocando un estabilizador directamente sobre la broca, otro a 30' arriba y un tercero a 60' de la broca. Cuando se usa instrumento no magnético, después del segundo estabilizador se coloca una botella monel (no magnética).
4.5
ACONDICIONAMIENTO DEL POZO
Hace referencia a los trabajos necesarios para dejar el hueco en las condiciones que permitan ejecutar las actividades posteriores sin problemas. Se realiza cuando se alcanza la profundidad final de una sección del pozo, para cambio de broca, para un trabajo de pesca, para tomar registros, para bajar revestimiento, etc. y comprende las siguientes operaciones: -
Circular suficientemente el pozo (mínimo un ciclo completo), hasta despejar los cortes del anular, observando la zaranda vibratoria para decidir en que momento parar. Si es necesario bombear baches viscosos. Un viaje corto hasta la profundidad de salida de la broca anterior. En zonas con tendencia a cerrarse, el viaje corto se hace en toda la sección perforada o atravesando la zona problema.
-
Siempre que se circule para acondicionar el hueco, se recomienda rotar y reciprocar la sarta de perforación, para reducir las posibilidades de pega diferencial; simultáneamente se debe acondicionar el lodo a las propiedades requeridas.
-
Antes de sacar tubería, puede bombearse una píldora pesada para balancear las columnas y evitar pérdidas de lodo. En caso de huecos en la tubería, no bombearla.
-
El revestimiento debe ser circulado mínimo dos veces su capacidad antes de cementarlo, observando los retornos en la rumba y acondicionando el lodo a las propiedades recomendadas en los diseños.
-
Cuando se produce una pesca, es buena práctica hacer un viaje de acondicionamiento del hueco antes de bajar las herramientas de pesca.
4.6
CORRIDA DE REVESTIMIENTO
El cuidado del revestimiento empieza tan pronto llega éste a la localización. Debe inventariarse y almacenarse adecuadamente, para que sea inspeccionado y medido por la compañía contratada o por el personal del equipo, según el caso. El almacenamiento se hace en bases metálicas bien soportadas en el piso. Para tubería rango tres (3), usar mínimo tres (3) soportes equidistantes. Colocar máximo cuatro (4) capas de tubería separadas por madera fuerte, cada capa inmediata superior debe empezar por lo menos tres (3) tubos adentro del borde. Todos los tubos deben tener los protectores colocados al llegar a la localización, luego se remueven para inspeccionar y limpiar las roscas y calibrar (conejiar) el tubo y se vuelven a colocar los protectores. Para movilizar el tubo hacia la mesa rotaria, debe colocarse el protector de caucho indicado. Los tubos que entrarán primero al pozo se colocarán en la capa superior y se les anotará en el centro del cuerpo un número grande que indica su posición en el pozo. La medición de los tubos se hace desde el borde de la caja, hasta donde se insinúa el primer hilo, o la base del triángulo marcado en el tubo en la rosca buttres. El procedimiento lo deben realizar dos personas diferentes y comparar los resultados.
4.6.1
PLANEACIÓN PARA LA BAJADA DE REVESTIMIENTO
A continuación se presentan algunas de las actividades consideradas importantes para obtener una buena ejecución del programa de revestimiento. Por ejemplo, una revisión final del programa de revestimiento permite hacer ajustes y/o detectar fallas. La preparación para bajar revestimiento debe incluir: -
Hacer una reunión con todo el personal involucrado para discutir la operación a ejecutar, los riesgos, la prevención de accidentes y asegurarse que todos conocen su tarea.
-
Verificar e inspeccionar personalmente que todas las herramientas que se van a utilizar durante la operación de bajada y cementación del revestimiento sean las indicadas, estén completas y en buen estado.
-
Revisar personalmente la ubicación y numeración de los tubos en las bases metálicas (burros), si su posición es correcta y si al entrar al pozo coincidirán con el programa de revestimiento.
-
Revisar si el diámetro de las herramientas de manejo es adecuado al revestimiento a bajar. Mirar la posibilidad de tener una cuña y un elevador de revestimiento adicional.
-
Revisar si el número de líneas instaladas en las poleas están de acuerdo con la carga a soportar, de tal forma que se obtenga el factor de seguridad exigido. Las toneladas-milla acumuladas del cable de perforación. Para revestimientos profundos y pesados, es buena medida usar cable nuevo.
-
Inspeccionar visualmente, calibrar y preparar las roscas, teniendo como mínimo cinco tubos adicionales para reemplazar tubos con imperfecciones.
-
Alistar suficiente grasa para revestimiento, soldadura líquida, cross-overs, centralizadores y sus conectores, la cabeza a instalar (revisar el tipo de conexión).
-
Programar la posición de la cabeza del pozo para ajustar las longitud de la tubería con la medida del Landing Joint, de tal forma que la última conexión quede en el lugar deseado y pueda enroscarse sin dificultad o colgarse sin problemas (que no quede un cuello justo donde se va a colocar el colgador). En caso de dificultades extremas se tendrá la posibilidad de conectar el cabezal del pozo mediante hot head.
-
Conseguir un Landing Joint que permita ajustar las profundidades del hueco y revestimiento sin dejar una longitud de tubería mayor de 7 pies sobre la mesa rotaria, por la dificultad al manipular el pin de seguridad del tapón de desplazamiento y el manejo de válvulas en la cabeza de cementación.
-
Listar y dibujar la secuencia de bajada del revestimiento y equipo de flotación con el número de orden de posición en el pozo y su correspondiente grado, peso, rosca, longitud y profundidad a la cual quedará su tope en el pozo, torque recomendado y ubicación de los centralizadores.
-
Velocidad de bajada del revestimiento.
-
Profundidades a las cuales romper circulación.
-
Tomar el peso del revestimiento subiendo, bajando y estático.
4.6.2 -
GUÍAS PRÁCTICAS PARA LA BAJADA DEL REVESTIMIENTO
-
Los protectores ajustados deben ser removidos con llaves y no con martillos. Cuando el borde del pin caiga sobre el borde de la caja, no lo empuje para que entre, levantarlo de nuevo y volver a bajar. Armar la línea de llenado con anticipación.
-
Usar indicador de torque. Muelas curvas y nuevas en las llaves y cuñas, para evitar el deslizamiento sobre el tubo.
-
Limpiar con barita y secar todas las roscas del equipo de flotación y de los tubos donde se conectarán. Usar soldadura líquida en estas conexiones.
4.6.2.1 4.6.2.1.1
Procedimiento de Bajada Conductor 30”
-
Desmontar la mesa rotaria
-
Tomar la primera junta de los soportes de la tubería y levantarlo mediante cable que pasará a través de las orejas instaladas en el tubo. Colocar el zapato, sentándolo sobre el piso del equipo.
Sentar la primera junta sobre el piso del contrapozo soportado por grapas de seguridad. las grapas de seguridad.
Quitar orejas soldadas. Revisar nuevamente
-
Tomar la segunda junta y conectarla a la primera junta mediante el conector Vetco o soldadura de acuerdo con las órdenes de BP. Conectar una nueva grapa en la segunda junta y desconectar la grapa que tiene la función de cuña en el piso del contrapozo, llenar el revestimiento y bajar lentamente. El conductor debe llenarse con lodo limpio, tubo a tubo con el tanque de viaje, registrando y comparando con lo programado.
-
Al Landing Joint se le ha marcado la profundidad hasta donde debe bajar con respecto a la mesa rotaria; colocar la cabeza de cementación de conexión rápida e iniciar la circulación reciprocando quince pies. Inmediatamente antes de la cementación, colocar el revestimiento a tres (3) pies del fondo, centrarlo en la rotaria y amarrarlo fuertemente.
-
Circular hasta homogeneizar el lodo a las condiciones deseadas.
4.6.2.1.2
Revestimiento Superficie 20”
-
Tumbar campana 30”
-
Tomar la primera junta, colocar el zapato y sentarla en las cuñas, comprobando que realmente cerraron, agarrarla con la grapa antes de soltar el elevador, llenar la tubería.
-
Tomar la segunda junta, no golpearla contra la que está en las cuñas, enroscarla, quitar la grapa, abrir la cuña, bajar lentamente y llenar. La tubería debe llenarse con lodo limpio, cada tubo inicialmente (hasta que haya suficiente peso) y luego cada tres, registrar el desplazamiento y llenado en el tanque de viaje y comparar con lo programado.
-
Cuando se baje la última junta se deberá retirar la caja, tomar el Landing Joint caja-caja apretadas al máximo torque (en el taller) y enroscarlo en el pin, ajustándolo al mínimo torque y aflojando 1/4 de vuelta. Al Landing Joint se le ha marcado la profundidad hasta donde debe bajar con respecto a la mesa rotaria; colocar rápidamente la cabeza de cementación e iniciar la circulación reciprocando quince pies. Inmediatamente antes de la cementación, colocar el revestimiento a tres (3) pies del fondo, centrarlo en la rotaria y amarrarlo fuertemente. Esto conducirá a obtener la "NIVELACION" de la brida superior de la cabeza, la cual servirá de base para las preventoras, los revestimientos posteriores y el árbol de producción.
-
Circular para obtener el acondicionamiento del lodo a las condiciones deseadas.
4.6.2.2
?.......Cuidados para corrida de liner
4.6.2.3
4.7
CEMENTACION DE REVESTIMIENTOS
El buen resultado en la cementación de revestimientos está basado en una serie de operaciones previas que propicien una efectiva colocación del cemento en el anular. La reunión antes de iniciar la operación entre el Ingeniero Jefe de Pozo y todo el personal involucrado para discutir y aclarar el programa y su ejecución, debe tomarse como una NORMA con el fin de asegurar que cada uno conoce sus funciones, responsabilidades y planes de contingencia, para obtener una operación segura y efectiva.
4.7.1
PLANEACIÓN DE LA CEMENTACIÓN
Se refiere a los preparativos que se deben realizar antes de ejecutar la operación, los parámetros a incluir son: -
Conocer muy bien el programa de cálculos realizado y sustentado en Bogotá por la compañía de cementación, el cual debe incluir entre otras cosas lo siguiente: Perfiles de presión durante toda la operación, modelos reológicos y regímenes de flujo para todos los fluidos a bombear, indicando las ratas de desplazamiento recomendadas, volúmenes de lechadas y preflujos, cantidad de cemento y de aditivos, puntos críticos durante la operación, secuencia operacional, densidad de los fluidos a bombear y tiempos de bombeabilidad. El informe debe ser presentado en forma gráfica y tabular.
-
Asegurarse que el tiempo de espesamiento del cemento ofrezca suficiente margen para las diferentes operaciones como: mezclar, enviar el tapón, desplazar el cemento y sacar la tubería en los casos necesarios, etc. Comprobar que los aditivos recomendados den los resultados esperados (presenciar pruebas de laboratorio) y asegurarse que son adicionados rigurosamente en el campo; tomar muestras en el campo de la mezcla cemento-aditivos.
-
-
Revisar la calibración de los manómetros y registradores a usar.
-
Máximas presiones a aplicar en caso de taponamiento. Ratas máximas y mínimas de desplazamiento.
-
Realizar todos los cálculos (volumen y golpes para desplazamiento con diferentes eficiencias de las bombas) del trabajo, independientemente por los ingenieros jefe de pozo y de la compañía de cementación y comparar.
-
Para efectos tanto de CONTROL AMBIENTAL como del POZO, calcular los volúmenes adicionales de lodo que se van a ganar durante la operación.
-
Calcular las presiones durante el trabajo e inspeccionar que todos los equipos involucrados en la operación tengan la resistencia necesaria. Calcular la tensión extra que se genera por la presión de asentamiento del tapón y revisar la resistencia del revestimiento, con el fin de determinar si es adecuada o no.
-
El revestimiento de superficie debe ser cementado con retorno de cemento.
4.7.2
GUÍAS PRÁCTICAS DE OPERACIÓN
Además de la planeación teórica, deben tenerse en cuenta una serie de factores prácticos para realizar la operación. Tener el agua suficiente en la localización para toda la operación: mezcla de espaciadores, lavadores, lechada de cemento, etc. -
Instalar una línea adicional desde la bomba del equipo hasta la cabeza de cementación, como medida de precaución.
-
Asegurarse que el suministro de lodo o agua a la unidad de cementación funcione y esté de acuerdo con lo requerido. Revisar el volumen del combustible en los tanques de la unidad de cementación.
-
Tomar testigos de la lechada, de tal forma que se tenga información aproximada de toda la columna de cemento (inicial y cada cierto número de barriles, de acuerdo a la cantidad total de lechada).
-
Pasar el cemento de retorno a través de canales hasta la piscina de lodo, para evitar la contaminación del lodo de perforación y del ambiente.
-
Para el manejo de grandes cantidades de cemento o cuando el trabajo lo requiera, se deberá evaluar la posibilidad de tener en la localización dos (2) unidades de cementación o equipo adicional que permita la realización del trabajo.
-
Asegurarse de que el tapón adecuado sea colocado en la forma correcta en la cabeza de cementación y que el pin indicador de paso del tapón funciona.
-
Antes de iniciar el bombeo, revisar las válvulas de la cabeza de cementación, cerrar la de desplazamiento (superior) y abrir la de mezcla (inferior).
-
BOMBEAR EL CEMENTO SOLO CUANDO SE ALCANCEN LAS PROPIEDADES REQUERIDAS.
-
Permita al operador del camión trabajar libremente, puesto que en la reunión pre-operación ya debió recibir toda la información requerida; si es necesario retroalimentarlo durante la operación, hágalo con la información actual (densidad, viscosidad, rata de mezcla, de desplazamiento, etc.) y sabrá lo que hacer. Llevar cuentas separadas entre el Operador y el Interventor del volumen desplazado, revisando que los tanques sean llenados y desocupados correctamente. CUIDADO CON LAS FUGAS ENTRE LOS TANQUES!
-
-
No exceder el volumen de desplazamiento calculado hasta el collar, en caso extremo utilizar el 80% del volumen de las juntas por debajo de él. Es muy importante definir lo más exactamente posible la eficiencia volumétrica y el desplazamiento por golpe de las bombas del equipo, ya sea para su operación o una emergencia.
-
Cuando los volúmenes o las tasas requeridas de desplazamiento sean altos, utilizar las bombas del equipo, siempre y cuando su capacidad sea suficiente para el trabajo.
-
Los revestimientos superficiales y los conductores con poco peso, donde el efecto diferencial de fuerzas tienda a sacarlos, no se deben reciprocar mientras se cementan, porque probablemente queden cementados a una profundidad diferente a la programada. Cuando se programe retorno de cemento y no ocurra, cementar desde superficie con tubería macarroni así:
-
•
Bajar tubería macarroni de 1" - 2" por el anular hasta donde tranque o mínimo 50'
•
Bombear agua y observar si retorna cemento.
•
Bombear cemento con acelerante 2% CaCl2
•
Sacar la tubería. Si después del fragüe el cemento baja, rellenar con arena y cemento seco.
-
Se utilizará el sistema de pack-off con tres tubos en fibra de vidrio conectados al final de la sarta de tubería de perforación, para cementar el revestimiento por el alto volumen de desplazamiento y con retorno a superficie.
-
Si es indispensable parar el bombeo durante el desplazamiento, mover la tubería continuamente para evitar que el cemento desarrolle altos geles.
4.7.3
PROCEDIMIENTO DE CEMENTACIÓN
A continuación se describe la secuencia operacional de la cementación, de la cual hay que tomar la siguiente información lo más precisa y veraz posible: -
Los tiempos de iniciación y terminación de cada secuencia.
-
Presión inicial y final de cada de cada secuencia. Presión final de asentamiento. Retorno de flujo (back flow).
-
Cantidad de retorno de cemento cuando ocurra. La densidad y los volúmenes de las lechadas y preflujos.
-
Llevar un registro constante de la cantidad, tipo y densidad del retorno.
-
Mover la tubería más o menos 15' arriba y abajo durante toda la operación (reciprocar).
-
Tomar la presión y los golpes de circulación con el revestimiento en fondo.
-
El revestimiento debe rotarse cuando se disponga de los elementos necesarios y seguros para hacerlo, en el momento en que el cemento sale al anular y durante el desplazamiento.
La secuencia es: 1.
Llenar las líneas con agua, cerrar las válvulas de la cabeza y probar con el cincuenta por ciento adicional de la presión máxima programada, aliviar presión.
2.
Bombear el colchón lavador, el espaciador y el separador.
3.
Mezclar y bombear el cemento a la tasa programada.
4.
Soltar el tapón de desplazamiento y asegurarse que pasó a través de la cabeza.
5.
Desplazar con el volumen de lodo calculado a la rata programada.
6.
Disminuir la tasa de desplazamiento para los últimos 10 bbls, con el fin de no sobrepresionar excesivamente al sentar el tapón.
7. 8.
Colocar la presión de asentamiento calculada, de acuerdo con la presión final de desplazamiento y la resistencia del revestimiento. Aliviar la presión lentamente, midiendo el retorno (back flow). Bombear nuevamente la misma cantidad retornada (teóricamente debe obtenerse la misma presión. Aliviar lentamente la presión (debe obtenerse el mismo volumen retornado inicialmente).
4.8
INSTALACION DE LA CABEZA Y ANCLAJE DEL REVESTIMIENTO
Hace referencia a la forma como se sostiene el revestimiento en superficie. Los métodos comunes son: conectarlo en una cabeza para revestimiento ya sea enroscándolo, soldándolo o grapándolo. Anclar lo en la cabeza o en un carrete para revestimiento (casing head spool) con un colgador adecuado.
4.8.1
ANCLAJE DE REVESTIMIENTO
Recordando que el colgador agarrará, soportará y transmitirá la carga del revestimiento a la cabeza, es muy importante el uso de un conjunto (cabeza-colgador) que se adapte perfectamente, normalmente del mismo fabricante y con la capacidad suficiente. Las guías para colgar el revestimiento son: -
Tomar las especificaciones del colgador, compararlas con las de la cabeza y confirmar con catálogos.
-
Revisar el sello del colgador y las cuñas, para asegurarse que están en perfecto estado.
-
Revisar los tornillos de soporte de las cuñas. Tener disponible los tornillos para manejarlo y la llave para ajustar las cuñas.
-
Tomar el peso del aparejo (gancho y bloque) antes de bajar el revestimiento. Calcular la fuerza de flotación y el peso en el gancho para colgar así: 2 2 2 F FB = 0.0408 * Lc * Dc * d e + 0.0408 * D L ( L L * d e - L * d i )
EC. 4.1 Donde: FFB: L: LL: Lc: DL: Dc: de: di:
Fuerza de flotación, lb Longitud total de la sarta, pies Longitud de la columna de lodo, pies Longitud de la columna de cemento, pies Densidad del Lodo, lpg Densidad del Cemento, lpg Diámetro externo del Rev. del fondo, pulg Diámetro interno del Rev. del fondo, pulg
W gc = W SA -
F FB + W AP 2
EC. 4.2
Donde: Wgc: WSA: WAP: FFB:
Peso en el gancho para colgar el rev, lb Peso de la sarta en el aire, lb Peso del aparejo, lb Fuerza de flotación, lb
Con la siguiente fórmula se puede calcular el punto neutro, considerando una sección de revestimiento de diferente peso en el fondo de la sarta, cuyo peso total en el aire sea menor que la fuerza de flotación.
LP
Ni
= L -[ F W
FB UA
+ L F (1 - W W
UF
)]
Ec. 4.3
UA
Donde: LPNi: WUF: WUA: LF:
Profundidad del punto neutro inicial (antes de colgar), pies Peso unitario de la sección de rev. del fondo, lb/pie Peso unitario de la sección de rev.sobre la sección del fondo, lb/pie Longitud de la sección del fondo, pies
Al aplicar la tensión para colgar el revestimiento, el punto neutro inicial se desplazará hacia abajo, esto garantizará que la profundidad del punto neutro final será mayor que la profundidad del tope teórico del cemento. La nueva profundidad del punto neutro será:
LP
Nf
= L - [ F FB + L F (1 - W 2 W UA W
UF UA
)]
EC. 4.4
Donde: LPNf: Profundidad del punto neutro final (después de colgar), pies -
Colocar la sarta en el peso para colgar, tensionar 5000 lb adicionales, meter el colgador y ajustarlo, bajar la sarta de tal forma que al perder las cinco mil libras el colgador ya esté sentado continuar soltando suavemente, la aguja caerá rápidamente hasta llegar a cero.
-
Cortar el tubo dejando un tramo sobre la brida (aprox. 1'), para hacer sello en el carrete superior.
4.8.2
INSTALACIÓN DEL COLGADOR
Aceptar señales solamente de la persona designada. Al instalarse el colgador de tubería de revestimiento debajo de BOP's elevados, puede golpear sobre el cuerpo del colgador y las cuñas (con una barra suave solamente) para asegurarse de que el colgador esté asentado y las cuñas enganchadas. Al instalarse las cuñas a través de BOP's completamente abiertos, baje el colgador con manila suave fijadas al perro de argolla en las cuñas. Se puede sentir cuando el colgador se haya asentado cuando el peso se disminuye en las manilas. Debe medir desde la mesa giratoria hasta la parte superior de la brida del cabezal de la tubería de revestimiento, hacer un nudo en las manilas. También se indicará que el colgador se haya asentado cuando la tubería de revestimiento se torne difícil para mover de lado a lado. Cuando ambas cosas suceden disminuye el peso en las manilas y el movimiento lateral de la tubería de revestimiento se restringe - entonces el colgador de tubería de revestimiento probablemente esté asentado. Para asegurase, deje caer una línea de medición pesada desde la mesa giratoria hasta la parte superior del colgador. El personal del equipo tendrá que ayudarle a sentar la tubería de revestimiento en el orificio de los BOP's mientras baje el colgador. Tendrá que procurar que el perforador suelte la tensión sobre la tubería de revestimiento. Asegúrese de que el personal del equipo y el perforador entiendan el problema y las soluciones antes de empezar. De esa manera ellos pueden ayudar en vez de estorbar su trabajo.
4.8.3
CONEXIÓN DE LA CABEZA DE REVESTIMIENTO
El procedimiento de instalación de la cabeza de revestimiento debe ser supervisado por el Ingeniero Jefe de Pozo. Orientar las válvulas del cabezal de manera que no cree conflictos con la subestructura del equipo. Colocar una válvula en cada salida. Los cabezales de pozo deben estar diseñados para operar en los siguientes rangos de presión: Roscadas: 1.000 y 2.000 lppc. Flanchadas: 2.000, 3.000, 5.000, 10.000, 15.000 y 20.000 lppc. Precauciones para la instalación de la cabeza de pozo: 1.
Verificar las especificaciones de la cabeza que se va a instalar, recordar que va a formar parte integral en el conjunto de preventoras.
2.
Para cabezas de pozo soldadas, verificar la altura a la cual va a realizar el corte de revestimiento según las indicaciones del fabricante. Limpie la grasa del área a soldar. Para cabezas de pozo roscadas, revisar el estado de sus roscas y las del tubo de revestimiento, alinearla perfectamente para evitar montar roscas y crear fugas.
3.
4.
Revisar las ranuras para los anillos de sello (ring gasket) y las superficies de contacto de las bridas no deben tener cortaduras o rebordes. Los anillos en "O" del sello interno deben estar completamente sentados e intactos. El procedimiento de instalación de una cabeza soldada es el siguiente: Los pasos siguientes los ejecutará un soldador calificado bajo la supervisión del jefe de pozo y jefe del equipo de perforación. (La sección IX de la norma ANSI/ASME BPV-IX indica el procedimiento de calificación de operadores de soldadura). 1.
Extraer los fluidos de contrapozo, limpiar y secar la tubería.
2.
Colocar la sarta en el mismo peso que tenía antes de ejecutar la cementación.
3.
Cortar la tubería de revestimiento a la altura estipulada y preparar el tubo biselando el borde a 30° para soldadura interior. Pulir el exterior del tubo hasta obtener una superficie lisa y chequear que no existan marcas de quemado, las cuales pueden causar falta de fusión o un canal de comunicación de fluidos.
4.
Una vez ejecutada la operación de corte, se debe evaluar la redondez del tubo, utilizando las tablas de especificación de revestimiento. En caso de existir alguna desviación, consulte el representante del fabricante.
5.
Bajar la cabeza lentamente, con el protector puesto, evitando golpear contra las paredes de la tubería. Retirar todos los tapones, alinearla y meterla en el tubo, siguiendo el tren de inclinación que trae el revestimiento.
6.
Marcar en la cabeza cuatro puntos equidistantes para la instalación de puntos de soldadura, realizar un chequeo de nivelación previo.
7.
Precalentar la tubería de revestimiento y el cabezal entre 150° y 200°F, 3" a ambos lados del área a soldar.
8. 9.
Utilizar tizas sensibles al calor para probar los límites. Si la tubería de revestimiento tiene un sello de anillo "O" interno, no exceder los 150°F. Tener la precaución de mantener los electrodos de soldadura (varillas) en un sitio seco, para evitar contaminación por humedad. Mantener los electrodos a una temperatura mínima de 150°F (65°C).
10.
Realizar la primera secuencia de soldadura (fondeo) de una forma alternada, en longitudes de 4" a 6", con el fin de minimizar o igualar las tensiones de encogimiento. Se recomiendan dos soldadores simultáneamente para aprovechar el precalentamiento. La recomendación para realizar el fondeo es la siguiente: Primero a 0 grados; segundo a 180 grados; tercero a 90 grados; cuarto a 270 grados; quinto a 45 grados; sexto a 225 grados; séptimo a 135 grados; octavo a 315 grados y así sucesivamente. Se sugiere la utilización de un electrodo por punto de soldadura.
11.
Una vez terminado el fondeo, cepillar fuertemente para visualizar la unión y detectar posibles defectos. Pulir, volver a inspeccionar (para no soldar sobre poros) y resoldar cuantas veces sea necesario, hasta asegurar que el espesor de la soldadura sea igual al espesor de la pared de la tubería.
12.
El A.P.I. recomienda el uso de electrodos de bajo hidrógeno para soldar. Se sugiere la utilización del electrodo E6010 para el fondeo, los siguientes para completar la soldadura: TUBERIA/MATERIAL DE LA CABEZA
TIPO DE ELECTRODO
H40, J55, K55, L80, N80/4130 - 40/8630 S95,P110
E8018-B2L E11018-D2
13.
La rata de enfriamiento debe ser entre 100°F y 200°F por hora. Para obtener este comportamiento, en áreas de rápido enfriamiento por vientos fríos, cubra la cabeza con telas de asbesto, para mantener la disminución de temperatura correcta. "NO SE DEBE FORZAR EL ENFRIAMIENTO."
14.
Cuando el área soldada esté lo suficientemente fría, probar la soldadura aplicando presión, de acuerdo con la siguiente ecuación: Presión de prueba =
Factor E * Presión de colapso del revestimiento de superficie.
El factor E depende de la temperatura de prueba. Para nuestro caso podemos usar: TEMPERATURA DE PRUEBA o
E
o
-20 F @ 100 F o 150 F
0,80 0,79
El sistema para soldar cabezas más utilizado actualmente es el Hot Head, por ser más rápido y seguro puesto que garantiza una temperatura constante durante la aplicación de soldadura, por lo tanto, EL DEBILITAMIENTO DEL REVESTIMIENTO ES MENOR.
4.8.4
PRUEBA DE LA CABEZA DE REVESTIMIENTO
Utilizar una unidad de presión portátil. El procedimiento de prueba es el siguiente: -
Conectar el niple de la manguera de la unidad de prueba, al orificio de la cabeza y recubrir el niple con teflón.
-
Con la válvula de la manguera cerrada, proceda a abrir la válvula principal del tanque de presión. Aumentar la presión lentamente, (100 lppcg por minuto), hasta la presión de prueba.
-
Cerrar la válvula del tanque de presión.
-
Abrir lentamente la válvula de la manguera dejando gas atrapado en el área de prueba.
-
Cerrar la válvula de la manguera.
-
Observar el manómetro para determinar pérdida de presión. Revisar con el instrumento de detección del gas de prueba toda el área de soldadura. Si existe porosidad, marque el lugar para pulir y resoldar.
-
Para remover la unidad de prueba, libere la presión en la manguera, en el sitio de prueba y desconecte.
Puede probarse también con una unidad de presión hidráulica y agua como fluido de prueba. No se debe utilizar petróleo, puesto que al existir fugas, este fluido puede causar defectos en la soldadura correctiva.
4.8.5
GUÍAS GENERALES DE INSTALACIÓN DE CARRETES DE REVESTIMIENTO
4.8.5.1
Corte de la Tubería de Revestimiento
Se procederá a cortar la tubería de revestimiento después de la instalación del colgador anterior y antes de que se instale el carrete de tubería de revestimiento. No corte la tubería de revestimiento hasta tanto no haya examinado el carrete y obturador y confirmado que son las partes correctas y aptas para servicio. Una tubería de revestimiento cortada es un problema severo.
4.8.5.2
Preparación del Borde de Tubería de Revestimiento
El cuerpo de la tubería de revestimiento debe ser reacondicionado con una lija, de manera que no se dañe el obturador en el carrete mientras se baja sobre la tubería de revestimiento o daña los tapadores o herramientas corridas a través de la tubería de revestimiento, el empaque de anillo y las ranuras en los cabezales deben ser inspeccionados cuidadosamente también, limpiados y alisados para asegurarse de que ni rebajas ni materias extrañas dañen el sello.
4.8.5.3
Prueba de Presión
Después de completar la conexión del carrete, debe probarla al aplicar presión a través de la abertura para prueba. La prueba verificará todos los tres sellos: el empaque de anillo, el sello del colgador de tubería de revestimiento, y el obturador del tope de la tubería de revestimiento. Sobrepresión durante la prueba puede dañar los sellos y/o la tubería de revestimiento. (Ver prueba de cabeza de revestimiento).
4.8.5.4
Previa Instalación
NOTA: El carrete de tubería de revestimiento usualmente se instala inmediatamente después del colgador de tubería de revestimiento y el sello. 1.
Un corte en el cuerpo de la tubería de revestimiento a la altura especificada encima del carrete anterior o la cara de la brida central.
2.
Bisele la tubería de revestimiento hasta 30° de la vertical adentro y 45° de la vertical afuera. Lime la superficie biselada para remover el borde.
3.
Chequee y limpie la cara y las ranuras de anillo de sello del cabezal de tubería de revestimiento anterior. Elimine cualquier rebaja con tela esmeril.
4.
Coloque el empaque de anillo en la ranura.
5.
Chequee y limpie la cara y la ranura del carrete de la tubería de revestimiento que va a ser instalada.
6.
Chequee que los empaques de anillo se ajusten a la ranura en la carta del fondo del carrete siguiente.
7A.
Si el tazón inferior es liso, chequee el tazón e instale el buje reductor u obturador adecuado y anillo de resorte, O.
7B.
Si el tazón inferior es roscado, instale el obturador roscado.
8.
Chequee las válvulas de la salida lateral (espacio anular) para libre operación. Deje ambas válvulas abiertas.
9.
Asegúrese de que operen libremente los tornillos sujetadores del tazón superior. Deje los tornillos retirados.
10.
Remueva el tapón de 1/2 pulgada de abertura de prueba en la brida inferior del carrete.
11.
Asegúrese de tener a mano la cantidad, tamaño y tipo correcto de los pernos prisioneros y tuercas. Engrase pernos prisioneros y tuercas.
12.
Engrase el diámetro interior del tazón inferior del siguiente carrete.
13.
Asegúrese de buenas comunicaciones con el personal de mesa rotaria del equipo.
14.
Amarre el carrete para levante utilizando guaya y abrazaderas.
PELIGRO: Nunca utilice cuerda de nylon o cáñamo o cadenas. INSTALACION: 1.
Instale el empaque de anillo en el carrete o cabezal anterior.
2. 3.
Llene el tazón del carrete anterior con aceite ligero. Engrase el tope de tubería de revestimiento.
4.
Levante el carrete de tubería de revestimiento, asegurándose de que el levante sea nivelado y seguro.
5.
Chequee que las válvulas de las salidas laterales estén correctamente orientadas.
6.
Instale pernos prisioneros y tuercas en los agujeros para pernos pasantes de la brida debajo de las válvulas de las salidas laterales.
NOTA: El numeral 6 se debe realizar antes de bajar el carrete anterior, ya que no habrá espacio disponible para instalar pernos prisioneros una vez que se junten los carretes.
4.9
INSTALACION DEL CONJUNTO DE CONTROL DE POZO
Determinada la presión máxima esperada en superficie y con ello la capacidad y el arreglo del conjunto de preventoras y todos los equipos que componen el sistema de control del pozo con las especificaciones y recomendaciones dadas en el Capítulo VII de este manual, se procederá a la instalación del conjunto de control. Las siguientes guías pretenden obtener una operación rápida y segura: -
Elaborar un diagrama del conjunto de preventoras, incluyendo el múltiple del estrangulador (choke manifold), especificando el arreglo (ubicación de ariete ciego y de tubería), capacidad de presión y dimensiones de cada equipo.
-
Armar con anticipación la mayor cantidad de equipo posible, usar un anillo de sello de presión (ring gasket) NUEVO y adecuado a la cabeza de pozo que se va a instalar. Error! Bookmark not defined.TIPO DE BRIDA A.P.I.
TIPO DE ANILLO A UTILIZAR
6B
R ó RX
6BX
BX
-
Colocar pernos en todos los huecos, de las especificaciones recomendadas, y aplicarles el torque adecuado.
-
Amarrar el conjunto de preventoras utilizando guayas y abrazaderas (no utilizar cuerdas de cáñamo, nylon o cadenas), colgarlo de los brazos para el elevador y bajar lentamente con el fin de no golpear las bridas. "NO COLOCAR LAS MANOS SOBRE LAS BRIDAS (FLANCHES). MANIOBRAR POR LOS LADOS CON MANILAS"
-
Cuando se levanten las preventoras para colgar el revestimiento, colgarlas con guayas en la orejas de la subestructura para tal fin, asegurarse de que las abrazaderas y seguros (perros) queden fuertemente agarrados.
-
Orientar las preventoras de tal forma que no haya problemas con la subestructura y permita realizar las conexiones lo más rectas posibles.
-
Colocar y tensionar adecuadamente los tensores de las preventoras.
4.10 PRUEBA DE PREVENTORAS Y CONJUNTO DE VALVULAS Los procedimientos y formatos para la prueba del conjunto de preventoras y válvulas de control del pozo, se presentan en el Capítulo VII de este manual. Una recomendación que siempre es necesaria es: "ASEGURARSE COMPLETAMENTE DE QUE EL POZO NO FLUYE, ANTES DE REMOVER LAS PREVENTORAS" Las pruebas deben realizarlas personal entrenado, el cual tomará todas las precauciones necesarias para evitar accidentes, ya que se manejarán altas presiones. Revisar que todo el equipo de prueba esté disponible y en buen estado.
4.11 PRUEBA DE REVESTIMIENTO La tubería de revestimiento se prueba para determinar la existencia de alguna fisura a lo largo de la sarta. La Figura 4.1 muestra un ejemplo típico de prueba de revestimiento. Las Figuras 4.1a y 4.1b sirven de ayuda para determinar el volumen requerido para la prueba. NO SOBREPASAR la presión revestimiento, la cual se entre la resistencia al estallido presión máxima permitida para
máxima permitida para la prueba del determina escogiendo la mínima del revestimiento más débil y la no fracturar el cemento.
FIGURA 4.1 PRUEBA DE REVESTIMIENTO
FIGURA 4.1a
Ejemplo: Si para una presión de prueba a 8000' en rev. de 13 3/8" requiere 4.8 Bls con lodo de 9.0 lpg para obtener 1000 lppc en superficie, para un lodo de 14.3 lpg se requerirán 0.6*4.8 Bls, o sea: 2.9 Bls. De acuerdo a esto, la presión de prueba en superficie será: Donde: Pp: Pm: DL: Pcf:
Pp Presión de prueba, lppc Presión mínima, lppc Densidad del lodo, lpg Profundidad del collar flotador, pies
FIGURA 4.1b CORRECCION DE VOLUMEN REQUERIDO POR PESO DE LODO
= ( P m )* 0.8 - (0.052 * DL * Pcf )
Ec. 4.5
La prueba de revestimiento se realiza después de probar las preventoras y antes de perforar el equipo de flotación. Procedimiento de Prueba -
Bajar con broca aplicando el torque recomendado a las botellas y a la tubería de perforación.
-
Limpiar con lodo el cemento hasta el collar y circular hasta homogenizarlo.
-
Conectar las líneas del camión cementador a la tubería parada (stand pipe), cerrar la válvula inferior del vástago de perforación y probar líneas de superficie con 500 lppc por encima de la presión de prueba.
-
Abrir la válvula del vástago y cerrar el preventor anular, BOMBEAR A CAUDAL CONSTANTE (1/4 - 1/2 Bls/min.) hasta alcanzar la presión de prueba, registrando la presión por cada 1/2 barril bombeado acumulado y graficar el volumen acumulado contra la presión en superficie.
-
Parar la bomba y observar la presión de prueba durante "10 MINUTOS". NO DEBE VARIAR.
-
Liberar la presión y medir el retorno del fluido (Back flow), el cual debe ser igual a la cantidad de fluido bombeado.
-
Si el revestimiento no mantiene la presión de prueba, se debe revisar el equipo de superficie por posibles fugas de fluido.
-
Repetir la prueba. Si persiste la declinación de presión, consultar con el coordinador de operaciones para tomar los correctivos que sean necesarios.
4.12 PRUEBAS DE PRESION SOBRE LA FORMACION Para el manejo de presiones con seguridad, es fundamental conocer la máxima presión que resiste el pozo (fractura) o hasta cual presión puede llegar por haberla impuesto antes (integridad). Las presiones de referencia que se tengan de otros pozos son de mucha utilidad y no sustituyen las pruebas en cada pozo, puesto que las formaciones no son homogéneas. La ecuación usada para calcular el peso de lodo equivalente (el máximo que se puede permitir) a la presión de fuga o de integridad es la siguiente:
Deq = D L +
( P LOT o Pinteg ) (0.052 * Prof . )
Donde: Deq: PLOT: Pinteg: DL:
Densidad de lodo equivalente para fuga o integridad, lpg Presión máxima obtenida en superficie durante la prueba de fuga, lppc Presión de integridad impuesta en superficie durante la prueba, lppc Densidad del fluido de prueba, lpg
Ec. 4.6
Prof
:
Profundidad de prueba, pies
4.12.1 PRUEBA DE FUGA (LEAK-OFF TEST) Una vez que se ha cementado el revestimiento de superficie y se ha instalado y probado el equipo de control de pozo, se procede a realizar la prueba de fugas. Los objetivos de la prueba son: -
Determinar la presión de fuga.
-
Verificar que la resistencia del cemento y la formación adyacente al zapato del revestimiento, sea suficiente para soportar las presiones generadas por la densidad de lodo y los amagos en la siguiente sección de hueco.
4.12.2 PROCEDIMIENTO DE PRUEBA El procedimiento para ejecutar la prueba es el siguiente: -
Perforar el equipo de flotación y 15 pies de formación. Ubicar la broca a 2 pies del fondo. Circular observando los cortes en la rumba para comprobar que el pozo está limpio.
-
Levantar el vástago de perforación y situarse a la profundidad del zapato de revestimiento, para evitar una pega diferencial mientras se ejecuta la prueba.
-
Conectar las líneas del camión cementador a la tubería parada (stand pipe), cerrar la válvula inferior del vástago de perforación y probar líneas de superficie con 500 lppc, por encima de la presión máxima ESPERADA. Dicha presión puede ser aproximada por datos de pozos vecinos o con los modelos para determinar presión de fractura de la formación. "LA BOMBA DE PRUEBA DEBE SER DE BAJO CAUDAL Y ALTA PRESION"
-
Instalar y verificar el funcionamiento de la carta registradora de presión y volumen de la unidad de cementación y un manómetro de escala adecuada y alta respuesta.
-
Abrir la válvula del vástago y cerrar el preventor anular, BOMBEAR A CAUDAL CONSTANTE (1/4 a 1 Bls/min.), registrando la presión por cada 1/2 barril bombeado y acumulando. Observar atentamente la presión para detectar el punto donde se mantiene constante con el aumento de volumen, tomar dos puntos más (pueden alcanzarse con mínimo volumen bombeado incluso menos de 1/4 de bbl) y parar el bombeo y registrar la tasa de declinación (lppc por tiempo). Graficar el volumen acumulado contra presión en superficie; en el punto donde comienza a desviarse del comportamiento lineal se denomina presión de fuga (Leak-off) y se interpreta como la presión a la cual la formación comienza a ceder y por consiguiente a tomar fluido. Ejemplos de pruebas se muestran en las Figuras 4.2 y 4.2a.
FIGURA 4.2 PRUEBA DE FUGA (Arenas Expuestas)
NUNCA EXCEDER LA MAXIMA PRESION PERMITIDA POR EL EQUIPO DE CABEZA DEL POZO O LA RESISTENCIA AL ESTALLIDO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO. -
Al detectar el punto de cedencia de la formación, bombear más lentamente lo necesario para comprobar el punto, si se excede la presión se producirá una fractura.
FIGURA 4.2a PRUEBA DE FUGA CON VARIAS ARENAS EXPUESTAS
4.12.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE PRUEBA DE REFERENCIA La presión de fuga (de superficie), PLOT, se puede anticipar aproximadamente suponiendo o conociendo una presión de fractura o de fuga de un pozo anterior:
P LOT = P F - (0.052 * D L * Prof) + ∆ P f
Ec. 4.7
Presión calculada en superficie para prueba de fuga, lppc PLOT: PF: Presión en el fondo de fuga o de fractura (la disponible), lppc DL: Densidad del fluido de prueba, lpg Prof: Profundidad de prueba, pies DeltaPf: Pérdidas de presión por fricción (entre el manómetro y la formación). Considerando que esta prueba se realiza a caudales bajos, el término Pf puede ser despreciado. Sin embargo, Chenevert, M.E. recomienda: "Utilizar la presión requerida para romper la resistencia al gel inicial, como el valor de pérdidas de presión por fricción, después de mantener el pozo estático por 10 minutos e iniciando la circulación al caudal con que se va a realizar la prueba". La ecuación que se aplica para calcular dicha presión es:
Pf =
τ g * Lt 300 Di
Ec. 4.8
Donde: tg: Lp: Di:
Resistencia al gel a los 10 minutos, lbf/100 pie Longitud del tramo de tubería, pies Diámetro interno del tramo de tubería, pulg
4.12.4 PRUEBAS DE INTEGRIDAD EN EL ZAPATO Esta prueba es similar a la de fuga, pero se programa para obtener un valor de presión equivalente en peso de lodo, el cual la formación podrá soportar sin fracturarse; se toma una densidad predeterminada normalmente con suficiente margen (3-4 lb/gal) sobre el máximo programado para la siguiente sección a perforar y que sea inferior al punto de fuga. Por lo tanto la presión de prueba en superficie será:
P integ = (0.052 * P rof . )( D eq - D L ) + ∆ Ρ f
Ec. 4.9
Donde: Presión de superficie para la prueba de integridad, lppc Pinteg: Profundidad de prueba, pies Prof.: Densidad equivalente de lodo de prueba (integridad), lb/gal Deq: Densidad de lodo durante la prueba, lb/gal DL: Delta Pf:Pérdidas por fricción desde el manómetro hasta la profundidad de prueba, lppc El procedimiento se realiza similarmente al que se ejecuta para la prueba de fuga, pero a diferencia de ella, al llegar a la presión de integridad, parar y esperar durante diez (10) minutos y observar la caída de presión, (debe haber una caída pequeña inicial y luego permanecer constante). La Figura 4.3 muestra un ejemplo de esta prueba. Es conveniente realizar una prueba de fuga tan pronto se perfora la primera arena, con la broca dentro del zapato.
FIGURA 4.3 GRAFICA DE UNA PRUEBA DE INTEGRIDAD EN EL ZAPATO (Sin Arenas Expuestas)
4.13 PERFORACION DE CEMENTO Y EQUIPO DE FLOTACION Son las operaciones que se realizan para limpiar el cemento que hay dentro del revestimiento y del equipo de flotación. Aunque en el capítulo de operaciones de pesca se dan las recomendaciones para ello, anotaremos algunas como: -
Cuando se baja la tubería, parar una parada (tres tubos) antes del tope teórico y bajar tubo por tubo (por sencillos) rotando y circulando.
-
SE RECOMIENDA PERFORAR EL CEMENTO CON LODO pretratado con bicarbonato de sodio. Usar agua aumenta el volumen de desechos a tratar (agua contaminada con cemento), requiere gran cantidad de agua y colocar un galonaje bien alto para compensar su falta de arrastre.
-
Alistar las canales en superficie para aislar el lodo contaminado o el agua del sistema y pasarlo a la piscina de desperdicios donde se tratará. Colocar el equipo de control de sólidos para retirar la mayor cantidad de partículas de cemento.
-
Bajar canasta y pescar, hay pedazos de cemento muy grandes que no salen fácilmente.
-
Usar una broca adecuada al tipo de equipo a moler, es conveniente bombear baches viscosos para mejorar la limpieza. Bajar canasta y pescar.
-
El torque a las condiciones iniciales es la mejor medida de referencia para evaluar cualquier inconveniente. Marcar el vástago de perforación pie a pie para observar el avance.
-
Iniciar la perforación con cuidado (bajo peso y rotación), para no romper o soltar las juntas de revestimiento del fondo.
EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS DEPARTAMENTO DE PERFORACION - HOJA DE TRABAJO PARA LA CORRIDA Y CEMENTACION DE LINER Nombre del pozo: Fecha:
_____________________ _____________________
1.
Acondicionar hueco antes de la bajada de revestimiento. Tomar registro de temperatura si es desconocido. Chequear diámetro interno de la tubería con el calibrador apropiado. En el viaje de salida medir y separar la tubería necesaria para bajar el liner al hueco.
2.
Bajar -___________- pies de liner de -__________- ", -________- lb/pie, -________-, -____________- " (DI), con zapato flotador y collar flotador espaciados -_____- juntas. El collar de asentamiento (landing collar) va conectado -_____- juntas por encima del collar flotador. El volumen entre el zapato y el collar de asentamiento es de -_____- barriles. La soldadura líquida deberá ser adicionada en las conexiones de los equipos de flotación y en las primeras cinco (5) juntas. Al bajar las primeras cinco (5) juntas se deberá establecer circulación para probar el funcionamiento del equipo de flotación bajado.
3.
Llenar cada 200 pies del liner mientras se está corriendo si no se utiliza el equipo de llenado automático.
4.
Instalar el colgador del liner y la unidad de asentamiento. Llenar el espacio muerto entre las dos herramientas con bentonita para prevenir el asentamiento de sólidos en este espacio.
5.
Bajar el liner con tubería de perforación -______- pulg., -________-, -_____-, -_______- lb/pie, -_____-, con un máximo de -________- lbs de tensión. Bajar la tubería a una velocidad de -_____- minutos por junta de liner y -_____- minutos por parada de tubería en hueco abierto. Bajar los últimos dos (2) tubos con circulación y la cabeza de cementación instalada.
6.
Circular fondos con -______- bpm para alcanzar -______- pies/min de velocidad anular (similar al obtenido durante la perforación), y/o hasta establecer limpieza completa del hueco. Parar circulación y colgar el liner al menos cinco (5) pies por encima del fondo y al liberarlo mantener unas 10.000 libras de peso sobre el liner como control.
7.
Cementar el liner.
8.
Si durante la operación de cementación se presentan presiones tan altas que imposibilitan el bombeo, debido a taponamientos en el anular hueco abierto, bombear por el anular tubería de perforación - liner hasta un máximo de -________- lppc para tratar de remover la obstrucción. Mantener el cuidado de no fracturar la formación o colapsar el revestimiento, de acuerdo con los datos de la prueba de integridad -________- lb/gal, equivalentes. En caso de no obtenerse ningún resultado, sacar el liner del hueco hasta un punto donde se pueda tratar de obtener circulación en reversa, para desalojar el cemento remanente en la tubería de perforación.
9.
Cuando se esté próximo a alcanzar con el tapón desplazador de la tubería de perforación (pump down plug), en un volumen de -______barriles el tapón de desplazamiento del liner (wiper plug), se deberá reducir la rata de bombeo. Se debe observar cuidadosamente el incremento de presión al llegar al tapón, para confrontar el volumen de desplazamiento real contra el calculado. Efectuar recálculos y continuar desplazando un volumen de -________- bbls a una rata de -________- bpm, hasta alcanzar el collar de asentamiento. Si no se observa un incremento de presión a medida que se está llegando al collar, sobredesplazar un máximo de -______- barriles, equivalentes al volumen calculado más el 70% del volumen de las juntas bajo el collar.
10.
Saque de 8 a 10 paradas por encima del tope de cemento calculado. Si se observa retorno de fluido de perforación por la tubería, presione la tubería con -_______- lppc, libere la presión y chequee las válvulas flotadoras.
11.
Sacar tubería del hueco.
12.
Esperar por el fragüe de cemento un mínimo de -________- horas.
13.
Bajar con broca de -______- pulgadas para chequear el tope del liner. Limpie el cemento y pruebe el tope con -______- lppc.
14.
Bajar con broca de -_______- pulgadas para perforar el tope del liner y el cemento presente. Chequee la profundidad del collar y circule el fluido de perforación por el fluido de completamiento.
COMENTARIOS: ______________________________________________________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS DEPARTAMENTO DE PERFORACION Nombre del pozo: Fecha:
_____________________ _____________________
TIPO REVESTIMIENTO (LINER) ____________________ No. JUNTAS ____________________ FONDO (ZAPATO) _________ pies TOPE LINER __________ pies L. COLLAR __________ pies
TORQUE ____________________ TUBERIA DE PERFORACION: Error! Bookmark not defined.TAMAÑO
PESO
GRADO
JUNTAS
LONGITUD
R. TENSION ____________________ lbs TOPE ____________________ FONDO ____________________ FLUIDO DE PERFORACION: TIPO ________________________ DENSIDAD ____________________ CEDENCIA ____________________ PLASTICA ____________________ CONDICIONES DEL HUECO: TAMAÑO ____________________ PROFUNDIDAD ____________________ DESVIACION AL TOPE DEL LINER ____________________ DESCRIPCION DEL LINER ______________________________________________________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________________________________________________ ___________________ HERRAMIENTAS ADICIONALES (Centralizadores) ______________________________________________________________________________________________________________________ ____________________________________________________ PROCEDIMIENTOS DE BAJADA: VELOCIDAD ____________________ min/tubo CIRCULANDO _________________________________________________________________________ TUBOS A BAJAR ______________________________________________________________________ MAX. PRESION AL CIRCULAR ____________________ lppc OPERACIONES EN FONDO: GALONAJE CIRC. __________________ GPM MOVIMIENTO DE TUBERIA __________________ TIEMPO ESTIMADO _________________ Hrs. GAS O BURBUJA ____________________________ PROBLEMAS _________________________________________________________________________ OPERACIONES DE CEMENTACION: 3
TIPO __________ CANTIDAD __________ Sx VOLUMEN __________ Pie VOLUMEN DE DESPLAZAMIENTO
TUBERIA PERFORACION _________________ Bbls. LINER _________________ Bbls. DESPLAZAMIENTO HASTA EL WIPER PLUG __________________ Bbls. PERDIDAS CIRCULACION _________________ CORTE DE GAS _________________ PROBLEMAS ______________________________________________________________________________________________________________________ ____________________________________________________ OPERACION DE ROTACION: 1.
Para iniciar rotación no exceder el máximo torque de -_____________- pie-libra.
2.
Con el liner en fondo, circular -________-. Torque de inicio -__________- pie-libra, continuando con -_________- RPM a un máximo de -_________- pie-libra.
3.
Colgar el liner, soltar la herramienta y chequear la pérdida de peso equivalente al liner dejado.
Rotar la tubería de perforación hasta -_________- RPM, comenzando con un torque de -_________- y un -_________- máximo de -_________- RPM y -_________- pie-libra. 4.
Una vez colgado el liner y liberada la herramienta de asentamiento, comenzar la operación de cementación rotando el liner y la tubería de perforación @ -______- RPM, con un torque para comenzar de -_________- pie-libra y un máximo torque rotando de -_________- pie-libra. Registre los torques dados a intervalos de -________- minutos y cuando el cemento salga al anular, cada -_________- minutos.
5.
Peso sobre la balinera -__________________-, Horas de rotación -_______________-
6.
Comentarios _______________________________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________
5
CAPITULO V. FLUIDO DE PERFORACION
INTRODUCCION Es el fluido que se circula dentro del pozo durante la perforación con el fin de suplir varias funciones, tan importantes en el desarrollo de la operación que puede compararse con el sistema circulatorio humano. Significa que la perforación e incluso la producción del pozo dependen en un alto porcentaje del fluido usado, ya sea por su composición intrínseca o por la información que transporta.
5.1
FUNCIONES DEL FLUIDO (LODO) DE PERFORACION
Las principales funciones que cumple el lodo de perforación son: -
Remover los cortes del fondo del hueco: Esta función consiste en transportar los cortes hasta la superficie, impulsados por la VELOCIDAD que lleva el fluido en el anular. Para cumplir con este trabajo efectivamente, deben involucrarse otras características como: LA VISCOSIDAD PLASTICA (VP), que es la propiedad que permite transmitir la velocidad por efecto mecánico de fricción entre las capas del fluido; EL PUNTO CEDENTE (YP), es el soporte suministrado por la interacción química de las partículas en el lodo en movimiento, que suspende los sólidos de tal forma que puedan ser fácilmente arrastrados; LA DENSIDAD (DL), se refiere a la masa que proporciona el peso del fluido y le da la fortaleza al golpe contra partículas sólidas o líquidas.
-
Transmitir la hidráulica al fondo y limpiar el hueco: Por ser un fluido dinámico, sirve como medio para transmitir la hidráulica al fondo del pozo, con el objeto de arrancar o despegar los cortes que en combinación con las propiedades anteriores y una TASA DE BOMBEO ADECUADA, logra sacarlos de debajo de la broca, permitiendo que en cada vuelta la broca penetre sobre formación virgen, logrando de esta forma avanzar rápidamente.
-
Mantener los cortes y agentes pesantes en suspensión cuando se detiene la circulación: Es la propiedad controlada por EL GEL y debida a la interacción de las partículas químicamente activas en el lodo estáticamente. En el momento en que la circulación se detiene, la capacidad gelificante del lodo atrapa todas las partículas sólidas y las mantiene suspendidas, evitando que caigan y formen puentes, lechos, etc.
-
Controlar presiones y estabilidad mecánica de la formación: El control es debido al efecto físico de la densidad del fluido, el cual ejercerá una presión en un punto, proporcional a la altura vertical de la columna sobre ese punto. Cualquier fluido contenido en la formación deberá vencer esa presión para poder entrar al pozo. De la misma forma, al mantener todos los puntos del hueco sometidos a una presión continua, evita que se colapsen y caigan al pozo.
-
Reducir al mínimo los efectos adversos en las formaciones que bordean el pozo: Esta función del lodo se concentra en sus propiedades tanto químicas como físicas que puedan estimular las arcillas hinchándolas o deshidratándolas, taponar o invadir la formación productora, etc.
-
Reducir o eliminar el riesgo de contaminación ambiental: Debemos ser conscientes de que el cuidado del medio ambiente es función de todos, por ello es prioritario utilizar los lodos que sean más compatibles con el medio ambiente y mantener el control total de su manejo en superficie.
-
Hay otras funciones no menos importantes como: Lubricar y enfriar la sarta de perforación, cubrir el hueco con una capa de baja permeabilidad, soportar parte del peso de la sarta y revestimiento de perforación, suministrar información sobre lo que ocurre en el fondo del pozo y sobre las formaciones atravesadas, transmitir la información enviada por herramientas de perforación de fondo, etc.
Lo importante de todo lo anterior es sacar el mejor provecho de las funciones del fluido, mediante el manejo y control de sus propiedades físicoquímicas y el análisis e interpretación de la información por él suministrada. Para ello existen pruebas y análisis estandarizados que debe realizar continuamente la persona encargada del fluido, tendientes a conocer su estado, hacer los diagnósticos y tratamientos. Para aprovechar todos los beneficios que nos pueda brindar un fluido de perforación, debemos ser muy cuidadosos en la selección tanto de él como de los equipos en los cuales va a trabajar como son: bombas de lodo, tanques de almacenamiento, equipo de control de sólidos y equipo de pruebas. Además, es esencial un completo, veraz, objetivo y oportuno reporte del sistema.
Una vez seleccionados los equipos hay que MANTENERLOS EN PERFECTO ESTADO durante toda la perforación, para que puedan cumplir con su objetivo EFICIENTE Y EFICAZMENTE. "Así como el INGENIERO DE LODOS se encarga de manejar exclusivamente el fluido, debe haber una persona EXCLUSIVAMENTE dedicada a los equipos de control de sólidos y de esta forma capitalizar los beneficios del sistema". La habilidad del ingeniero para preparar y mantener el fluido de perforación es otro punto clave en el éxito del sistema, aquí juega un papel importante la experiencia y el conocimiento que en la materia posea. La mayoría de libros sobre fluidos de perforación, (generalmente escritos por las compañías que venden los productos para fabricarlos), proporcionan muy buena información sobre como preparar el fluido, la función de cada aditivo, el manejo de contaminaciones y en general el cálculo de volúmenes, velocidades, tiempos y caudales de circulación, los procedimientos de prueba, etc., por lo tanto aquí no se tocarán estos aspectos y se pasará directamente a la selección del sistema y las recomendaciones principales para su manejo.
5.2
CLASIFICACION BASICA DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS
La descripción de un sistema normalmente es definida por el producto de la compañía dirigido a controlar los efectos adversos de la formación, pero aquí se tratará de generalizar de tal forma que refleje la práctica y terminología común en la industria, con descripciones adoptadas por el API y el IADC. Se definen nueve de los diferentes sistemas de lodos, los siete primeros base agua y el octavo base aceite. La categoría final está de acuerdo con el medio básico de circulación; aire, vapor, espuma o gas.
5.2.1
SISTEMA NO DISPERSO
Lo componen los lodos de iniciación de perforación, lodos naturales y otros sistemas ligeramente tratados, usados generalmente en pozos someros o en perforación en secciones superiores del pozo (superficie, conductor).
5.2.2
SISTEMA DISPERSO
A grandes profundidades o donde las condiciones del pozo pueden ser problemáticas, se usan con frecuencia los lodos dispersos con lignosulfonatos u otros productos, los cuales son efectivos defloculantes y reductores de filtrado. También se adicionan otros materiales tales como lignitos solubles y químicos especializados con el fin de ajustar o mantener propiedades específicas del lodo.
5.2.3
SISTEMA TRATADO CON CALCIO
Los cationes divalentes tales como el calcio y el magnesio, cuando se adicionan al lodo, inhiben el hinchamiento de formaciones de arcillas y lutitas; por esto los lodos con altos niveles de calcio soluble se utilizan para controlar el deslizamiento de las lutitas, la ampliación del hueco o prevenir daños en la formación. La cal hidratada, el yeso (sulfato de calcio) y el cloruro de calcio generalmente son utilizados como ingredientes en estos sistemas de calcio. El sistema yeso usualmente tiene un pH de 9.5 hasta 10.5 y una concentración excesiva de yeso de 2 a 4 libras por barril (600 a 1200 mg/l de calcio); los sistemas de cal tienen ya sea una concentración en exceso de cal de 1 a 2 libras por barril y un pH de 11.5 hasta 12 para un sistema que se clasifica como bajo de cal, o una concentración de exceso de cal que va desde los 5 hasta las 15 libras por barril para un sistema que se clasifica como de contenido alto de cal. Se agregan productos especializados para controlar las propiedades individuales del lodo.
5.2.4
SISTEMA CON POLÍMEROS
Los lodos que incorporan químicos de cadena larga y alto peso molecular, efectivos en la floculación, para incrementar la viscosidad, reducir la pérdida de filtrado y estabilización de la formación. Varios tipos de polímeros están disponibles para este fin, incluyendo los extendedores de bentonita, cuya propiedad es la de dar solubilidades ácidas más altas que la bentonita, y de esta manera reducir la cantidad de arcilla que se necesita para mantener la viscosidad. Los biopolímeros y los polímeros de unión cruzada también se usan y dan propiedades adecuadas tipo corteadelgazamiento, cuando se usan en concentraciones bajas.
5.2.5
SISTEMA BAJO EN SÓLIDOS
Aquí están incluidos los sistemas en los cuales el volumen y el tipo de sólidos se controla. Los sólidos totales no deben variar más allá de aproximadamente un 6 a un 10% por volumen. Los sólidos de arcilla deben mostrar aproximadamente un 3%, o menos, y deben mantener una relación de sólidos perforados a bentonita menor que 2:1. La gran ventaja de los sistemas bajos de sólidos es que mejoran significativamente la tasa de penetración.
5.2.6
SISTEMA SATURADO DE SAL
Se incluyen varias categorías de lodos en esta clasificación. Los sistemas salinos saturados: tienen una concentración ión cloruro de aproximadamente 189.000 ppm. Los sistemas de agua salada: tienen un contenido de cloruro que varía entre los 6 y los 189.000 ppm. Los sistemas de nivel bajo que generalmente son conocidos como sistemas de agua de mar o agua salina. Se preparan con agua fresca o de mar y cloruro de sodio u otras sales como el cloruro de potasio que se utiliza como inhibidor y se agregan hasta llegar a los resultados deseados. Algunos productos especiales tales como la atapulgita, CMC o el almidón son aditivos para mantener la viscosidad y las propiedades necesarias del lodo. Uno muy usado es el potásico para perforar en áreas de lutitas extremadamente inestables, su principal característica es la propiedad de inhibirlas. La cantidad de potasio (cloruro de potasio) requerida depende de la cantidad y tipo de arcillas reactivas a perforar y se determina con procedimientos estándar establecidos para ello. El MBT suministra la información básica para estos cálculos. Acepta la adición de gilsonita para el control de la inestabilidad mecánica de lutitas por microfracturas normalmente presentes en ellas.
5.2.7
SISTEMAS DE REACONDICIONAMIENTO (WORKOVER)
Los fluidos de completamiento o de reacondicionamiento son sistemas especializados, con un diseño adecuado para minimizar los daños a la formación, compatibles con tratamientos ácidos u operaciones de fracturamiento, con capacidad para inhibir el hinchamiento de las arcillas que reducen la permeabilidad en la formación. Dichos sistemas constan de lodos altamente tratados (fluidos de empaquetamiento), salmueras o mezclas de sal filtradas y limpiadas especialmente.
5.2.8
SISTEMA DE LODOS BASE ACEITE
Los fluidos base aceite se utilizan para una variedad de aplicaciones tales como pozos con altas temperaturas, pozos profundos, pozos en los cuales la estabilidad del hueco y las pegas se han constituido en un problema y otros tantos. Se dividen en dos tipos: Los lodos de emulsión invertida, que son fluidos de mezcla de agua en aceite y que contienen agua como la fase dispersa y aceite como la fase continua. Estos pueden contener hasta un 50% de agua en la fase líquida. Los emulsificantes (que comúnmente son ácidos grasos y derivados de las aminas), como jabones de peso molecular alto y las concentraciones de agua varían con el fin de controlar la reología y la estabilidad eléctrica. Lodos de aceite o lodos con base aceite, que por lo general se fabrican utilizando una mezcla de: asfaltos oxidados, ácidos orgánicos, alcalinos, otros agentes y ACPM. Al ajustar la concentración de jabones alcalinos y ácidos con diesel, se mantienen las propiedades de viscosidad y de gelificación.
5.2.9
SISTEMA DE AIRE, GAS, VAPOR O ESPUMA
Se incluyen cuatro operaciones básicas en la categoría especializada, de acuerdo a la IADC. Estos incluyen: (1) Perforación con aire seco, cuyo objetivo es inyectar aire seco o gas en el hueco a tasas capaces de alcanzar velocidades anulares que remuevan los cortes; (2) la perforación con fluido atomizado o vapor consiste en la inyección de un agente espumante en la corriente de aire, que luego se mezcla con el agua producida para separar o levantar los cortes de perforación; (3) la utilización de espuma estable que usa detergentes químicos o polímeros o un generador de espuma para transportar los cortes en una corriente de aire de movimiento rápido; y (4) los fluidos aireados dependen del lodo que se mezcla con aire inyectado, esto reduce la presión hidrostática, para remover los sólidos perforados.
5.3
SELECCION DEL SISTEMA CIRCULATORIO
Como ya se mencionó, el sistema completo está compuesto por:
1. 2. 3.
El lodo. El equipo de control de sólidos. Las bombas, los tanques, equipo de superficie, sarta y boquillas.
De la selección del numeral tres se encarga la sección de hidráulica y equipo de perforación. Por lo tanto este capítulo se dedicará a la selección del fluido de perforación.
5.3.1
SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
Los objetivos que se buscan al seleccionar un fluido de perforación son: escoger aquel que permita la perforación rápida y segura del pozo, con los menores riesgos de contaminación y pérdida del pozo sin perder de vista la eficiencia en los costos. La selección de un fluido óptimo para un ambiente específico, puede considerar la utilización de dos o más tipos de fluidos para el mismo pozo. Los criterios principales que se deben evaluar en la selección de un fluido son: 1. Razones de seguridad. - Programa de Revestimiento. 2. Tipo de pozo. 3. Localización y logística. 4. Consideraciones de manejo y control ambiental. 5. Tipo de formaciones a perforar. -
Zonas de alta temperatura y presión.
-
Zonas de pérdida de circulación severas.
-
Control de inestabilidad de formaciones (inhibición de lutitas, arcillas, etc.).
-
Daño a formaciones productoras.
6. Trayectoria del pozo (ángulo de inclinación). 7. Aspecto económico.
5.3.1.1
Razones de Seguridad
Los factores a evaluar son: control de pozo, formación de hidratos de gas y control del sulfuro de hidrógeno (H2S). El fluido de perforación debe tener la densidad necesaria para controlar un amago de reventón. La velocidad y facilidad a la cual el fluido pueda aceptar material pesante, es un factor importante en situaciones críticas de control del pozo. (La facilidad consiste en la capacidad del fluido de aceptar peso manteniendo unas condiciones reológicas adecuadas). La formación de hidratos de gas, puede interferir mecánicamente en las operaciones de control de pozos profundos. La utilización de lodos salados o aditivos especiales son una alternativa para controlar dicho problema. Cuando la perforación prevea riesgos potenciales de zonas que contengan sulfuro de hidrógeno, se deben implantar condiciones de seguridad tendientes a eliminar los riesgos. Los lodos calados o base aceite son compatibles con este requerimiento. Programa de Revestimiento Puesto que el programa de revestimiento se basa principalmente en los cambios de litología, presión de formación o para aislar zonas débiles o problemáticas, los requerimientos del lodo de perforación también deben cambiar con esos mismos criterios. Lo más común es que las propiedades del lodo se cambien después de sentar un revestimiento y en algunos casos se cambia completamente el tipo de fluido para la siguiente sección.
5.3.1.2 5.3.1.2.1
Tipo de Pozo Pozo Exploratorio
El tipo de fluido para un pozo exploratorio debe ser flexible, de tal forma que pueda ser convertido rápida y fácilmente en otro sistema, debe permitir obtener la información geológica y de producción de la forma más original y segura posible.
5.3.1.2.2
Pozo de Desarrollo
Este tipo de pozo permite usar todas las técnicas de optimización. Pueden usarse lodos experimentales sobre litologías conocidas con el fin de encontrar aquel que ahorre tiempo y dinero. No significa que el fluido no deba ser cuidadosamente programado e implantado.
5.3.1.2.3
Pozos en Reacondicionamiento
La selección se hace con base en el menor daño a la formación productora. Bajo contenido de sólidos y con sales disueltas como agente pesante.
5.3.1.3
Localización y Logística
La situación geográfica del pozo, conduce a tener en cuenta la disponibilidad de materiales para el fluido de perforación seleccionado. En localizaciones remotas, sin vías de penetración, se requiere almacenar suficiente cantidad de materiales, incluyendo excesos para contingencias, hay que tener en cuenta las facilidades de transporte para hacer la recomendación final. La disponibilidad (fuente) y calidad de agua o aceite (según el caso) es importante en la recomendación; cuando hay necesidad de transportar el agua en carrotanques, hay que controlar la dilución y la descarga, por lo que el equipo de control de sólidos tiene que ser altamente eficiente y capacitado para la limpieza del lodo. En los límites de la costa o mar adentro, la alternativa más económica y lógica sería utilizar fluidos base agua salada. Adicional a esto, se deben tener presentes las regulaciones gubernamentales sobre control del medio ambiente, ya sea en tierra o costafuera. Los componentes de logística a considerar en la selección del fluido de perforación, incluye la distancia a la localización y los requisitos especiales de manejo y mezcla de ciertos tipos de fluidos.
5.3.1.4
Consideraciones de Manejo y Control Ambiental
Las restricciones gubernamentales han llevado a prohibir el uso de cierto tipo de fluidos en algunas áreas, considerando el efecto tóxico y contaminante sobre afluentes de agua y zonas agrícolas. La química del fluido y el desecho del mismo requieren evaluación antes y después de la perforación del pozo. Evaluar la posibilidad de usar los sistemas cerrados de lodos, en los cuales el agua es separada de la parte sólida y reutilizada en el sistema para preparación o dilución. Esto disminuye la cantidad de agua consumida, los vertimientos de lodo al ambiente, facilita la disposición de los residuos sólidos, reduce el volumen y la cantidad de las piscinas para desechos, etc., lo que a la postre se traduce en reducción de costos y mejoramiento ambiental.
5.3.1.5
Tipo de Formaciones a Perforar
El tipo de formación es determinante para la selección del lodo; en estos casos es importante recurrir a los resultados de la experiencia con lodos corridos anteriormente para el mismo tipo de formación. El disponer de una columna litológica y una descripción mineralógica del área, facilita la toma de decisión con respecto al sistema a usar, dependiendo de lo predominante en la sección (lutitas, arcillas, anhidrita, yeso, sal, arenisca, etc.), para evitar contaminaciones o poder manejarlas.
5.3.1.5.1
Zonas de Alta Temperatura y Presión
Los componentes del lodo empiezan a afectarse severamente cuando la temperatura del pozo sobrepasa los 250°F. La efectividad de los aditivos químicos se reduce, la gelificación y el incremento de pérdidas de filtrado son dos problemas graves que se presentan en los lodos base agua cargados con sólidos perforados.
Para casos críticos, existen aditivos formulados especialmente que permiten lograr estabilidad a temperaturas mayores de 400°F, pero es necesario hacer una evaluación económica del sistema. Los fluidos base aceite pueden ser una alternativa viable y a veces menos costosa en zonas de alta presión y temperatura.
5.3.1.5.2
Zonas de Pérdida de Circulación Severa
Aunque el tipo de lodo no tiene una influencia directa en las pérdidas de circulación, cuando ellas son un problema potencial, lo que debe manejarse con precaución son las propiedades del lodo en el pozo y la facilidad de aceptar materiales para pérdida de circulación. Si se tiene información anticipada sobre este problema, se aconseja la utilización de un fluido de formulación simple y económica. Cuando el problema es crítico, hay necesidad de balancear tapones de cemento o perforar sin retorno y revestir. En áreas con intervalos de presión subnormal, tiene mérito considerar la utilización de aire o espumas.
5.3.1.5.3
Control de Inestabilidad de Formaciones
La estabilización del pozo mientras se perforan formaciones inestables, es la función más compleja que debe cumplir el lodo. Además de que son numerosas, generalmente las causas de inestabilidad son diferentes en cada área. La estabilidad del hueco es principalmente afectada por tres factores externos: -
Abrasión mecánica, Producida por los viajes de la tubería (velocidad), la rotación de la broca, etc. Aumentar o mantener una buena lubricidad en el lodo ayuda a reducir los problemas causados por estos efectos.
-
Composición química del lodo. La composición química del filtrado debe ser formulada para causar el mínimo daño a las formaciones sensibles al agua.
-
Cantidad de tiempo que pasa el hueco destapado. El fluido debe ser diseñado para incrementar la tasa de penetración, de tal forma que la sección perforada pase el menor tiempo posible descubierta. El programa de revestimiento debe prever el tiempo que puede pasar una sección descubierta y presentar alternativas para casos críticos.
Hay que tratar de identificar con la mayor precisión, si la posible inestabilidad en las formaciones con intercalaciones de lutitas proviene de efectos químicos o mecánicos con el fin de formular la solución adecuada. El éxito de perforar a través de formaciones de lutitas problemáticas, requiere de la evaluación continua de los cortes durante la perforación. Hay seis pruebas útiles para esta evaluación: hinchamiento, dispersibilidad, capacidad de intercambio catiónico, capacidad de hidratación, contenido coloidal y tiempo de succión capilar. Las cuatro primeras son las más útiles. Al final del capítulo se hace una descripción de estas pruebas. Mortero y triturador, un set de mallas US estándar y agua de-ionizada son el equipo básico para las pruebas. El análisis mineralógico por difracción de rayos-x se usa para clasificar las lutitas de acuerdo con su contenido de arcilla primaria como: ilita, caolinita, clorita o montmorillonita. El personal de perforación debe clasificar los cortes de lutita dentro de: arcillas plásticas blandas, derrumbes o erosión, roca dura y fuerte, dura y frágil o deslizante, de acuerdo con el comportamiento durante la perforación. Las arcillas se hinchan por dos mecanismos: 1.
Hinchamiento cristalino: hidratación de la superficie.
2.
Hinchamiento osmótico.
Los problemas de inestabilidad del pozo son causados principalmente por esos dos mecanismos. Chenevert midió el hinchamiento lineal de las lutitas usando un "Traductor de medida de estiramiento". La dispersibilidad, es una estimación cuantitativa del grado de cohesión intergranular, la resistencia a las fuerzas de hidratación y la dispersión mecánica de los cortes de lutita. La experiencia de campo muestra que las lutitas se dispersan continuamente dentro del lodo, el efecto es un crecimiento excesivo de los finamente divididos sólidos de baja gravedad en el sistema, alterando severamente sus propiedades. El intercambio catiónico, es un fenómeno de las superficies cargadas de los minerales de arcilla. La reactividad de los minerales de arcilla depende de su capacidad de intercambio catiónico (CEC), que se mide en peso miliequivalente de los cationes intercambiados por 100 gr. de material. Algunos centros de investigación usan la Prueba de Azul de Metileno (MBT) para determinar la bentonita comercial contenida en el lodo y establecer el tipo de minerales de las lutitas y estimar su reactividad. La capacidad de la arcilla comercial para incrementar la viscosidad en términos de su capacidad de hidratación, se llama rendimiento y está definida como: El número de barriles de 15 centipoise que se pueden obtener con una tonelada (2000 Lb) de arcilla seca. (Aprox. 100 Bl.).
Se han desarrollado y usado exitosamente fluidos basado en sales disueltas (KCl) y polímeros de cadenas largas solubles en agua, para reducir los problemas de hinchamiento de arcillas y reducción de la dispersión. Los lodos base aceite disminuyen los problemas con las lutitas, teniendo en cuenta que el peso de lodo sea el adecuado y la salinidad de la fase acuosa interna esté de acuerdo con (iguale o exceda) la salinidad del agua de los espacios porosos, para evitar la transferencia osmótica de iones. Los efectos mecánicos que causan derrumbes de lutitas, pueden ser prevenidos y controlados mediante la adición de materiales asfálticos (gilsonita), que sellan las microfracturas. Evitar el flujo turbulento y mantener un apropiado peso de lodo, también contribuyen a la prevención de estos efectos. El procedimiento normal en operaciones de perforación es "APLICAR EL CONOCIMIENTO GANADO EN POZOS SIMILARES PERFORADOS".
5.3.1.5.4
Daño a las Formaciones Productoras
De acuerdo con la información disponible sobre el tipo de formación, tipos de fluidos, etc., en la zona de interés, debe diseñarse el lodo de perforación que evite o minimice su daño. Deben correrse pruebas para determinar el daño (reducción de permeabilidad, taponamiento, invasión, formación de mezclas o compuestos taponantes, etc.), con diferentes fluidos de perforación y los corazones o muestras disponibles de la formación, para determinar el más compatible con ella.
5.3.1.6
Trayectoria del Pozo
Los pozos diseñados para perforarse en forma horizontal o direccional, requieren de la evaluación de los siguientes parámetros para seleccionar el fluido de perforación adecuado: -
Viscosidad alta a bajas ratas de corte con un mínimo incremento en la viscosidad plástica (VP) y punto de cedencia (PC).
-
Densidad suficiente para controlar las presiones de formación y soportar las paredes del hueco, de acuerdo a la profundidad vertical y prevenir la fractura de la formación.
-
Los análisis de laboratorio y la experiencia han mostrado que el hueco es más susceptible a colapsar a medida que la profundidad y el ángulo de inclinación aumenta. De igual manera, se ha demostrado que el gradiente de fractura disminuye a medida que el ángulo de inclinación aumenta. De estas dos afirmaciones se concluye que el rango de trabajo del peso de lodo para lograr la estabilidad del hueco en pozos con alto grado de desviación, se presenta bastante limitado.
-
La limpieza del hueco es función de la viscosidad, la capacidad de gelificación, la velocidad anular y el peso de lodo. En todo tipo de pozo se han determinado tres zonas bien diferenciadas de necesidad de limpieza: 0°-45°; 45°-55°; 55°-90°, la evaluación de esta información y la geometría del hueco, conducirá a la selección del fluido adecuado.
-
En zonas de alta permeabilidad en pozos desviados, es fundamental el control del filtrado para reducir el riesgo de provocar una pega diferencial cuando se trabaja con pesos de lodo demasiado altos.
-
La lubricidad en el sistema de fluidos de perforación para pozos desviados reduce los problemas de torque y arrastre que se presentan en este tipo de operaciones.
5.3.1.7
Aspecto Económico
La evaluación económica del sistema de fluido de perforación debe incluir los siguientes aspectos: -
Costo de preparación, (materiales y transporte).
-
Costo de mantenimiento, (materiales y transporte).
-
Costo de los equipos de control de sólidos rentados.
-
Costo de equipos adicionales de mezcla.
-
Costo de la ingeniería de lodos.
-
Costo del tratamiento para recirculación del fluido y de desechos.
La interventoría y control de los parámetros anteriores, debe ir acompañado de un programa de control de calidad de los productos ofrecidos por las compañías de servicios de lodos. La utilización de materiales de baja calidad produce un fluido de baja calidad, el cual puede ser responsable de costos adicionales de operación, de condiciones diferentes de hueco, dificultad en alcanzar y mantener las propiedades requeridas, mala limpieza y tasas de penetración bajas. La norma API, SPEC 13A , "SPECIFICATION FOR DRILLING FLUID MATERIALS", contiene las especificaciones que deben cumplir los materiales usados en la preparación de fluidos de perforación. Los fluidos de perforación deben ser evaluados sobre la base Costo/Beneficio. Los siguiente parámetros sirven para evaluar los costos del fluido de perforación. El costo por barril, se refiere a productos, aditivos y mano de obra, utilizados en la preparación de un barril del fluido. Nos da una idea sobre la eficiencia del equipo de control de sólidos, de la calidad de los materiales, etc. El costo del fluido por pie, da una idea del comportamiento y eficiencia del fluido con respecto a la tasa de penetración. Involucra los costos del sistema mientras se solucionan problemas operacionales, efecto negativo que el fluido puede causar en la perforación o condiciones del pozo. La eficiencia en el diseño del sistema se refleja en el costo del fluido por pie, particularmente cuando se están evaluando los resultados de un tipo de fluido similar de varios pozos en una misma área. El costo total del pozo por pie, relacionado el costo del tiempo de perforación y el del tiempo perdido debido a problemas en el pozo. Esto es un indicativo de la eficacia del fluido específico seleccionado.
5.4
GUIAS PRACTICAS PARA LA SELECCION DEL FLUIDO
Es fácil usar el mismo lodo de perforación que ha sido usado en los últimos pozos, quizás porque se ha desempeñado adecuadamente y hubo pocos problemas aunque el costo parezca muy alto. Puede ser que se piense en un nuevo lodo o modificar el usual para un próximo pozo. Hay esfuerzos en mejorar el desempeño del lodo y los costos de perforación. Para minimizar el riesgo de un cambio, debe hacerse un trabajo de selección apropiado. Estas guías pretenden facilitar el procedimiento de selección del fluido de perforación cubriendo todos los factores requeridos y de forma sistemática. "ES DIFICIL CAMBIAR PERO PUEDE DAR MUY BUENOS RESULTADOS". Para cualquier tipo de selección debemos mirar todas las opciones y sopesar Realidad Vs. Deseos. A menudo vemos una GRAN RAZON por la cual nosotros escogemos determinada vía, esta gran razón se sobrepone a otras razones menores y a nuestros deseos. Se debe encontrar esa GRAN RAZON entre las otras y respetarla. Asegurarse de haber revisado todos los factores y que la información de las historias de pozos perforados es basada en hechos. A alguien puede no gustarle un tipo de lodo y decir que no sirve porque no trabajó en tal año (p.e. 1970), en tal pozo. Eso no aplica para esta selección, porque hay que recordar que los sistemas actuales de control de sólidos hacen funcionales lodos que antes no lo eran. Todo tipo de lodo debe tener su debida consideración. Pero siempre hay que hacer la LISTA DE CHEQUEO FINAL. En el último análisis se deben considerar los aspectos técnicos, económicos y políticos. 1.
Inicie por recolectar toda la información pertinente.
2.
Prepare y revise una lista de todos los tipos de lodo.
3.
Elimine aquellos lodos que tienen una clara limitación: ambiental, seguridad, técnicas, etc.
4.
Considere todos los lodos candidatos restantes.
5. 6.
Identifique las áreas problemáticas específicas para el pozo: lutitas, salinas, desviación del hueco, gas ácido, limitaciones de equipo, presiones, etc. Elija el mejor lodo basado en el punto anterior.
7.
Liste todos los lodos restantes en una hoja de papel.
8.
Compare ventajas contra desventajas para cada uno de los lodos restantes: costo inicial, costo diario, efectos sobre la ROP, daños de formación, etc.
9.
Haga una selección final del lodo, revisando con la lista de chequeo.
10.
5.4.1
Coloque el lodo elegido en el programa de perforación y afínelo.
LISTA DE LAS BASES DE LOS TIPOS DE LODO
A.
Aire, gas, vapor, espuma: 0 - 3 lb/gal.
B.
Agua fresca, agua salada (sin sólidos): 8.3 - 8.5 lb/gal.
C.
Agua con: soda cáustica, sólidos perforados, bentonita: 8.6 - 10 lb/gal.
D.
Agua con: polímero extendedor (LSND): 8.4 - 12 lb/gal.
E.
Agua con: polímero PHPA, PAC, bentonita: 8.4 - 17 lb/gal.
F.
Agua con: bentonita, lignosulfonato, lignito, cáustica: 8.6 - 19 lb/gal.
G.
Agua con: bentonita, cal, almidón: 8.6 - 17 lb/gal.
H.
Agua con: bentonita, yeso, almidón: 8.6 - 17 lb/gal.
I.
Agua con: 20 a 26% de NaCl, almidón, polímero: 9 -19 lb/gal.
J.
Agua con: 3 - 20% de KCl, PAC, almidón, polímero: 8.6 - 19 lb/gal.
K.
Agua salada con: PAC, almidón, polímeros: 8.4 - 19 lb/gal.
L.
Agua salada con: bentonita, lignosulfonato, lignito, cáustica: 8.6 - 19 lb/gal.
M.
Lodo base aceite: alta pérdida de filtrado: 8 - 20 lb/gal.
N.
Lodo base aceite mineral: alta pérdida de filtrado: 8 - 20 lb/gal.
O.
Lodo base aceite: baja pérdida de filtrado: 8 - 20 lb/gal.
P.
Lodo base aceite mineral: baja pérdida de filtrado: 8 - 20 lb/gal.
Q.
Lodo base aceite: fluido de corazonamiento: 8 - 18 lb/gal.
R.
Lodo base agua: fluido de corazonamiento: 8.4 - 18 lb/gal.
S.
Agua con: bentonita, poliglicerol, etc.: 8.4 - 17 lb/gal.
T.
Agua, bentonita, floculante catiónico: 8.4 - 18 lb/gal.
5.4.2
TABLA PARA SELECCIÓN DE LODO DE ACUERDO CON LA FORMACIÓN
CARACTERISTICAS DE LA FORMACION
TIPO DE LODO ABCDEFGHIJKLMNOPQRST
Lutitas sensibles al agua Hipersensible Moderadamente sensible Ligeramente sensible Yeso anhidrita - T < a 200°F Capa Delgada - menos de 5 pies Capa Gruesa - hasta 1000 pies Yeso anhidrita - T > a 200°F Capa Delgada o gruesa Lecho salino - T < a 200°F Delgado o grueso Lecho salino - T > a 200°F Grueso o delgado Gas H2S en zona de intrusión
UUUuUuuuuSSSSs UUusUsssSsSSSSss uussussSSsSSSSSS suUUsSSsuuussssuu suUUUsusuuuSSSSuu suUUUsusuuuSSSSUu uUUUusuSusssssu UUUUUUUUUUUSSSSuU
Concentración alta H2S Concentración baja H2S Gas CO2 en zona de intrusión Concentración alta CO2 Concentración baja CO2
UUUUUuuUUUUUSSSSuu uuuuussuuUuuSSSSss UUsuuusuuussSSSSss sussusSsuussssssss
CARACTERISTICAS DE LA FORMACION
TIPO DE LODO ABCDEFGHIJKLMNOPQRST
Pérdida circulación Pérdida total SSSsuUuuUUUUUu Pérdida moderada SSSssssssUusUUUUUs Pérdida ligera SSSSsssssussuuuuss Peso del lodo bajo en hueco de alto ángulo 40-60° SusssusS 60-90° SsssusS Horizontal ussuusS Lenta Mejoría en ROP lento Roca dura SSsss Arcillas duras SsssssSSSSs Caliza Sssssss Relleno en viajes UUSSsussSssssS Prioridades ambientales Ausencia de cromo sssssusssssussssss Ausencia de alta salinidad sssssssUUuuuuuss Límite de LC-50 ssssssssUsUUUUss Ausencia de bióxido ssssssuusuussssss Ausencia de desechos aceitosos ssssssssssssUUUUss Control de los daños en la formación Posibilidad de utilizar K+ION ssusssSsuuuuuss Evaluación de la formación mediante el uso de corazones Corazones para datos tipo Sw uUUUUUUUUUUUUUUSUUU Corazones para información de humectabilidad suuuuuuuuuuuuuuuSuu Muestras geológicas ssssssssssssssssssss TIPO DE LODO (Ver lista)
ABCDEFGHIJKLMNOPQRST
Código: s = Satisfactorio u = Poco satisfactorio S = Muy Satisfactorio U = Inaceptable Blanco = Sin clasificación
5.4.3
CLASIFICACIÓN DE LOS LODOS DE ACUERDO A SU APLICACIÓN
5.4.3.1
Perforación Rutinaria en Tierra
-
Solamente agua dulce o fresca, con aplicación de bentonita a medida que se necesite.
-
Agua dulce con bentonita tipo no tratada (NT), lignosulfonato, soda cáustica.
-
PHPA agua dulce con bentonita y PAC, poliacrilato a medida que se necesite.
5.4.3.2
Perforación en Arcillas Poco Estables
-
Lodos aceitosos (con control Aw); hecho con diesel o aceite mineral.
-
KCl, agua dulce con polímero tipo XC y PAC: almidón (Relación 1:4), bióxidos.
-
Agua salada o dulce con PHPA, PAC, poliacrilato de sodio.
-
Agua salada o dulce con cal o yeso, almidón, si se necesita KCl.
5.4.3.3 -
Perforación en Areas Salinas o de Yeso
NaCl en agua marina o agua dulce con almidón, polímero XC, polímero celulósico.
-
Agua CA(OH)2 (tipo Morex), almidón o almidón de alto desempeño (HP), polímero celulósico, soda cáustica.
-
Agua con CaSO4, almidón tipo HP, polímero celulósico (PC), bióxido.
-
Lodos base aceite con densidad adecuada; hecho con diesel o aceite mineral.
5.4.3.4
Casos en que se Presenten Temperaturas Mayores a 350°F
-
Agua dulce (bentonita mínima) con polímeros específicos para adelgazar y control de filtrado (FL).
-
Lodos base aceite (con gelificantes especiales); hechos con diesel o aceite mineral.
5.4.3.5
Perforación de Rutina Costa Afuera
-
Agua marina o salada sola, con aplicación de bentonita a medida que se necesite (compatible con agua salada).
-
Agua salada con bentonita prehidratada, lignosulfonatos, soda cáustica.
-
Agua salada con bentonita tipo NT, polímero extendedor, PAC.
-
Agua salada con bentonita, PHPA, PAC.
5.4.4
FLUIDOS DE PERFORACIÓN GASEOSOS: AIRE, GAS, VAPOR O ESPUMA
Aplicaciones y Ventajas: -
Perforación rápida en roca dura: Las aplicaciones podrían ser en regiones con formaciones altamente consolidadas o campos de gas, etc.
-
Huecos rectos y larga vida de la broca: Debido al contenido bajo de sólidos en el fluido, la broca tiene tendencia a durar más. Si el peso de la broca es menor, el hueco será más recto manteniendo aún una alta ROP.
-
Previene la pérdida de circulación. Presenta problemas de pérdida de lodos en ciertos tipos de caliza, la fractura se puede reducir con gas, siempre y cuando sea seguro. Dichos fluidos de baja densidad se aplican solamente en situaciones restringidas y específicas.
-
Evita la invasión y el daño a la formación. Los fluidos gaseosos de baja densidad no pueden tener exceso de presiones normales de poro, por lo tanto no hay invasión a la formación.
-
Tipo de fluido de bajo costo. El aire y el gas son abundantes. El costo en el uso de dichos fluidos gaseosos se relacionan con la compresión de gas y los costos químicos.
Desventajas y Limitaciones: -
Las presiones altas en la formación pueden causar un reventón del pozo.
-
Las formaciones deben ser consolidadas con el fin de tolerar un hueco abierto.
-
Los lodos gaseosos tienen habilidad limitada para manejar un flujo o entrada de agua.
-
Se presenta alto desgaste en el revestimiento y en la sarta de perforación por la fricción con arena, debido a la carencia de un cojín líquido de lodo.
-
Peligro de incendio hueco abajo y explosión en la superficie.
-
El ruido excesivo del compresor puede llevar a mayores controles o restricciones de tipo ambiental y de salud.
Mantenimiento y Control: -
Existe la posibilidad de convertir el fluido de perforación de aire a espuma mediante la adición de "jabones".
-
5.4.5
Se pueden agregar inhibidores de corrosión y limpiadores tipo H2S a la entrada de gas, en algunos casos específicos.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE TIPO AGUA LIMPIA: AGUA FRESCA, AGUA SALADA, FLUIDOS LIBRES DE SÓLIDOS
Aplicaciones y Ventajas: -
El agua fresca y de mar a menudo se presenta en cantidades abundantes y a costo menor, que puede suministrar ventajas notables en el costo de la operación.
-
Por lo tanto, el agua frecuentemente se usa como un fluido de perforación libre de sólidos. Proporciona una ROP bastante rápida precisamente por su baja viscosidad en la broca.
-
Por su baja viscosidad, el agua puede producir un flujo turbulento más fácil que un lodo. Dicha característica ayuda a levantar los cortes de perforación.
-
La floculación de los sólidos (en la línea de flujo y "pits") permite que el agua sea reciclada manteniéndola libre de sólidos.
-
Ya que el agua no tiene un grado tóxico, su uso es aceptable en todas partes del mundo y puede desecharse en casi todos los sitios de perforación, a menos que haya resultado contaminada de la misma operación.
Desventajas y Limitaciones: -
El agua es un fluido newtoniano, con un punto de cedencia de cero, y puede presentar obstáculos en el ascenso de los cortes en casos de flujo laminar. Los cortes se depositan rápidamente cuando el flujo se detiene.
-
La turbulencia causada por el agua puede causar erosión de la pared del pozo y ampliación del hueco, resultando en un levante muy mediocre de los cortes, además de pérdida de turbulencia justamente por la velocidad anular más baja o más lenta en la porción o la parte ampliada (posibles pegas).
-
El agua ataca algunas arcillas de manera muy rápida, provocando su hinchamiento y debilitamiento y la caída dentro del pozo. Esos pedazos de arcilla se deterioran en el flujo turbulento desintegrándose como sólidos coloidales.
-
Sin la aplicación de aditivos para la torta de filtrado, un gran porcentaje de agua podría entrar a zonas permeables en el hueco, causando la pérdida de gas o de aceite o daños irreparables a las zonas.
Mantenimiento y Control: -
Es preciso agregar un polímero floculante permanentemente durante la operación de perforación, con el fin de remover los sólidos.
-
Agregar un polímero viscosificante en flujo laminar, con el fin de ayudar a levantar los cortes.
-
Adicionar soda cáustica para proteger del daño que resultara de la corrosión ácida dentro de la sarta de perforación. De igual manera, es preciso minimizar el contenido O2 con aditivos tipo "degasser" o "sulfito".
5.4.6
FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE AGUA FRESCA - BENTONITA: AGUA FRESCA, AGUA SALADA, BENTONITA, LIGNOSULFONATO
Aplicaciones y Ventajas: -
Dichos fluidos tienen una amplia gama de aplicaciones para lodos de alto peso y temperaturas.
-
Siendo un lodo disperso (defloculado), puede tolerar contenido alto de sólidos, incluyendo la barita y los sólidos de perforación, y continua siendo manejable por las bombas.
-
Debido a que la bentonita está defloculada, ésta construye una excelente torta de filtrado en las zonas permeables, siempre y cuando sea ayudada por materiales de lignito o celulosa.
-
Dicho lodo, al estar completamente defloculado, tolera hasta 300°F de temperatura, aproximadamente 50°F más que cualquier otro lodo con base en agua, a densidades mayores.
Desventajas y Limitaciones: -
Puesto que el desempeño de dicho lodo depende de la bentonita que existe en estado de defloculación, se requiere alta cantidad de bentonita de sodio no tratada, un buen lignosulfonato, y un buen lignito. Además se necesita de estricto control de pH, iones de una dureza baja y iones de bicarbonato o carbonato mínimo.
-
Puesto que dicho lodo puede incorporar sólidos por medio de la dispersión, es bastante fácil que el ingeniero de lodos permita demasiada contaminación con los sólidos de perforación.
-
Ya que este lodo no es tolerante o compatible con alto contenido de calcio o de carbonatos, es necesario minimizar el contenido de estos -2 dos últimos. Tanto el lignito como la siderita de la barita generan CO3 .
Mantenimiento y Control: -
Controle el contenido de pH y Pf en lo adecuado mediante la adición de soda cáustica, NaOH.
-
Ajuste el nivel de geles y el nivel de YP con lignosulfonato y bentonita.
-
Mejore la calidad de la torta utilizando el lignito, los derivados del lignito o los celulósicos.
-
Utilice un excelente control de sólidos para evitar una acumulación innecesaria de sólidos activos.
-
Mantenga el nivel de bentonita tan bajo como sea posible a medida que el peso del lodo se incremente, utilizando una referencia de 5 libras por barril como mínimo.
-
Controle el nivel de los carbonatos con comportamiento del sistema Garrett (Garret Gas Train), y de un tratamiento adecuado con cal y yeso.
-
Asegúrese de que la barita esté libre de muestras de siderita, y haga pruebas piloto de todos los aditivos, regularmente.
5.4.7
FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA CON BASE CAL: CAL, ALMIDÓN, BENTONITA Y POLÍMERO CELULÓSICO
Aplicaciones y Ventajas: -
El lodo de cal tiene la ventaja de su alta alcalinidad necesaria para neutralizar el H2S y el CO2 provenientes de capas de gas ácido. La cal también ayuda a precipitar los iones carbonados que pueden interferir con la defloculación del lignosulfonato.
-
Los lodos con base cal ofrecen un alto grado de inhibición de arcillas al presentar iones Ca en solución. El "Morex" reacciona con el Ca , haciendo la cal mucho más soluble.
-
Los lodos de cal con un contenido de KCl permiten una inhibición mayor de arcillas. Cuestan menos que otros lodos tipo K+ que contienen polímeros XC o PHPA.
-
Polímero celulósico (PC) es generalmente usado hoy en día en lodos de cal, mejora el levantamiento de los cortes mediante un incremento del YP y permite una mejor calidad de la torta al usar atapulgita o sepiolita para un mismo fin.
-
El "Morex" también es un buen antifloculante, y ayuda a prevenir la solidificación del lodo, a medida que pasa el tiempo.
+2
+2
Desventajas y Limitaciones: -
El lodo mencionado no es tan inhibitivo como a menudo se necesita, y algunos usuarios no reciben la satisfacción plena de su desempeño en operaciones que tengan que ver con la perforación de arcillas con alta sensibilidad al agua.
-
Se debe dar estricta atención a mantener un bajo contenido de sólidos en lodos base cal, con el fin de evitar solidificación por altas temperaturas en el hueco.
-
El desecho de los lodos base cal con un alto pH es un problema de tipo ambiental y peligroso para el personal de taladro puesto que trabajan con pH >=12.
Mantenimiento y Control:
-
Mantener el pH y el Pf dentro del rango deseado, agregando Ca(OH)2 y NaOH.
-
Incrementar el YP para mejorar el levantamiento de los cortes, agregando PC o bentonita prehidratada. (La bentonita es una solución temporal).
-
Bajar la pérdida de fluido y mejorar la compactación utilizando almidones tipo HP (alto desempeño - tratados).
-
Adicionar "Morex" regularmente para prevenir consolidaciones progresivas del gel. Sin embargo, el lignosulfonato tipo cálcico o el lignin se pueden utilizar para una mayor defloculación.
5.4.8
FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA CON BASE YESO: YESO, ALMIDÓN, POLÍMERO CELULÓSICO
Aplicaciones y Ventajas: -
Los lodos base yeso se usan para la perforación de arcillas que no requieren un lodo altamente inhibitivo.
-
Los lodos base yeso se usan para perforar a través de secciones de yeso o de anhidrita y también para perforar secuencias delgadas de sal en series de evaporitas.
-
En comparación con los lodos base cal, los lodos de yeso tienen un pH menor, volviéndolos más aceptables para trabajo en el equipo de perforación, como también para el personal que se encuentra en contacto con el mismo.
-
Por la misma razón, dichos lodos no se solidifican a altas temperaturas, como es el caso de los lodos de cal.
Desventajas y Limitaciones: -
Dichos lodos pueden resultar de menor inhibición que la necesaria para las operaciones, y pueden causar desilusión o poca satisfacción en su desempeño al estar perforando en arcillas altamente sensibles al agua.
-
Pueden ocurrir altos geles y alta viscosidad, especialmente a altas densidades y con un equipo poco eficiente que remueva los sólidos del hueco.
-
Si se mantiene un grado demasiado alto de pH, un lodo base yeso se convierte en un lodo de bajo contenido de cal.
Mantenimiento y Control: -
Incremente el nivel de pH hasta aproximadamente 9 o 10, agregando NaOH.
-
Controle el nivel de Ca y mantenga el filtrado saturado con un exceso de CaSO4 no disuelto (libre).
-
Incremente el YP para el levantamiento de los cortes utilizando polímero celulósico o bentonita prehidratada; recuerde que la bentonita provee solamente un arreglo temporal.
-
Bajas pérdidas de filtrado y mejoría en la torta se logra mediante el uso de almidones o almidones HP.
-
Usar un defloculante para lodos de tipo cal, los lignosulfonatos tipo cálcico, a un pH de 9 a 10.
-
Se necesita un bióxido en algunos lodos base yeso con el fin de proteger el almidón y el PC, preferiblemente el Excide 207 o el paraformaldehído.
5.4.9
+2
FLUIDOS DE PERFORACIÓN TIPO AGUA SALADA (NACL): SATURADOS O SEMISATURADOS
Aplicaciones y ventajas: -
Los lodos de agua salada se utilizan para perforar capas salinas con el fin de evitar la disolución del NaCl y crear un hueco más amplio en la capa salina.
-
Una aplicación reciente y moderna de estos fluidos es la de inhibir la formación de sólidos de hidrato de gas en perforación muy profunda o en aguas muy frías; los gases livianos tipo HC y el H20 tienen la tendencia a formar cristales.
-
Los lodos tipo NaCl se utilizan para perforar en áreas de arcillas sensibles más no es una aplicación mundialmente aceptada.
-
Si las capas salinas resultan ser de gran profundidad y de altas temperaturas, el lodo se debe incrementar en peso hasta llegar a una densidad requerida para mantener abierto el hueco en la zona de sal.
-
Si la sal no está a alta temperatura, el peso del lodo puede ser menor y el hueco se puede mantener abierto mediante el control de la filtración, con un lodo bajo saturado.
Desventajas y Limitaciones: -
No existen desventajas específicas; no obstante, el control reológico y el control de la pérdida de fluidos a temperaturas de 250°F se vuelven difíciles y costosos.
Mantenimiento y Control: -
El almidón, el almidón HP y el CMC son excelentes para controlar la pérdida de fluido.
-
Para incrementar el levantamiento de los cortes, se puede aumentar el nivel YP con un polímero XC o el PC. También puede resultar útil el uso del CMC-HV para controlar la pérdida de fluidos y también mejorar el levantamiento de los cortes.
-
Se debe controlar la proximidad a la saturación mediante determinación del ión Cl-. Agregar agua ya sea de mar o dulce para mantener el nivel NaCl en índices bajos de saturación.
-
Controlar el nivel de pH mediante el uso de NaOH. Medir el nivel de pH utilizando un medidor de electrodo tipo "Ross".
-
Tener un contenido adecuado de almidón o de CMC en el lodo antes de entrar a una arena permeable; de otra manera, se presentarán problemas de pegas diferenciales.
-
Agregar polímero XC o PC, que es de característica "high shearing", para incrementar el nivel de YP en los lodos salinos. No se debe utilizar atapulgita o sepiolita si la torta de filtrado es considerable, ya que vuelven la torta gruesa y permeable.
5.4.10 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE POTASIO (KCL - KAC): CLORURO DE POTASIO, ACETATO DE POTASIO Aplicaciones y Ventajas: -
La aplicación más importante es para lutitas duras e ilíticas que presentan alta sensibilidad al agua para lodos de tipo cal, yeso o PHPA o lodos poco costosos de gran acción inhibitiva.
-
Una alta concentración de K+ ayudará a estabilizar el hueco a través de las lutitas, aunque es mucho mejor usar un lodo base aceite.
-
El acetato de potasio tiene la ventaja de que se puede desechar o botar más fácilmente que un lodo tipo KCl, ya que no tiene presente el ión Cl-.
Desventajas y Limitaciones: -
La eliminación de lodos en el Golfo de México se restringe o se limita a la más baja concentración de ión K+ con el fin de pasar la prueba LC50 de 30.000 ppm.
-
El ión K+ se debe mantener en un nivel alto con el fin de mantener su habilidad estabilizante en arcillas.
-
El límite de temperatura de dicho lodo depende de los aditivos poliméricos; un polímero XC es ideal para mejorar la reología pero es costoso y de fácil degradación.
-
Tanto el polímero XC como el almidón se deben proteger siempre con un bióxido.
Mantenimiento y Control:
-
Un factor clave en el control de lodos es mantener al ión K+ en una concentración requerida; se debe medir al K+ directamente utilizando una de las pruebas API.
-
Agregar KCl o KAc, con el fin de incrementar el contenido del ión K+; se deben tomar cortes para utilizar su tamaño, textura y suavidad como guía para regular la concentración K+.
-
Agregar el polímero XC para incrementar la capacidad de levantamiento de los cortes.
-
Agregar almidón y PAC en una relación de 4 a 1, con el fin de mejorar la torta de filtración.
-
Medir el nivel del pH y ajustarlo mediante el uso de KOH, utilizando un medidor de pH de electrodos tipo Ross.
-
Dar tratamiento al sistema con un bióxido amplio al inicio y luego mantener el nivel con el fin de proteger tanto el almidón como el XC; se sugiere utilizar paraformaldehído o el producto Excide 107 (o similar).
5.4.11 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE BENTONITA, POLÍMERO PHPA: LODOS CON POLIACRILAMIDAS PARCIALMENTE HIDROLIZADAS (PHPA) Aplicaciones y Ventajas: -
La bentonita y el PHPA interaccionan con el fin de proveer una reología adecuada para el levante de los cortes.
-
El PHPA interactúa con la arcilla y los cortes en el pozo, volviéndolos menos hidratables (los lamina o plastifica). Mejora considerablemente la estabilidad del hueco y ayuda en la remoción de sólidos.
-
El PHPA es un polímero de costo bajo que funciona muy bien a una concentración baja. Es inmune a la bacteria, por lo tanto es un lodo eficiente y barato.
-
El PHPA es compatible con sales disueltas, hasta aproximadamente 40.000 mg/L TDS (sales disueltas totales). Las sales pueden ser el KCl, KAc, NaCL, K2CO3, pero no el CaCl2 ni tampoco el CaBr2.
Desventajas y Limitaciones: -
Hay un incremento excesivo en la viscosidad cuando se presentan sólidos activos y exceso de PHPA.
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Un alto contenido de Ca o un alto pH, proveniente de cemento o de lodo de cal, daña el PHPA.
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Una salinidad muy alta reduce los beneficios del PHPA al evitar la extensión de la reacción en serie o en cadena.
-
La bentonita debe ser un tipo de arcilla no tratada, con el fin de optimizar los resultados.
+2
Mantenimiento y Control: -
Agregar el PHPA con base en un balance de materiales con el fin de mantener un exceso de PHPA entre 0.5 hasta 1.0 libras por barril en el lodo. Se debe hacer una observación cuidadosa de los cortes como referencia o guía. (La concentración dada está basada en una emulsión líquida al 35% de PHPA).
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Se debe mantener el nivel de pH entre 7 y 9. Mantener el Ca debajo de los 80 mg/l. Usar KOH y K2CO3 en un lodo PHPA potásico (K+) y utilizar el NaOH o el Na2CO3 en un lodo de PHPA sódico (Na+).
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Utilizar CMC-LV o PAC-LoVis con el fin de controlar la filtración.
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Si el gel o el YP es muy alto, se debe reducir el contenido del PHPA, mediante el uso de un adelgazante polimérico.
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Si el gel o el YP es muy bajo, se debe agregar bentonita prehidratada y PHPA.
-
Se deben tomar muestras periódicas del PHPA de varias fuentes con bentonita de varios tipos y hacer la prueba para hallar el contenido en exceso de PHPA y el consumo normal.
+2
5.4.12 FLUIDOS DE PERFORACIÓN CON BASE ACEITE: LODO DE ACEITE MINERAL Y ACEITE DIESEL Aplicaciones y Ventajas: -
Los lodos base aceite son excelentes en solucionar los problemas con lutitas. Equilibran la atracción osmótica del agua entre el lodo y la lutita.
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Los lodos de aceite pueden retirar el agua de una arcilla y fortalecerla.
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La base que se usa para dichos lodos puede provenir de una variedad de fuentes: diesel, aceite mineral, crudo, PAO sintético, polyester, poliéter o hasta fuentes vegetales.
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La fase acuosa de los lodos de aceite es generalmente una salmuera de 25 a 35 wt% CaCl2, aunque se puede utilizar una variedad de aguas salinas muy similares.
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Existen otras aplicaciones importantes de los lodos mencionados.
Desventajas y Limitaciones: -
La preocupación por el impacto ambiental es una de las limitaciones más importantes en su utilización.
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Los altos costos resultan ser una limitación en operaciones normales.
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Otra limitación menor es la de una perforación lenta en capas de caliza; en lutitas o en arenas los lodos de aceite aceleran la perforación en combinación con las brocas adecuadas, por supuesto.
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Se debe desarrollar un programa especial para el control en los aspectos de salud, seguridad y medio ambiente.
Mantenimiento y Control: -
Controlar todas las propiedades mediante procedimientos API RP 13B-2. Se debe utilizar equipo moderno de prueba y seguir todos los procedimientos y los cálculos aprobados por la API.
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Mantener la salinidad (o la actividad de acuerdo al método Chenevert), de acuerdo al tipo de lutita que se esté perforando. Usualmente, la actividad entre el lodo base aceite y las lutitas se regula automáticamente.
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Usar zarandas de malla fina y de movimiento lineal. (Process full mud flow).
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Graficar las propiedades con el fin de observar el desempeño del lodo en la operación, hoy en día es fácil a través de computadores. Se debe controlar el uso excesivo de químicos, con los datos obtenidos y con pruebas piloto.
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Pruebas piloto a los aditivos asegurará una utilización eficiente de los mismos.
5.4.13 COMPOSICIÓN GENERAL DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Lodos de Agua Fresca/Agua Salada con Niveles de Bentonita -
Agua salada o fresca, sin iones duros. La necesaria. Bentonita, prehidratada en agua fresca, de 5 a 25 libras por barril (se debe utilizar cantidades menores en lodos de un peso mayor).
-
Soda cáustica, NaOH, en la medida en que se necesite para mantener el rango de pH de 9.5 a 12.0.
-
Lignosulfonatos con cromo o sin cromo, de 2 a 10 libras por barril (de acuerdo a las necesidades en el control YP y en la formación de una torta delgada).
-
Lignita, con cáustica para mejorar la solubilidad, de 4 a 20 libras por barril.
-
Barita, sin contenido alguno de siderita (FeCO3) contaminante, de acuerdo a la necesidad para obtener la densidad.
Lodos de Bentonita con Base Cal
-
Agua fresca o salada, de acuerdo a la necesidad.
-
Bentonita, prehidratada en agua fresca, de 5 a 20 libras por barril. (Se deben utilizar cantidades menores en lodos de peso mayor).
-
Cal, Ca(OH)2 (para baja, media o alta cal) de 1 a 20 libras por barril, de acuerdo a lo requerido.
-
NaOH o KOH, KOH en lodos K+, pH = 12, Pf = 2 - 20 cm .
-
Lignosulfonato de calcio, de 2 a 10 libras por barril.
-
Almidón o almidón tipo HP, para mejorar la calidad de la torta de filtrado, de 3 hasta 6 libras por barril.
-
Polímero celulósico, pre-aplicado en agua dulce, a medida que se necesite para incrementar el nivel YP.
-
Morex, para prevenir la acumulación de altos niveles de gel, a medida que se necesite.
-
Barita, a medida que se necesite para mejorar la densidad.
3
Lodos de Bentonita con Base Yeso -
Agua fresca o salada, la que se necesite.
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Bentonita, prehidratada en agua fresca, de 5 a 20 libras por barril.
-
Yeso, CaSO4 de 3 a 6 libras por barril.
-
Soda cáustica, NaOH, pH = 8 - 10, Pf = 0 - 1.5 cm .
-
Lignosulfonato de calcio, para mejorar la torta, de 2 a 10 libras por barril.
-
PC, pre-aplicado en agua fresca, a medida que se necesite para incrementar el YP.
-
Almidón o almidón tipo HP, para mejorar la calidad de la torta de filtración de 3 a 6 libras por barril.
-
Bióxido, para proteger el almidón o el PC, de 0.2 hasta 0.5 libras por barril.
-
Barita, a medida que se necesite para aumentar la densidad.
3
Lodos de Agua Semi-Saturados o Saturados con NaCl -
Agua, a medida que se necesite.
-
Bentonita prehidratada, inicialmente de 5 a 10 libras por barril.
-
NaCl disuelto en agua, a medida que se necesite hasta un máximo de 135 libras por barril.
-
Soda cáustica, NaOH, para pH de 9.5 - 11.
-
Polímero XC, 0.5 - 3 libras por barril (Ver Nota 1).
-
Almidón o almidón HP o almidón tipo CM, de 3 a 10 libras por barril.
-
Celulosa polianiónica (o CMC), en una relación de 1:4, PAC:Almidón.
-
Barita, a medida que se necesite para obtener densidad. Nota 1: Se puede usar el PC o la cepiolita o la atapulgita o un polímero XC, pero la calidad del cake es menor cuando se utilizan la atapulgita o la cepiolita. Nota 2: No se necesita bióxido si el lodo alcanza la saturación de sal.
Lodos de Polímero XC, de Acetato de Potasio o de Cloruro de Potasio -
Agua fresca, sin iones de dureza, contenido bajo de iones Na+.
-
KCl o Acetato de Potasio, de 10 a 70 libras por barril.
-
Polímeros XC, a medida que se necesiten para mantener los niveles de YP o geles, de 0.5 hasta 2 libras por barril.
-
Potasa cáustica KOH, a medida que se necesite para operar el rango pH de 7.5 hasta 9.
-
Almidón o almidón tipo HP o CM, de 2 a 8 libras por barril.
-
PAC-LoVis, en relación de 1:4 PAC:Almidón, de 0.5 a 2 libras por barril.
-
Defloculante polimérico, a medida que se necesite para controlar el nivel gelatinoso y el YP.
-
Bióxido, para proteger el XC y los almidones, de 0.2 a 1.0 libras por barril. Nota:
-
Se recomienda utilizar el Excide 207 o el paraformaldehído.
Barita, a medida que se necesite para obtener la densidad requerida.
Lodos de Bentonita con Polímeros PHPA -
Agua salada o agua fresca, con iones bajos en dureza.
-
Bentonita no tratada, prehidratada en agua fresca, de 5 a 15 libras por barril. (Algunas zonas con arcillas altamente reactivas no requieren bentonita).
-
Emulsión PHPA de 35%, a medida que se necesite para una interacción con la arcilla, 0.5 hasta 3 libras por barril. (En polvo use 1/3 de la cantidad anterior).
-
KCl o Acetato KA (opcional para ayudar en la inhibición de la arcilla), de 0 a 20 libras por barril.
-
NaOH o KOH (KOH si existe K+), dentro de un margen de 8 a 9.5 de pH.
-
Celulosa polianiónica, a medida que se necesite para la torta de filtración.
-
Barita, a medida que se necesite para aumentar la densidad.
5.4.14 LISTA DE CHEQUEO FINAL PARA LA SELECCIÓN DE LODOS 1.
El lodo que ha seleccionado va en contra de las restricciones ambientales o empresariales? - Existencia de riesgos concernientes a la seguridad del personal, el impacto ambiental o la disposición adecuada de materiales peligrosos.
2.
Están disponibles los materiales a un costo razonable en el área de perforación?
3.
Existe apoyo técnico tanto de laboratorio como de asesores o técnicos en el campo, si se requiere?
4.
Está el equipo de perforación preparado para manejar este tipo de lodo?. Lo relacionado con el control de sólidos, tanques de mezcla, hidráulica de las bombas, sarta de perforación.
5.
Se arrendará o alquilará el lodo, o será sacado de otros pozos? Si es así, se han hecho ya los arreglos correspondientes y se han confirmado los costos?
6.
Se podrá utilizar el mismo lodo en más de un intervalo del hueco? Si no es así, se podrán usar otros tipos de lodos más eficazmente para intervalos múltiples?
7.
Es aceptable este tipo de lodo para completar el pozo?
8.
Se necesitará un espaciador de cemento? Si es así, ya se ha definido cuál será?
9.
El cambio de lodo presentará problemas en la operación? Se necesitará un espaciador?
10.
Habrá daño en el yacimiento por la filtración de los lodos o habrá perjuicio para la productividad del mismo?. Se necesitan de estudios o pruebas adicionales para determinar este factor?
11.
El lodo seleccionado permite la evaluación del pozo, tanto para la perforación como para las operaciones posteriores? Relacionado con estudios de fósiles y muestras de aceite, análisis de corazones, registros eléctricos, muestras con cable o pruebas "drillstem" y de producción.
12.
El lodo seleccionado se podrá usar para el corazonamiento, o se necesitará de un fluido especial para dicho fin? Nota: Esta es una lista de preguntas útiles que se pueden usar. Sin embargo, cada área del mundo y cada grupo de operación necesitará establecer su propia "Lista de Chequeo Final" para asegurarse de que se está haciendo la selección apropiada del lodo de perforación.
5.4.15 PRUEBAS PILOTO PARA LODOS Y ADITIVOS -
La prueba piloto es un ejemplo o un prototipo a escala menor con el fin de estudiar los resultados, sacando conclusiones acerca de lo que podría acontecer en el sistema global, si este fuese tratado con el aditivo "X". Para efectos de pilotos se toma: 1 gramo = 1 libra y 350 ml = 1 Bl (42 galones).
-
Por lo general se requieren hornos rotatorios y celdas de lodo para realizar las pruebas mencionadas. Un conjunto portátil de pruebas de lodo también se requiere para que el ingeniero verifique las muestras y realice las pruebas en el campo.
-
Los ejemplos más comunes que existen para las pruebas son los siguientes: 1.
Probar varias cantidades del aditivo "X" en un lodo base, con el fin de ver cuál concentración en libras por barril es la correcta, relacionada con el aditivo "X".
2.
Hacer una prueba de varios aditivos; "X", "Y", "Z" de un tipo muy parecido o similar, para observar cuál aditivo tiene mejor desempeño y sea el más económico.
3.
Hacer pruebas de varias alternativas para dar solución al problema, con el fin de ver cuál químico será el más efectivo en esta operación.
4.
Hacer una evaluación de los efectos del lodo con el tiempo, a una temperatura constante, para observar el comportamiento del lodo a esa temperatura.
5.
Hacer una evaluación de los efectos de la temperatura en un período constante de tiempo, con el fin de ver en qué momento el lodo se vuelve inestable.
6.
Hacer una evaluación de aumentar la densidad del lodo a varios pesos, para determinar que adición máxima de barita tolerará el lodo en cuestión.
7.
Hacer una evaluación del efecto de un contaminante anticipado, y así ver los efectos del mismo en el lodo en cuestión o los resultados de un influjo.
8.
Hacer una evaluación de diluir el lodo con agua o aceite (según el caso), y así determinar si el lodo se asienta o se necesita adicionar gelificante después de la dilución.
-
Se necesita hacer una prueba en blanco. La muestra en blanco es idéntica a la muestra de la prueba piloto, pero no contiene el aditivo "X", o no ha padecido los efectos rigurosos de calentamiento o de añejamiento como en la prueba piloto.
5.5
PROBLEMAS COMUNES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION
5.5.1
LODOS DE PESO BAJO - LIMPIEZA DEL HUECO
Unos de los problemas más comunes que existe alrededor de los lodos de bajo peso es su capacidad de transporte. La capacidad de transporte en los lodos livianos es principalmente función del punto de cedencia. Por lo general la indicación de falta de limpieza en el hueco es el torque, el arrastre, el relleno o amagos de la tubería a pegarse. Muchos técnicos no interpretan bien esta indicación y lo consideran como una necesidad de reducir la pérdida de filtrado e inician el tratamiento químico. El tratamiento químico para reducir la pérdida de filtrado también reduce el punto de
cedencia y por lo tanto afecta la capacidad de transporte. Si no se le da una interpretación adecuada a esta indicación, el problema por lo general se empeora.
5.5.2
LODOS DE PESO INTERMEDIO - CONTROL DE SÓLIDOS
Un problema común que tiene que ver con los lodos de peso intermedio, en especial los que clasifican dentro del rango de 12 a 13 lpg, es el del atascamiento, la pérdida de circulación y los altos costos en el tratamiento. A menudo dichos problemas tienen que ver con un exceso de sólidos. Los sólidos son difíciles de controlar al usar lodos de peso intermedio debido a la falta de equipo mecánico. Los desarenadores, desarcilladores y zarandas, se controlan cuando se trata de remover los sólidos indeseados en el lodo de peso bajo, o sea lodos que no contienen barita. El control de los sólidos en lodos pesados se logra mediante el uso de centrífugas o limpiadores de malla fina. No hay en el mercado equipo disponible para remover sólidos de los lodos intermedios o medianos (10-13 ppg) a menos que se usen las zarandas. Por lo tanto, cuando se usa este lodo para perforar, se necesita utilizar químicos en grandes cantidades o el procedimiento de dilución para mejorar la situación. De igual manera, dicho lodo por lo general se usa como base para lodos de mayor peso para perforar secciones profundas del pozo después de haber colocado la tubería de protección. El uso de un lodo de una base mediocre con el fin de construir un sistema de alto peso pudiera resultar en un incremento de los costos de tratamiento o en otros problemas, tales como la pérdida de circulación o pegas de tubería, etc.
5.5.3
LODOS DE PESO PESADO - DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN
Una importante consideración al perforar con lodos de peso pesado es la de la pérdida de retorno. Los retornos se pierden cuando la densidad equivalente de circulación del lodo excede la presión de fractura de la formación intervenida. La densidad equivalente de circulación se define como el peso de lodo que sería equivalente a la presión hidrostática del lodo en el anular, más la presión que se requiere para mover el lodo hacia arriba por el anular, cuando se circula. En el flujo laminar, la pérdida de presión en el anular es función de: la geometría del hueco, la tasa de flujo, la viscosidad plástica y punto de cedencia del fluido de perforación. La tasa de flujo normalmente se reduce a medida que el peso del lodo se incrementa. La viscosidad plástica y la cedencia también se reducen y se pueden controlar dentro de márgenes relativamente pequeños. Ambas propiedades se afectan por sólidos y por lo tanto se debe dar atención tanto a la cantidad como al tipo de sólidos a utilizarse en el sistema de lodos.
5.5.4
CONTAMINACIÓN DE CEMENTO
El cemento casi siempre produce un efecto nocivo en un sistema de lodos. Generalmente se introduce en el sistema de lodos en el momento de colocar el revestimiento. Si la contaminación es lo suficientemente severa, el lodo se convertirá en un sistema con un alto contenido de cal y podrá indirectamente complicarse si las temperaturas se incrementan dentro del sistema. En la mayoría de los casos la alta viscosidad o el incremento en la pérdida de fluido que resultan de la floculación de dichas arcillas que se presentan en el lodo. El procedimiento normal para tratar la contaminación de cemento es la de la precipitación mediante el tratamiento con químicos. Algunas veces la dilución o la reconstrucción del sistema se hace necesaria (con bicarbonato de sodio).
5.5.5
CONTAMINACIÓN CON SAL
La sal se puede introducir al sistema de lodos de alguna fuente de agua salada o de secciones de sal dentro de la secuencia de perforación. El efecto inicial de la sal en lodos de agua fresca es el de la floculación, que por lo general resulta en altas viscosidades y pérdida de fluido. A menudo se presenta atascamiento de la tubería por la mala calidad de las tortas de filtrado. Al iniciar la perforación de una sección salina, es conveniente convertir los lodos a tipos de agua salina.
5.6
5.6.1
PRUEBAS REQUERIDAS PARA EVALUAR EL COMPORTAMIENTO DE LAS LUTITAS
PRUEBA DE HINCHAMIENTO
Un método para medir el hinchamiento de las arcillas en el equipo de perforación ha sido desarrollado mejorando las técnicas disponibles. Comprende el desarrollo de un medidor digital de indicación directa para el hinchamiento, y la utilización de cortes de perforación. Los resultados no son diferentes a los obtenidos mediante otros instrumentos tales como los que manejan corazones de lutita. La alta salinidad de los lodos base-aceite y los lodos base-agua de bentonita-XC-polímero-KCl, reducen el hinchamiento de las lutitas estudiadas. Esta conclusión se basa en el tiempo que toma para las muestras de arcilla aumentar en uno por ciento (1%) su elongación. Se tabulan diferentes muestras de lutitas de corazones originales usando el indicador digital de hinchamiento y el transductor de medida de esfuerzo. Los resultados obtenidos por ambos dispositivos se analizan estadísticamente por el cambio en la varianza y por el uso de distribuciones de prueba T y prueba F. Se saca el porcentaje promedio de los hinchamientos de carácter lineal registrados por los dos métodos y se determina la diferencia entre ellos. Se tabula el hinchamiento lineal de las diferentes lutitas reconstruidas y del corazón original. En general las muestras de lutita reorganizadas experimentan hinchamiento similar al de los corazones originales. Los resultados para muestras reconstruidas son altamente dependientes de un óptimo peso de agua, presión de compactación, la duración de la compactación y el lapso de tiempo entre la compactación y dicha prueba de hinchamiento. Las muestras reconstruidas son hechas usando una cantidad pesada de cortes de lutita tamizado (malla <200 us) proveniente de corazones. Las partículas se secan a 150°F y posteriormente son mezcladas con una cantidad considerable de agua de-ionizada. La mayoría de las muestras son compactadas por un período de una a 24 horas. El uso de un óptimo contenido de agua da a las muestras de lutita la más alta densidad. La muestra del corazón original aproximadamente de una pulgada de longitud y media pulgada cuadrada de sección transversal, se corta del corazón mayor con un cortador de diamante en un baño diesel. Las muestras son cortadas de modo que el hinchamiento sea medido perpendicular a los planos de estratificación. Las pruebas de hinchamiento de lutitas son realizadas usando los nuevos métodos desarrollados, lectura directa e indicador digital de hinchamiento. Las características básicas de este dispositivo consta de dos partes: a.
Indicador digital electrónico de lectura directa.
b.
Retenedor de corazón.
El indicador de esfuerzo tiene una resolución de 0.0001 pulgadas. La celda de compactación es diseñada para suministrar un incremento constante de ventaja mecánica hasta una relación 50:1 al final del recorrido. Además, una fuerza de 20 lb aplicada al brazo, desarrolla aproximadamente 1000 lbs sobre el punzón, el cual equivale a una presión alrededor de 5000 lppc en media pulgada de diámetro de la muestra de lutita. Antes de que la prueba de hinchamiento se realice, la muestra de prueba se mide con un calibrador Vernier. La muestra se coloca dentro de una pequeña bolsa de polietileno y es orientada entre los dos yunques. El fluido de perforación para la prueba es vaciado dentro de la bolsa para cubrir completamente las muestras. La boca de la bolsa es sellada y la bolsa se coloca en la base para prevenir que el peso del fluido arrastre la muestra fuera de su posición. Finalmente, el medidor digital se coloca en cero y se inicializa el medidor de tiempo. A medida que la lutita se hincha, se toman continuamente las lecturas a intervalos específicos de tiempo. Si se desea, los valores pueden ser grabados automáticamente activando el microprocesador conectado al indicador digital. El porcentaje promedio del hinchamiento lineal se calcula usando la siguiente ecuación:
EC. 5.1
e=
∆L * 100 L
Donde: e: ÄL: L:
Porcentaje de hinchamiento Cambio en la longitud con respecto al tiempo, pulg (mm) Longitud original de la muestra, pulg (mm)
Los valores más usados para comparar el porcentaje de hinchamientos lineales en diferentes arcillas son los de una (1) y veinticuatro (24) horas. Finalmente, la respuesta y exactitud del indicador digital de hinchamiento se valida mediante la comparación con aquellos del medidor de deformación. Se ha observado que el porcentaje de hinchamiento lineal de las muestras reconstruidas es mayor que el de la muestra de corazón original, debido probablemente a la falta de cementación entre las partículas de las muestras reconstruidas, las cuales permitirían la posterior expansión (hasta la desintegración) a medida que avanza el hinchamiento.
Esta prueba se recomienda en el equipo de perforación para determinar: (1) indicación del grado de hinchamiento que puede ser tolerado antes de que la arcilla se desintegre, (2) la evaluación del desempeño del fluido de inhibición y la optimización de la formulación del fluido de perforación, y (3) el conocimiento del comportamiento del hinchamiento en las lutitas perforadas.
5.6.2
PRUEBA DE DISPERSIBILIDAD
La investigación de laboratorio muestra que la dispersibilidad de las arcillas dentro del fluido de perforación es función del tamaño de las partículas de lutita (área de superficie expuesta por unidad de peso de muestra), la viscosidad del fluido de perforación y las propiedades inhibitivas del fluido. La dispersibilidad de todas las arcillas y lutitas estudiadas incrementa con la disminución del tamaño de las partículas y disminuye con el incremento de la viscosidad del fluido de perforación. La dispersión de las arcillas es más reducida en los lodos salados base aceite, los lodos de bentonita-XC-polímero-KCl, y los lodos de iniciación cuando son tratados con polímero XC. Los resultados obtenidos usando la malla de partículas de arcilla 4-8, muestran que la dispersión es un fenómeno diferente del hinchamiento. La dispersibilidad de las arcillas es función del tamaño de las partículas de arcilla y de la viscosidad e inhibición del lodo de perforación. Un incremento en la viscosidad del lodo disminuye la dispersión de las arcillas. Sin embargo, a una viscosidad mayor de 25 cp, la dispersión es casi constante. La alta viscosidad minimiza la abrasión entre partículas durante la rotación. Estas pruebas confirman que el hinchamiento y la dispersibilidad son dos fenómenos independientes y por lo tanto deben ser analizados por separado. Hay lutitas que muestran muy poco o ningún hinchamiento con los fluidos base aceite, pero presentan alta dispersión en el mismo lodo. Esto se deriva de la mayoría de estudios de arcilla publicados, los cuales indican que la dispersión y el hinchamiento de las lutitas en el pozo son un mismo problema con las mismas soluciones. Para la prueba de dispersibilidad en laboratorio se usa un horno caliente y de rotación y celdas de 400 ml para envejecimiento, de acero inoxidable de alta temperatura. Se usan tres rangos de tamaño de partículas para cada una de las lutitas estudiadas: malla 4-8, 4-20 y 4-100. La malla 4-20 es hecha con igual cantidad de partículas que la malla 4-8 y 8-20. De igual forma, la malla 4-100 está compuesta por iguales cantidades de partículas de malla 4-8, 8-20, 20-40 y 40-100. Esas combinaciones se usan con el fin de que ningún tamaño de partícula tenga una influencia preferencial en el resultado. Las soluciones preparadas para las pruebas de hinchamiento son las mismas usadas para las de dispersibilidad. Se miden veinte gramos de cada muestra y se colocan en la celda de envejecimiento la cual contiene 350 ml del fluido de perforación. La celda y su contenido son calentados en el horno durante 16 horas a 150 °F. Al enfriarlos a la temperatura ambiente, los contenidos de la celda se lavan cuidadosamente y son tamizados a través de mallas 20, 50, 80 y 100. Se usa agua fresca para el lavado y el tamizado de los contenidos que se procesaron con lodos base agua, y aceite diesel para aquellos procesados en lodos base aceite. El lavado se hace en cantidades moderadas para no afectar el grado de dispersión. El material menor de malla 100 se considera disperso en el fluido de perforación. La prueba se repite cuatro veces por cada rango de tamaño de partículas y por cada fluido de perforación utilizado, determinando así la dispersibilidad promedio. Con el fin de determinar el efecto de la viscosidad en la prueba de dispersibilidad, una de las soluciones de prueba es modificada. Medio gramo y dos gramos de polímero XC (viscosificante) se añaden separadamente a dos equivalentes de barril (350 ml) del lodo de iniciación y se repiten las pruebas. Esas adiciones incrementan la viscosidad del lodo de iniciación de 10 cp a 23 cp y 38 cp respectivamente. Los resultados se tabulan. La dispersibilidad en porcentaje se calcula así: Donde: EC. 5.2
D = W d * 100 Ws
D: Wd: Ws:
Dispersibilidad, % Peso de la arcilla dispersa (no recuperada), gr Peso original de la arcilla usada, gr
La prueba de dispersión de los cortes de arcilla debe ser desarrollada en el sitio de perforación, independientemente de la prueba de hinchamiento antes de usar un fluido de perforación inhibitivo. Cortes de arcilla en un rango de tamaño de partículas de malla 4-8 y un fluido de perforación con una viscosidad aparente ajustada entre 20 y 40 cp se recomienda para esta prueba.
5.6.3
PRUEBA DE CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO
Un método estandarizado para la determinación de la capacidad de intercambio catiónico (CEC) de las arcillas, propone el uso de las pruebas de azul de metileno. La CEC para las arcillas probadas es función del tamaño de las partículas de las muestras y del método utilizado para preparar las suspensiones de arcilla antes de correr la prueba de azul de metileno. Se ha encontrado que las muestras de arcilla que pasan a través de la malla 200 y están preparadas para la dispersión y el calentamiento, proporcionan mayores valores de CEC.
Los valores CEC incrementan con la disminución en el tamaño de las partículas y con el incremento en la dispersión. Este incremento se debe al aumento en el número de enlaces rotos, lo cual proporciona un ascenso de las cargas no satisfechas, que son balanceadas por la absorción de más iones. Se usa una solución de azul de metileno con concentración de 0.01 (o 0.001) miliequivalentes/mililitros. Con el fin de estudiar el efecto del tamaño de las partículas en la muestra de arcilla en la CEC, se usan tres rangos arbitrarios de tamaño de partículas: malla 8-20, 100-200 y partículas que pasen a través de malla 200. Estas muestras se secan en horno a temperatura de 150°F por lo menos durante cuatro horas. Antes de añadir la solución de azul de metileno, las muestras de arcilla deben estar en suspensión, lo cual se hace por dos métodos: (1) dispersión y calentamiento o (2) solo calentamiento. Método de Dispersión y Calentamiento Diez gramos de la muestra de arcilla son pesados y dispersos en 350 ml de agua de-ionizada por 15 minutos con un multimezclador de laboratorio. Una pequeña porción de la mezcla de 2 ml se prueba después usando el método estándar/ API RP 13B, como diseño para lodo de perforación. Método de Calentamiento Una pequeña cantidad de la muestra de arcilla es pesada y dispersa solamente por calentamiento en 10 y 15 ml de agua de-ionizada. La mezcla se calienta por 5 minutos hasta quedar en suspensión, se toma una muestra y se prueba (API RP 13B). En ningún método se agrega peróxido de hidrógeno a las suspensiones preparadas de lutita, si no hay evidencia de contaminación con materia orgánica. Sin embargo el peróxido de hidrógeno es añadido a las suspensiones cuando son muestras de superficie y como tal están sujetas a contaminación por materia orgánica. Cuando el CEC de las lutitas es bajo, la concentración usual de la solución de azul de metileno (0.01 meq/ml), es diluida volumétricamente con agua de-ionizada a 0.001 meq/ml. Así, se puede titular mejor. La CEC se calcula usando la siguiente ecuación: Dispersión y Calentamiento, EC. 5.3
Cd * Vm * Cm CEC = EC. 5.4 * Ws Ch Vs * Vm * Cm CEC = Ws
Calentamiento solamente, Donde:
CEC: Capacidad de intercambio de cationes, meq/100 gm arcilla Vm: Volumen usado de solución de azul de metileno, ml Vs: Volumen de arcilla en suspensión separado después de la dispersión, ml Cm: Concentración de azul de metileno usada, 0.01 o 0.0001 meq/ml Ws: Peso de la muestra de lutita usada, gr Cd, Ch: Constantes volumétricas 3500 y 100, respectivamente. Teniendo en cuenta que las lutitas contienen ciertos minerales arcillosos, sus propiedades físicas y químicas, especialmente estas últimas que reaccionan con agua, son independientes de los iones intercambiables que ellos contienen. Además, un conocimiento de sus valores de CEC ayudarán en su caracterización y clasificación.
5.6.4
PRUEBA DE CAPACIDAD DE HIDRATACIÓN
La determinación de la capacidad de hidratación de arcillas, conocido como rendimiento "yield", se obtiene de las curvas de viscosidad aparente vs. porcentaje en peso de arcilla usada, son muy similares a las desarrolladas por la mayoría de los minerales arcillosos. Además las curvas para arcilla en suspensión añejadas sólo una hora, son muy similares para tiempos de 24 horas. Esto se hace para una prueba rápida y sencilla en la determinación de la tendencia del hinchamiento y de la dispersión de una arcilla. Los procedimientos estandarizados para prueba de fluidos de perforación y para arcillas comerciales, son usados para la determinación de la capacidad de hidratación de las arcillas. Se grafica la viscosidad aparente contra el porcentaje en peso de la arcilla usada para lecturas cada hora por 12 horas. A partir de la graficación, se lee la cantidad de arcilla necesaria para producir viscosidades aparentes de 15 cp en suspensión. El rendimiento en barriles por tonelada de arcilla es calculada usando la ecuación: EC. 5.5
572 1.0 Y= - (5.72) * (1.0 ) X S S:
Donde:
Y: Rendimiento (yield) de la arcilla, bbl/ton X: Porcentaje en peso de arcilla para una viscosidad de 15 cp aparente, porcentaje (a partir de gráficos) Gravedad específica de la muestra de arcilla seca
El factor de rendimiento o índice de hinchamiento se calcula usando la ecuación: EC. 5.6
Ys YF ( SI) = Ycb Ycb:
Donde:
YF: Factor de rendimiento, adimensional SI: Indice de hinchamiento, adimensional Ys: Rendimiento de la arcilla de prueba, bbl/ton Rendimiento de la bentonita comercial de referencia (cerca de 100 bbl/ton)
La aplicación de esta prueba en el equipo de perforación con curvas establecidas para varias mezclas de arcillas (o lutitas) conocidos, ayudarán a determinar la dispersión y el tipo comparativo de una arcilla.
5.6.5
PRUEBA HIDROMÉTRICA
Es una prueba empírica que ha sido desarrollada para determinar el contenido coloidal de una muestra de arcilla, como una función del cambio en la gravedad específica de una mezcla de arcilla pulverizada y agua después de 15 minutos de su preparación. Esta prueba es muy simple, altamente empleada, usando equipos poco costosos y requiere sólo de 30 minutos para ser realizada por completo. Los resultados a partir de esta prueba muestran que para las arcillas con bajos contenidos coloidales, ocurren pequeños cambios en la gravedad específica de la suspensión media, mientras que la bentonita fresca, la cual tiene grandes contenidos coloidales, causa un gran cambio en la gravedad específica del agua. El alto porcentaje de contenido coloidal mostrado por la bentonita fresca es debido a la floculación por el hidróxido de potasio. La producción de resultados idénticos usando 25 gr de muestra de arcilla en 530 ml de agua de-ionizada, es una indicación de que el método no es sensitivo a la concentración inicial de arcilla. En esta prueba, 50 gr de partículas de arcilla de malla 200 se secan en horno a 150 °F, después son dispersos en 400 ml de agua de-ionizada y 5 ml de hidróxido de potasio (KOH) 1N, usando un mezclador de laboratorio. La mezcla es agitada por 9 minutos y después se lava dentro de un cilindro de vidrio de 1000 ml. Se coloca un hidrómetro en el cilindro y el cilindro se llena hasta el tope con agua de-ionizada, de modo que el volumen total usado es 1050 ml. El hidrómetro es removido y la mezcla se agita vigorosamante, usando la palma de la mano como un tapón, alrededor de un minuto. El cilindro se coloca en una mesa plana y el tiempo se registra con un cronómetro. El hidrómetro se coloca dentro del cilindro y la lectura se toma al final de los 15 minutos. Con el objeto de evitar cualquier retraso, un minuto y medio antes de finalizar el período de los 15 minutos, el hidrómetro es sostenido cuidadosamente. Se anota la temperatura de la muestra, de tal modo que las lecturas del hidrómetro pueden ser corregidas a 60°F, la cual es la temperatura de calibración del hidrómetro. Para la corrección, se prepara un gráfico previamente elaborado de lecturas del hidrómetro a varias temperaturas, mediante la medición de la gravedad específica de la mezcla de agua de-ionizada y KOH 1N, usando exactamente los mismos volúmenes que serán usados en la prueba del hidrómetro en la muestra de arcilla. Se asume una relación de línea recta para los valores observados. Para temperaturas superiores a 60°F, la correspondiente corrección es obtenida de las lecturas del hidrómetro, y para temperaturas por debajo de 60°F, la corrección se suma a la leída en el hidrómetro. El porcentaje de material coloidal en la muestra de arcilla se calcula como se presenta a continuación: EC. 5.7
(Hc - Sw) * Ss Cm = * V * 100 Ws * (Ss - Sw) Sw: Ss: V:
Donde:
Cm: Volumen en porcentaje del material coloidal, % Hc: Corrección leída del hidrómetro, adimensional Ws: Peso de la muestra de arcilla usada, grs Gravedad específica del agua de-ionizada, 1.0 Gravedad específica de la muestra de arcilla Volumen de agua de-ionizada usada, ml
Con el fin de rectificar la prueba, se repite usando 25 gms de arcilla pulverizada en 530 ml de agua de-ionizada y 2.5 ml de KOH 1N. Ya que esta prueba da resultados comparables para las arcillas estudiadas y se correlaciona bien con otras pruebas, se puede usar también para clasificar o caracterizar arcillas en el equipo de perforación.
5.6.6
PRUEBA DE TIEMPO DE SUCCIÓN CAPILAR
Los resultados obtenidos a partir de la prueba de tiempo de succión capilar (CST) no son muy representativos. El resultado final es muy sensible a la rata de corte o cizalla, al tiempo de cizallado de la mezcla y al tamaño de las partículas. Estos valores no han sido estandarizados por la industria y estas pruebas pueden producir por esto amplios rangos en los valores, dependiendo de las condiciones. Los valores de CST pueden incrementar con una disminución del tamaño de las partículas en unas lutitas o mantenerse constante en otras. Los valores de CST pueden incrementarse inicialmente con el aumento de la rata de cizalla y luego declinar. Los valores de CST incrementan con un aumento de la concentración de sólidos, y las arcillas que no se dispersan fácilmente, requieren de más solidos para lograr la concentración crítica. La magnitud de los valores de CST refleja los potenciales de hinchamiento de las lutitas y así proporciona resultados similares a otras pruebas anteriormente descritas. En otras palabras, las lutitas con muy bajos valores de CST, tienen bajo potencial de hinchamiento. El comportamiento durante la prueba de hidratación se explica mejor como sigue: El incremento de la concentración de sólidos disminuye la distancia interparticular e incrementa la fuerza de atracción de Van der Walls. Al mismo tiempo, la cantidad de agua de-ionizada libre decrece, lo que causa una disminución en el volumen del filtrado, causando incremento en los valores de CST. El equipo para la prueba CST incluye un dispositivo de tiempo de succión capilar, una licuadora comercial de 7 velocidades, una jeringa, un cronómetro y un paquete de papel de filtro cromatográfico (Whatman Grado No. 17). El procedimiento de prueba consta de dos partes: (1) la determinación del perfil de dispersión de las arcillas y (2) la determinación de la tendencia de hidratación de las arcillas. El perfil de dispersión comprende la evaluación de los efectos de la rata de cizalla y el tamaño de las partículas en los valores CST, mientras la hidratación comprende los efectos del contenido de sólidos en CST. Prueba de Perfil de Dispersión Se usan arcillas con partículas de rangos de tamaño malla 100-200 y 200-325. Las muestras son sometidas al horno de secado por 4 horas a 150°F. La prueba de dispersión está representada por la dispersión de 15 gms de la muestra de arcilla seca en 100 ml de agua de-ionizada a varias ratas de cizalla. La mezcla es cizallada en la licuadora a velocidades de 1, 3, 5 y 7 por 2 minutos. Un volumen de muestra de 3 ml es removido con una jeringa y colocado en un embudo sostenido de 1.8 cm de diámetro y papel filtro Whatman No. 17 de 2/32 pulgadas. El procedimiento es repetido tres veces para cada tamaño de partícula y finalmente se determina el valor promedio de los valores de CST. Estos valores son graficados contra las ratas de cizalla para cada rango de tamaño de partícula empleada. Prueba Perfil de Hidratación Las partículas de arcilla que pasaron a través del tamiz con malla 200, son usadas para la prueba del perfil de hidratación. La muestra de arcilla se seca por 4 horas a 150°F y una cantidad ponderada de muestra es mezclada en un volumen conocido de agua de-ionizada. La mezcla se dispersa -1 por 2 minutos en la licuadora a la velocidad más alta. Esta velocidad es equivalente a una rata de cizalla de 2444 radianes/seg . Se toman 5 ml de muestra con una jeringa y se coloca en un embudo CST de 1.8 cm de diámetro y papel filtro Whatman No. 17 de 2/32 pulgadas. Una cantidad adicional de sólidos es adicionada después a la mezcla, luego la nueva mezcla se dispersa por otros 2 minutos a la velocidad más alta y los valores CST son medidos otra vez. El procedimiento se repite con la adición de sólidos hasta que sea imposible remover cualquier volumen de la suspensión. Los valores CST son graficados contra la concentración de sólidos para cada arcilla. Aunque la prueba CST es muy fácil de realizar, da resultados cualitativos, los cuales no son fácilmente utilizables. Los resultados de la prueba dependen de algunos factores, lo cual sugiere la necesidad de estudios adicionales y estandarización del procedimiento. También es importante realizar análisis matemáticos básicos involucrados en la prueba, los cuales son necesarios para definir cuantitativamente los resultados. Conclusiones y Recomendaciones 1.
Se ha desarrollado una prueba mejorada del hinchamiento. Comprende el desarrollo de métodos óptimos para crear muestras de arcilla reconstruidas en el equipo de perforación y cuando se arma el mismo, lecturas directas, digitales y un indicador de hinchamiento para medir el hinchamiento de las arcillas.
2.
Con el objeto de obtener una mayor utilidad, se recomiendan las siguientes pruebas para la evaluación de los cortes de arcilla en la perforación: hinchamiento, dispersibilidad, capacidad de intercambio de cationes, capacidad de hidratación, hidrometría y tiempo de succión capilar (CST). Las primeras dos pruebas son las más representativas.
3.
Los resultados de todas las pruebas son dependientes del tamaño de partícula de la muestra de arcilla usada. Cada prueba es realizable cuando se utiliza un tamaño óptimo de partículas. Por ejemplo, cualquier técnica de evaluación de arcillas que incluya dispersión de partículas en un medio, tal como agua de-ionizada, debe ser hecha con partículas de arcilla que pasen a través de tamiz de malla 200.
4.
La dispersión de la arcilla debe ser estudiada por separado del hinchamiento, debido a que ellos representan dos mecanismos diferentes de inestabilidad de arcillas. Las arcillas que se hinchan considerablemente en un fluido particular, pueden presentar poca dispersión en el mismo fluido.
5.
La alta salinidad de los lodos base aceite y los lodos base agua bentonita-XC-polímero-KCl, reducen la dispersión y el hinchamiento de la mayoría de arcillas.
6.
Las muestras de arcillas reconstruidas usando un óptimo porcentaje de peso en agua, genera un resultado exacto de la tendencia del hinchamiento de la formación in situ.
7.
A pesar de que la prueba CST es rápida y fácil de realizar, da resultados cualitativos que no se pueden generalizar. Depende de muchos factores, y sugiere la necesidad de estandarización del procedimiento de prueba. Además, requiere de análisis básicos de matemáticas que se necesitan en la prueba.
5.6.7
PRUEBA DE DIFRACCIÓN DE RAYOS-X Y AZUL DE METILENO
La Tabla 5.1 muestra el análisis de difracción de rayos-x de cuatro arcillas y una bentonita Wyoming virgen; se muestran los minerales inertes y los de arcilla reactivos. Los números mostrados son el porcentaje de cada mineral. El valor de MBT son las libras por barril de bentonita-lutita equivalente/100 lb de arcilla y bentonita Wyoming. El procedimiento para determinar la formación del MBT se muestra en la Tabla 5.2. Un estudio de los porcentajes de minerales reactivos de lutita para las cuatro arcillas, muestran una varianza desde 20% para la arcilla B a 50% para la arcilla D. La arcilla A tiene 45% de minerales reactivos de lutita, aunque esos son caolinita, ilita y clorita, el cual da un contenido equivalente de bentonita de 10.5 lb/bbl. Por el contrario, la arcilla D contiene 55% de lutita reactiva y toda es montmorillonita. El valor de MBT para la arcilla D es 31.5 lb/bbl de lutita bentonita-equivalente. Sin embargo, el porcentaje de minerales reactivos de arcilla no es tan importante como el tipo de mineral de arcilla presente. La clasificación de estas arcillas con respecto a la disminución de la sensibilidad al agua sería D,C,B,A (más o menos sensibles). La combinación del análisis de la difracción de rayos-x y los valores MBT genera una información importante en la clasificación de las arcillas de acuerdo a la sensibilidad. La arcilla D, con su alto contenido de bentonita equivalente de 31.5 lb/100 de formación, estaría altamente dispersa en un ambiente de lodo base sodio. El contenido de sólidos de perforación subiría rápidamente, causando "washouts" y los consecuentes derrumbes de formaciones superiores. Para contrarrestar la hidratación y la dispersión de las formaciones de montmorillonita cargada, se recomienda el uso de un lodo polímero de cloruro de potasio. El encapsulamiento con un polímero de un alto peso molecular podría evitar que la montmorillonita pudiera ceder a la dispersión; sin embargo, el intercambio básico de ión potasio por el TABLA 5.1 DIFRACCION DE RAYOS-X DE ARCILLAS Error! Bookmark not defined.
A
B
C
D
BENTONITA WYOMING
Cuarzo
49
59
63
44
7
Feldespato
4
6
3
Trazas
15
4
1
Calcita
15
Siderita
2
Yeso Caolinita
12
7
Ilita
18
6
Clorita
15
8
Montmorillonita Capa mezclada con ilita y montmorillonita Valor MBT, lb/100 lb
2 15
55
78
24
31.5
80
12 10.5
15
TABLA 5.2 DETERMINACION DEL VALOR MBT DE ARCILLAS
Una clasificación de arcillas puede ser hecha por la medición de la capacidad de intercambio de cationes usando la prueba del azul de metileno. El procedimiento es como sigue: 1.
Secar la arcilla en horno a 220°F.
2.
Triturar una porción de arcilla seca con un mortero.
3.
Pesar 10 gr de arcilla triturada y añadirla a 35 ml de agua destilada (equivalente a 100 lb/bbl).
4.
Mezclar una disolución de agua-arcilla por cinco minutos en un contenedor semimicro o un mezclador Waring.
5.
Para determinar el valor MBT, usar los métodos descritos en la página 103 (procedimiento estándar API).
6.
Expresar el valor MBT como libras de bentonita equivalente/100lb de arcilla.
7.
La capacidad de intercambio catiónico de las arcillas expresada en meq/100 gr puede ser obtenida multiplicando el valor MBT por 0.78.
Triturando la arcilla y mezclándola suficientemente con el mezclador Waring, resultan suficientes partículas rotas para asegurar que la mayoría de los sitios de intercambio serán expuestos.
catión asociado con la estructura de la arcilla y el encapsulamiento del polímero serían más efectivos. La arcilla C contiene 15 lb de montmorillonita/100 lb de formación, pero la combinación de 7 lb de caolinita, 5 lb de ilita y dos libras de clorita, da un contenido de bentonita equivalente de 24 lb/100 lb de formación. Esta arcilla además sería considerada por ser altamente sensitiva a la hidratación con agua y produciría los mismos síntomas de la arcilla D en el pozo. Se aplicarían también las mismas recomendaciones para el fluido de perforación. A pesar de no tener información disponible de muestras de corazón de las arcillas D y C, sería de esperarse que las arcillas reactivas estarían presentes en estratos o lentes con diferentes espesores. Si estas arcillas se llegan a dispersar, como si estuvieran en un lodo base sodio, los espacios vacíos (si son suficientemente largos) que quedan no soportarían la sobrecarga (overburden). El resultado sería derrumbes de arcilla fragmentados en el hueco. Estos serían observados en los tamices de la zaranda, y el diagnóstico sería derrumbe de arcillas. Sin embargo, la causa verdadera sería el contenido de arcillas reactivas de las lutitas las cuales han sido hidratadas y dispersas. Consecuentemente, llegaría a ser parte del sistema del lodo, como contenido de sólidos de bajo peso específico. Cuando las arcillas D y C son perforadas con un lodo base sodio, el contenido de bentonita equivalente (determinado por el MBT) y el contenido de sólidos de perforación se incrementará, indicando que las arcillas sensitivas al agua están siendo dispersas en el sistema. Por ejemplo, un lodo de base sodio tiene un peso de 8.9 lb/gal de 4.2% vol (38 lb/bbl) y un MBT de 16 lb/bbl anterior a la perforación de la arcilla D. Después de perforar 900 pies, el peso de lodo ha crecido a 9.5 lb/gal, el contenido de sólidos a 8.5 %vol (79 lb/bbl) y el MBT a 25 lb/bbl. Los registros mostraron que ninguna bentonita comercial fue añadida al sistema, así la capacidad de intercambio de los cationes fue causada por hidratación y dispersión de lutitas reactivas en la arcilla. En la evaluación del efecto de reacción de arcillas de formación, se tiene en cuenta que la porción de sólidos de baja densidad es hecha de bentonita Wyoming comercial y sólidos perforados. La prueba del azul de metileno determina la capacidad de intercambio de cationes del total de los sólidos de baja densidad. No se diferencia entre la bentonita comercial y la actividad catiónica de los sólidos reactivos en la formación. Para obtener esta diferenciación, el contenido de bentonita comercial se calcula usando la siguiente relación: EC. 5.8
(A)(B) C100 CBC = A 1100
Donde: CBC: A: B: C:
Bentonita comercial, lb/bbl Valor de MBT de formación, lb de bentonita equivalente/100 lb de arcilla Sólidos totales de baja densidad, lb/bbl Valor de MBT para el lodo
Después de obtener el contenido de la bentonita comercial en libras por barril, el verdadero contenido de sólidos de perforación es calculado de acuerdo a la siguiente ecuación: EC. 5.9
B-C Contenido de solidos, lb/bbl = A 1100
Aplicando estas fórmulas a los datos del lodo de perforación obtenidos antes y después de perforar 900 pies de la arcilla D, se obtiene la información mostrada en la Tabla 5.3.
La Tabla 5.3 muestra los datos antes a la perforación de los 900 pies de la arcilla D, el contenido de bentonita comercial fue 13.8 lb/bbl y el contenido real de sólidos perforados fue 24.2 lb/bbl. Después de perforar la arcilla, la cual tiene una actividad de formación de 31.5 lb de bentonita equivalente/100 lb de arcilla, el contenido de bentonita comercial ha disminuido esencialmente hasta cero. El valor MBT del lodo se incrementó, sin embargo, de 16 a 25, lo cual muestra que las propiedades estructurales del lodo fueron producidas por el contenido de arcilla reactiva de la formación. Tales datos como los mostrados en la Tabla 5.3 pueden ser desarrollados con poco esfuerzo y pueden generar información provechosa de la actividad de la formación. También puede ser usada para monitorear la efectividad de la formulación de los fluidos de perforación en evitar la hidratación de arcillas sensitivas al agua y prevenir los consecuentes problemas del pozo. TABLA 5.3 ANALISIS DE LOS SOLIDOS DE BAJA DENSIDAD ANTES Y DESPUES DE PERFORAR 900 PIES DE ARCILLA D
Error! Bookmark not defined. ANTES Peso, 8.9 lb/gal Contenido de sólidos, 4.2% en volumen Contenido de sólidos, 38 lb/bbl MBT lodo, 16 lb/bbl MBT formación, 9 lb/ 100 lb arcilla CBC, 13.8 lb/bbl Sólidos perforados, 24.2 lb/bbl
DESPUES 9.5 8.5 79.0 25.0 31.5 0.18 78.8
*CBC = contenido de bentonita comercial La arcilla B contiene clorita y mezcla de capas de illita y montmorillonita. Su valor de MBT de 15 lb de bentonita equivalente/100 lb de arcilla lo ubica como una arcilla de actividad intermedia. De acuerdo al sistema de clasificación de O'Brien y Chenevert, esta podría ser una arcilla de clase tres (3), con tendencias moderadas de dispersión y derrumbamiento. Si la fracción de arcilla reactiva fue concentrada en capas, la dispersión e hidratación podrían debilitar la formación y causar un derrumbamiento considerable. Si la fracción de arcilla reactiva fue distribuida al azar en toda la formación, la posibilidad de derrumbe sería reducida considerablemente. Este tipo de arcilla podría ser perforada con un lodo de bajos sólidos que contenga un polímero de alto peso molecular. Otra posibilidad, pero más costosa, sería un sistema de polímero de KCl. La escogencia dependería de la distribución de la arcilla en la formación. Normalmente los corazones no están disponibles para dar esta información, y los cortes de perforación no dan un resultado real. El procedimiento típicamente usado es experimentar con varios fluidos hasta haber obtenido suficientes datos para graficar las conclusiones. Sin embargo, mediante el uso de todas las herramientas de diagnóstico disponible tales como los registros de perforación, registros eléctricos, análisis de muestras de arcillas, valores MBT y comparando la efectividad de varios fluidos de perforación, los problemas de inestabilidad pueden ser controlados, obteniendo soluciones en corto tiempo. La arcilla A contiene caolinita, illita y clorita en iguales proporciones. El valor de MBT de esta arcilla es 10.5 lb de bentonita equivalente por 100 lb de arcilla. Es claramente una arcilla dura, que no se dispersa instantáneamente en agua y muestra muy poca dispersión. O'Brien y Chenevert la clasificarían como una arcilla clase 4. Esta arcilla puede contener pequeñas fracturas y las tendencias de derrumbe serían una función del tiempo. Podrían ser arcillas llamadas por los perforadores y toolpushers como de 30 o 60 días. En otras palabras, si usted perfora este tipo de arcilla con un lodo base sodio no inhibitivo, no habría un levantamiento o derrumbamiento repentino, debido a que ocurriría muy poca dispersión. Sin embargo, después de que la arcilla ha tomado agua por la línea de fractura, la hidratación de las caolinitas, ilitas y cloritas podrían causar debilitamiento y posteriormente derrumbamiento. La perforación de este tipo de arcilla no debería requerir un fluido costoso. Una pérdida de fluido razonable (20 cc API) y el encapsulamiento de polímero, debería ser una aproximación ideal para la perforación de este tipo de arcilla.
5.6.8
PRUEBAS DE FLUJO (ROLLING TESTS)
Anderson y Edwards desarrollaron una prueba de flujo para simular el efecto de la composición del fluido de perforación y los componentes de fluido individuales en la capacidad de las arcillas para resistir la desintegración. En este procedimiento, la arcilla se seca, posteriormente es sometida a un tamaño de tamiz específico, y se coloca en las jarras en proporción de 50 gr de arcilla/350 ml del fluido de perforación. La arcilla y el fluido son mezclados sin parar (rolar) durante 16 horas a temperatura ambiente o más elevada. Después del tiempo de mezcla, el fluido y la arcilla se pasan a través de tamiz malla 30. La arcilla recuperada se seca y se pesa y la recuperación es reportada como porcentaje en peso. La arcilla recuperada en la malla 30 se coloca en 350 ml de agua corriente y se pone a mover (rolar) por 2 horas más. La arcilla recuperada en la malla 30 se vuelve a pasar por la malla 30, se seca y se vuelve a pesar. El peso final de la arcilla recuperada se reporta como porcentaje en peso del peso inicial. La primera parte de este procedimiento, genera resultados experimentales tales como el efecto relativo de los diferentes ambientes de fluido en la integridad de la arcilla. La segunda parte es diseñada para evaluar el efecto de encapsulamiento de dichos agentes que previenen el efecto de humectabilidad de la arcilla en el agua. La información presentada indica que se obtienen datos importantes de los efectos de los aditivos en la prevención de la desintegración de la arcilla. La correlación de los resultados de la prueba de rolado con la de difracción de los rayos x y los MBT, dará una buena indicación del efecto de varios fluidos de perforación y aditivos en la estabilización de las formaciones de arcillas.
5.6.9
PRUEBAS ADICIONALES
O'Brien y Chenevert propusieron una prueba de dispersión para arcillas, similar al procedimiento de Edwards y Anderson. Esta prueba de dispersión fue incluida en una serie de cuatro pruebas usadas para el estudio de la estabilización de arcillas sensitivas. Las otras tres fueron el análisis de difracción por rayos X, estudios isotérmicos de adsorción, y pruebas de hinchamiento. O'Brien y Chenevert usaron dichas pruebas en el desarrollo del sistema de la clasificación de las arcillas, discutidos anteriormente. Algunas compañías han diseñado y fabricado equipos a gran escala para el estudio del efecto de diferentes ambientes de fluidos de perforación en la estabilidad de las arcillas. Las presiones de fondo, condiciones de circulación y temperatura son simuladas. Se establecieron condiciones típicas tales como presión de sobre carga (overburden) a 3000 lppc, presión de circulación a 300 lppc, presión de poro a 250 lppc y temperatura de circulación del lodo a 150°F. Las muestras de corazones son hechas por compactación de una lechada de arcilla bajo altas presiones. Los corazones del tamaño requerido se cortan de la arcilla compacta para pruebas en un equipo a escala. Los corazones son ajustados con empaques y cubiertos con epoxy, para que las condiciones de fondo puedan ser simuladas. Los fluidos de prueba son circulados a través de un hueco perforado a lo largo de una parte del corazón, durante un lapso de tiempo específico. Después de la prueba, las condiciones permiten llegar al equilibrio atmosférico y los corazones de prueba son examinados para determinar el efecto de la composición de un fluido específico. Esta prueba suministra resultados definitivos, pero tiene dos desventajas: las pruebas conllevan mucho tiempo de trabajo y los resultados son solamente representativos para un tipo de arcilla.
Debido a que las arcillas difieren ampliamente en la composición de las arcillas reactivas y las pruebas a gran escala son costosas, parece más práctico usar una variedad de pruebas "bench-top" disponibles para estudios de los efectos de los fluidos de perforación en la estabilidad de las arcillas. Las propuestas presentadas en este capítulo son: (1) Un estudio de los registros de perforación para identificar el tipo de arcilla problemática; (2) análisis de difracción por rayos X; (3) la determinación del contenido neto de arcilla reactiva, definida por la prueba del azul de metileno, y (4) pruebas de rolado que deben suministrar resultados cualitativos para ser usados como bases para seleccionar las propiedades del fluido de perforación para una arcilla específica.
5.6.10 CAPACIDAD DEL AZUL DE METILENO (CEC) DE SÓLIDOS DE PERFORACIÓN Equipo Los siguientes materiales se requieren para calcular la actividad o capacidad de intercambio de cationes de las arcillas por el método del azul de metileno. a.
Solución de azul de metileno: 3.74 g de azul de metileno de grado USP C16H18N3SCl.3H20 por 100 cc. (1 cc = 0.01 meq). Nota: El contenido de agua del azul de metileno de grado USP puede variar con la fórmula. El contenido de humedad debe ser determinado cada vez que la solución es preparada. Un gramo de azul de metileno secado a 200 °F +/- 5°F (93 +/- 3°C). Hacer la corrección apropiada en el peso de azul de metileno para ser tenida en cuenta en la preparación de la solución tal como se indica a continuación:
0.855 Peso de la muestra a ser tomado = 3.74 x ----------------------peso de la muestra seca b.
Peróxido de hidrógeno: solución 3%.
c.
Acido sulfúrico diluido: aproximadamente 5N.
d.
Erlenmeyer de 250 cc.
e.
Micropipeta de 0.5 cc.
f.
Cilindro graduado de 50 cc.
g.
Agitador.
h.
Plato caliente.
i.
Papel filtro o papel de prueba para azul de metileno.
j.
Horno 220 +/- 5°F.
k.
Molino analítico o minitriturador (modelo Teckmar A-10 para el molino analítico).
l.
Agua de-ionizada.
m.
Balanza con sensibilidad de 0.01 gr.
Procedimiento 1.
Secar la arcilla en el horno por dos horas y triturar una porción hasta pulverizarla.
2.
Pesar 0.57 gr de arcilla pulverizada dentro del erlenmeyer. Añadir 10 cc de agua, 10 cc de peróxido de hidrógeno y 0.5 cc de ácido sulfúrico. Hervir suavemente por 5 minutos. Diluir hasta aproximadamente 50 cc con agua.
3.
Añadir solución de azul de metileno con la micropipeta al erlenmeyer, después de cada adición de 0.5 cc, agitar el erlenmeyer durante 30 segundos. Mientras que los sólidos están todavía en suspensión, tomar un poco de líquido con el agitador y colocarlo en el papel filtro o en el papel de prueba. El punto final de la titulación se obtiene cuando aparece teñido como un anillo azul desvanecido o corona circular y los sólidos son mostrados como pegados al papel de la prueba del azul de metileno.
4.
Cuando se determina el punto anterior, se agita el frasco dos minutos adicionales y se coloca otro poco en el papel filtro. Si el anillo azul es evidente nuevamente, el punto final se ha obtenido. Si el anillo no aparece, se continua como en el paso tres hasta que una gota de muestra, después de agitar dos minutos, muestre el anillo azul.
Cálculos 1.
Reportar el MBC de la arcilla como libras de bentonita equivalente/100 lb de arcilla usando la siguiente relación: MBC = cc solución de azul de metileno x 2.5
2.
Expresar la capacidad de intercambio catiónico de la arcilla en meq/100 gr. usando la siguiente relación: CEC = cc de solución de azul de metileno x 1.95
5.7
METODOS QUE MUESTRAN LA ACTIVIDAD DE ARCILLAS
Los problemas de perforación se definen principalmente por las características de la formación. Para mejorar la eficiencia de la perforación, los operadores deben conocer las propiedades de los sólidos coloidales de las arcillas. Recientemente se han desarrollado métodos para medir/predecir las propiedades de las arcillas de dispersión y de hinchamiento. Aunque las pruebas aquí descritas fueron realizadas para arcillas de diferentes partes del mundo, es importante conocer comportamientos y composiciones que pueden ser muy similares a los de nuestras formaciones. La implementación de equipos pilotos en los pozos que puedan identificar y clasificar las arcillas de forma rápida suministra la información para ayudar a: -
Predecir en qué formaciones es probable que ocurra el aprisionamiento de la tubería.
-
Predecir en qué formaciones es probable que ocurran pozos de diámetro amplio.
-
Estimar el tiempo antes de que ocurra inestabilidad en el hueco.
-
Formular los lodos para perforar con mayor eficiencia.
Estos dos nuevos métodos incluyen: -
El tiempo de succión capilar (T.S.C.).
-
La absorción de fluidos (medidor de hinchamiento).
Con estas medidas directas se puede determinar la actividad de los cortes o de núcleos de pared y preparar rápidamente las pruebas pilotos para mejorar el desempeño del sistema de lodo. Así mismo, estos dos métodos aumentan nuestro entendimiento de las condiciones de perforación en el hueco.
5.7.1
CEMENTACIÓN DE LUTITA: QUÍMICA Y DESCRIPCIÓN
Las lutitas están formadas por la compactación hidrostática y deshidratación de minerales arcillosos, cuarzo, feldespato, sales solubles y otros minerales bajo presión y temperatura. El proceso de compactación no es uniforme y remueve cantidades diversas de los poros arcillosos. La calidad de la cementación (o del enlace) entre las partículas arcillosos depende de: -
El tipo de arcilla
-
El contenido de arcilla
-
La distribución del tamaño de las partículas o el nivel de dispersión
-
El contenido de agua intersticial
-
La presencia de sales solubles
-
Minerales no arcillosos
-
Presión
-
Temperatura
Los efectos de la presión y la temperatura reducen el tamaño de los poros en las arcillas, sin embargo, no eliminan totalmente la presencia de agua (hasta que ocurra la solidificación). La cementación de máxima fuerza entre las partículas arcillosas ocurre con una mezcla óptima de los puntos 1-8 antes mencionados. la cementación débil puede ser el resultado de: 1) El bajo contenido de arcilla, 2) El bajo contenido de agua intersticial, 3) La presencia de arcilla floculada, 4) Presión de compactación excesiva.
5.7.2
HINCHAMIENTO DE LA LUTITA
Se miden los parámetros de hinchamiento de cortes o lutitas pulverizadas con el aparato de absorción de Ensulin. Siendo que las lutitas contienen arcillas parcialmente deshidratadas y compactas, la humectación superficial y la difusión de líquidos en los poros de la arcilla son más lentas que las de las arcillas superficiales. En la Figura 5.1 se muestran los perfiles de absorción de tres muestras de arcilla. La gráfica indica que el hinchamiento de la arcilla es lineal, como en las arcillas de los Emiratos Arabes Unidos o en las de la costa de Sicilia. Siendo que el hinchamiento de las arcillas es lineal graficar en papel loglog. La siguiente ecuación de hinchamiento es válida: EC. 5.10
log Mt = log Mi + N log t
Donde: Mt:
Masa del fluido absorbido al tiempo t, gr fluido/gr lutita
Mi:
Masa del fluido absorbido instantáneo (al tiempo t = 0), gr fluido absorbido/ gr lutita/ minuto.
N:
Indice de hidratación (la inclinación de la línea), gr fluido absorbido/(gr lutita * minuto).
Error! Bookmark not defined. FIGURA 5.1
0
El comportamiento del hinchamiento del material de la formación se describe con el perfil de fluido absorbido. El punto extrapolado de intercepción: Mi, describe el estado de la lutita antes de la hidratación y su valor depende del contenido de agua y arcilla y del grado de compactación.
En la Figura 5.2 se muestra una gráfica de Mi (usando núcleos de pared de un pozo en la Costa de Africa Occidental) contra la densidad compensada de formación que generalmente indica que mientras Mi disminuye, la densidad y compactación de la lutita aumentan. La hidratación de las lutitas compactadas es más lenta que la de las lutitas de compactación menor. Las lutitas sumamente compactadas y las de bajo contenido de arcilla tienen valores menores de Mi. La difusión del fluido en la matriz de la lutita es la hidratación instantánea y se describe por el factor N, por ejemplo, en las lutitas de los Emiratos Arabes Unidos. En la Figura 5.1 la expansión significativa de la matriz de la lutita empieza alrededor de 2.000-3.000 minutos. Los cortes secos o las lutitas pulverizadas absorben agua (o fluido) hasta que se logre el equilibrio Mt. El tiempo para lograr el punto de equilibrio es largo. Generalmente no se mide este tiempo; en su lugar se mide el volumen del fluido consumido durante la expansión de la matriz. La siguiente ecuación describe la relación:
EC. 5.11
Mt = Mi * t N
Siempre que la relación lineal sea válida.
La presencia de agentes de inhibición en el fluido cambia las propiedades de absorción de la lutita. Los efectos del 15% de KCl 3 (cloruro de potasio) y 11.4 kg/m de cal en una lutita se muestra en la Figura 5.3. El fluido con el 15% de KCl aumenta el tiempo antes de que empiece el hinchamiento en la matriz de la lutita. Aun cuando el hinchamiento se verá 3 reducido, la lutita se hinchará aún más y posiblemente se pegue la tubería o haya deslizamiento de arcillas. La adición de los 11.4 kg/m de cal reduce el índice de hidratación. No deben ocurrir problemas con el hinchamiento de la lutita siempre y cuando la hidratación no aumente después de la duración del experimento.
0
Error! Bookmark not defined. FIGURA 5.3
Error! Bookmark not defined.
0 FIGURA 5.2
5.7.3
DISPERSIÓN DE LA LUTITA
Definimos la dispersión de la lutita como la subdivisión de partículas coloidales de arcillas cuando están expuestas al corte o a un fluido de un medio ambiente iónico más débil. Siendo que se necesita una concentración adecuada de partículas coloidales dispersas para cementar la lutita, el nivel de dispersión de la arcilla en la matriz de la lutita es muy importante. Las características de dispersión de la lutita dependen de la medición de las propiedades de filtración de un lodo de lutita. Se ha demostrado anteriormente que el T.S.C. de un lodo concentrado con lutitas es proporcional al contenido de sólidos coloidales como lo muestran las pruebas de turbidez. Los perfiles de dispersión de tres muestras de lutitas se muestran en la Figura 5.4.
Error! Bookmark not defined. FIGURA 5.4
0
Siendo que las gráficas son lineales la relación Y = mX + B describe la dispersión de la lutita. De una gran variedad de lutitas, una gráfica de B (el punto de intersección) contra Mi indica que la relación es inversamente proporcional. Las gráficas de lutitas muy compactas de bajo contenido de agua (bajo Mi) y de pobre cementación se subdividen rápidamente en partículas coloidales.
Error! Bookmark not defined. FIGURA 5.4A
0
De las lutitas en la Figura 5.5, la mayoría son de profundidades mayores de 5.000 pies. Las lutitas números 9, 10 y 11 son calcíticas y tienen bajo contenido de arcillas y por esto se describen con una línea diferente.El valor máximo de T.S.C. (Y) describe el contenido coloidal total de una lutita. El valor Y-B es una medida de la diferencia entre el contenido coloidal total y el contenido coloidal instantáneo. La lutita "Gannet 7" de la Figura 5.4 tiene un valor Y-B de 300 segundos. Comparado con el valor de Y, el valor de B es elevado. En pruebas de añejamiento de alta temperatura/no estático, la lutita se erosiona considerablemente en lodos base aceite. Con un valor bajo de Mi esta lutita es quebradiza.
Error! Bookmark not defined. FIGURA 5.5
Este método de describir las características de dispersión de lutitas se realiza en pozos de gran amplitud. En la Figura 5.6 se muestra una gráfica de datos T.S.C. [1/(Y-B)] de 24 núcleos de pared y del registro calibrador de un pozo en la costa del Africa Occidental.
Error! Bookmark not defined. FIGURA 5.6
La gráfica indica que las secciones de diámetro amplio son proporcionales a las lutitas son valores bajos de Y-B (menor de 350 segundos). Estas lutitas exhiben pobre cementación y se dispersan con un contenido bajo en arcillas.
5.7.4
SISTEMA DE CLASIFICACIÓN DE LUTITAS
La Tabla 5.4 resume las propiedades de dispersión y de hinchamiento de muchas muestras de lutitas y el desempeño de algunas lutitas en pruebas de añejamiento de alta temperatura/no-estático en lodos base aceite y en lodos de KCl/polímero. En la Tabla 5.4 también se muestra un análisis mineralógico de las lutitas. Del análisis de regresión lineal de datos de absorción del fluido, se calculan los parámetros de hinchamiento N, Mi y M5000. Dentro de cada grupo de hinchamiento las lutitas se agrupan por la disminución del índice de hidratación (N) y por la absorción instantánea de fluido. Se subdividen las lutitas con valores equivalentes de Mi por los niveles de arcillas dispersas medidos con el método de T.S.C. Conforme disminuye el índice de hidratación, la plasticidad general de las arcillas en la lutitas también disminuye. Con concentraciones equivalentes y compactaciones de arcilla, las lutitas en el grupo 1 tendrá más fuerza de plasticidad que las del grupo 4. Dentro de cada grupo de hinchamiento, el comportamiento de cada arcilla cambia de plástico a quebradizo aumentando los valores de Mi. El valor de Mi significa el contenido de agua, el índice de hidratación y el contenido de arcilla. Por el contenido de arcilla dispersa medido con el T.S.C. se puede subdividir el comportamiento de las lutitas dentro de un grupo Mi. Grupo 1A: Las lutitas en este grupo exhiben los niveles altos de hinchamiento y compactación pobre (N > 0,14, Mi > 0,60).
Las lutitas de la costa de Luisiana y del sur de Texas, EUA, son ejemplos de este tipo de lutitas. Se puede tener el comportamiento plástico o desgastado dependiendo de sus características generalmente de dispersión. La lutita de Luisiana con un valor mayor de Y-B es más plástica que la del sur de Texas con un valor menor de Y-B. Siendo que la diferencia entre "Y" y "B" aumenta, el comportamiento de plasticidad también aumenta. Grupo 1B: Las lutitas en este grupo exhiben niveles altos de hinchamiento y niveles moderados de compactación (N > 0,14, Mi = 0,25 - 0,55). Ejemplos de las lutitas en este grupo incluyen las de Shaftesbury y Streppanosa. Esta lutitas son fuertes y exhiben el hinchamiento que aumenta con el tiempo. En muchos casos, después de 2 ó 3 días las lutitas empiezan a derrumbarse. TABLA 5.4 PRUEBAS DE ABSORCION ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Características Características % de erosión de hinchamiento de dispersión --------------------- --------------------- -------------------------------------------Lutita Grupo N Mi M5000 Ymax Bint Y-B Lodo (petróleo) Polímero KCl Minerales ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Luisiana costa fuera 13000 pies 1A 0.17 0.76 3.23 750 80 670 Q.30% S.I.C.F. Sur de Texas 5000 p. 1A 0.16 0.61 2.38 700 493 207 24 24 Q.30% S.20% I.C.F. Shaftesbury, Canadá 5000 p. 1B 0.16 0.45 1.76 400 120 280 Q. F.30-40% I.K. Ch Streppanosa, Sicilia 1B 0.18 0.28 1.30 2.500 45 Mar del Norte, Holanda 5000 p. 1C 0.34 0.16 2.89 3.000 20% arcilla I.S.Q.D.Ch.I Gannet No. 7 Wyo 1C 0.21 0.15 0.90 1.486 1.100 386 62 Q.4%C 2% D.F.S.I.Ch Isla Mustang, Texas 11100 p. 1C 0.20 0.15 0.82 1.003 304 699 43 35 Q.20%C.K.I.S.NaCl Gannet No. 2 Wyo 1C 0.14 0.14 0.37 424 227 40 44 Q.25% C.4% D.F.S.I.K Carapita, Venezuela 2A 0.13 0.45 0.132 11.437 625 10 813 9 3.5 Q.Sd.C.F.K.I.S. Ch FAU, 15150-160 2A 0.10 0.47 1.10 6.539 1.355 5 184 Q.F.C.D.Sd.I.K.Ch Gannet No. 4 2A 0.12 0.25 0.09 1.527 984 543 7 31.5 Q19% C 4% D.S.I.K Golfo de Suez 3A 0.08 1.19 2.41 236 DS.K.tr.I.NaCl.F.C. Isla de Mustang,Texas 10650 p. 3A 0.08 0.85 1.68 936 373 563 49 30 Q.18% C.K.I.IS. bajo D NaCl.F Razole, India 3000 p. 3A 0.09 0.83 1.79 236 Q.S.I.C Colombia 2100 pies 3A 0.07 0.79 1.46 6.548 440 6.108 8 17.5 SBivalente, Q. bajo F.C. M.Ch Atoka, Okla. 3B 0.08 0.44 0.87 970 Q.Ch. Sd.K.M. Gannet No. 6 3B 0.08 0.53 1.05 823 741 82 16 27.5 Q.4% D.F.S.I. Beluga, Alaska 5600 p. 4 0.03 0.74 0.97 2.389 513 1.876 49 15 I.Ch.Cr. S. Gannet No. 3 4 0.03 0.45 0.53 915 908 7 17 31.5 Q.5% C.F.S.I ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Símbolos: Q, cuarzo; S - smectita; I, ilita; Ch, clorita; I/S, capas mezcladas de ilita y smectita; K, kaolin; Sd, siderita; C, calcita; F, feldespato; Cr, cristobalita; D, dolomita Grupo 1C: Las lutitas de este grupo exhiben niveles altos de hinchamiento y compactación excesiva (N > 0,14, Mi < 0,25). Son ejemplos de este grupo las lutitas del Mar del Norte, las del grupo Gannet y las de las Islas Mustang del sur de Texas. La lutita del Mar del Norte exhibe altos niveles de erosión y de plasticidad. Las pruebas con el aparato Ensulin de absorción indican que no hay mucho hinchamiento en el primer día, pero el hinchamiento aumenta rápidamente después del segundo día con un nivel de absorción de fluido muy alto a N5000. Como resultado esta lutita produce un alto nivel de sólidos coloidales y puede ocurrir el aprisionamiento de tubería. Las lutitas del grupo Gannet y las de las Islas Mustang también son quebradizas y erosivas. Las pruebas de añejamiento en lodo base aceite indican que estas lutitas son de compactación pobre. Si no hay bastante KCl para proveer inhibición y reducir el potencial de hinchamiento en los lodos base agua, es probable que ocurra el aprisionamiento de tubería. Grupo 2: Estas lutitas exhiben niveles moderados de hinchamiento, las lutitas Carapita, las de EAU y las de Gannet No. 4 son ejemplos de este grupo. Estas lutitas tienen compactación moderada alta y tienen altos niveles de arcillas dispersas. Las lutitas Carapita y las EAU exhiben comportamiento dispersivo y plástico. El problema principal con la perforación de esta lutita sería el agujero compacto. La lutita Carapita tiene un nivel más elevado de contenido de arcilla que la lutita Gannet No. 4 y como resultado acarrea una cementación mejorada. El alto valor instantáneo del T.S.C. indica que la erosión de las arcillas sería un problema aún mayor con esta lutita que con la lutita Carapita. Grupo 3: Esta lutitas exhiben hinchamiento moderado y compactación débil. La concentración de arcillas de un alto nivel de hinchamiento es baja. La lutita del Golfo de Suez tiene la compactación menor en este grupo y la floculación de ella es fácil (tiene un valor bajo de T.S.C.). Debido a que la capacidad de absorción del fluido es alta (M5000 = 2,41), tiene un nivel moderado de arcilla activa, es muy erosiva porque el contenido total de arcilla dispersiva es bajo. Se puede obtener floculación de esta lutita utilizando cloruro de sodio. Las lutitas de la Isla Mustang y las de COLOMBIA son más compactas que las lutitas del Golfo de Suez. La lutita de COLOMBIA tiene un nivel más elevado de contenido de arcilla y resulta en un potencial de erosión en lodos base aceite más bajo. El lodo base aceite puede deshidratar la lutita no-plástica de la Isla Mustang y resulta en más erosión.
El mejoramiento de la estabilización de la lutita de la Isla Mustang con un lodo base agua es el resultado de las propiedades plásticas con agua y polímero. Siendo que contiene "smectita bivalent", la lutita de Colombia responderá mejor con tratamientos de cal y no de potasio. Grupo 3B: Las lutitas de este grupo exhiben niveles moderados de hinchamiento y compactación (N = 0,05 a 0,10, Mi < 0,55). Esta lutitas tales como las de Gannet No.6 y la lutitas de Atoka son fuertes. Las formaciones pueden derrumbarse si el tiempo de exposición es largo (los valores M5000 son altos). Generalmente esta lutitas no son de buena compactación siendo que tiene arcillas no-plásticas. El nivel moderado de compactación indica que la matriz de la lutita es firme. Grupo 4: Las lutitas de este grupo exhiben niveles bajos de hinchamiento (N < 0.05). Estas lutitas son quebradizas porque las arcillas son básicamente de nivel de plasticidad. Con la lutita Beluga, la erosión de la lutita en lodo base aceite es mayor que la erosión base agua. El lodo base aceite deshidrata la lutita y la lutita es más quebradiza. El agua y el polímero dan plasticidad al enlace quebradizo y resulta en una mejoría con lodo base agua. Los niveles más altos y de más bajo contenido de arcilla indican que la lutita Gannet No. 3 no es tan quebradiza. La invasión de agua en la matriz de Gannet No. 3 aumenta el nivel de dispersión como lo indica el valor bajo de Y-B. La importancia de este corto estudio radica en la ilustración de los factores que debemos evaluar en una lutita, de tal forma que apoyados con nuestros laboratorios (ICP) y los de las compañías de servicios de lodos se pueda hacer una clasificación de las lutitas en las diferentes cuencas con el fin de optimizar los diseños de pozo y lodos.
BIBLIOGRAFIA 1.
M-I DRILLING FLUIDS Co., Customer Drilling Fluids Manual.
2.
RIKE SERVICES, Drilling Practices.
6
CAPITULO VI. OPERACIONES DE CEMENTACION
6.1
CONCEPTOS OPERATIVOS BASICOS
El cumplimiento de los objetivos en la perforación de un pozo, depende en gran parte de la eficacia del trabajo de cementación, el cual a su vez, depende de la exactitud de los datos que se midan o calculen para la elaboración del diseño. Desde el punto de vista operacional, existen técnicas y procedimientos ampliamente conocidos, los cuales bien interpretados y aplicados, pueden garantizar en un alto porcentaje un resultado final exitoso. Es importante tener presente que los acertados criterios de diseño, el control de calidad del cemento y aditivos, la utilización de lavadores y espaciadores compatibles con el fluido de perforación y lechada de cemento y la aplicación de técnicas operacionales adecuadas, conducirán a obtener un trabajo de cementación de buena calidad. Adicionalmente, esto reduce la posibilidad de realizar trabajos de cementación correctivos, con el consecuente ahorro de tiempo y dinero en las operaciones de terminación del pozo.
6.2
DISEÑO DE OPERACIONES DE CEMENTACION
Los objetivos principales de un trabajo de cementación son: restringir el flujo entre formaciones (aislar) y soportar la tubería de revestimiento. La clave para lograr dichos objetivos, consiste en colocar el cemento adecuadamente en el espacio revestimiento - formación, considerando tanto la importancia de los aspectos químicos del cemento y fluidos de trabajo, como la de los aspectos físicos durante la operación de bombeo y desplazamiento. En general, un buen diseño de cementación involucra: -
La composición de la lechada: tipo de cemento, cantidad de agua, tipo y concentración de aditivos, propiedades de la lechada.
-
La técnica de colocación: desplazamiento, régimen de flujo, reología de la lechada, centralización, uso de preflujos químicos y técnicas mecánicas de remoción.
Todos los esfuerzos en ingeniería de diseño y aplicación de prácticas operacionales durante un trabajo de cementación, tienen como objetivo final evitar o reducir los problemas durante las etapas de completamiento y producción del pozo. Algunos de los problemas son: -
Producción de fluidos indeseables debido a un sello hidráulico deficiente, entre zonas que contienen gas, aceite o agua.
-
Incertidumbre y riesgo en el resultado de los trabajos de estimulación, debido a la posibilidad de que los fluidos de trabajo se desvíen de la zona de interés.
-
Problemas mecánicos potenciales y susceptibilidad a la corrosión debido a la falta de un adecuado soporte de la tubería de revestimiento.
A continuación se hará una breve descripción de los aspectos primordiales que se deben tener en cuenta para el óptimo diseño de un trabajo de cementación.
6.2.1
CEMENTO
El cemento petrolero debe cumplir los requerimientos químicos, físicos y de comportamiento en mezcla, de acuerdo con la norma API SPEC 10A. El control de calidad del cemento en polvo, la mezcla básica agua-cemento (lechada) y el cemento fraguado, asegura que la materia prima cumpla con los parámetros mínimos y máximos de composición química, agua libre, tiempo de espesamiento y resistencia a la compresión.
En las Tablas 6.1 y 6.2 se transcriben los requerimientos químicos y físicos del cemento especificados en la norma API, los cuales deben cumplirse por parte del proveedor. TABLA 6.1 REQUERIMIENTOS QUIMICOS DEL CEMENTO Error! Bookmark not defined.
CLASE DE CEMENTO A
B
C
D,E,F
G
H
GRADO ORDINARIO - Oxido de magnesio (MgO) - Porcentaje máximo
6.0
-
6.0
-
-
-
-
Trióxido de azufre (SO3) - Porcentaje máximo
3.5
-
4.5
-
-
-
-
Pérdidas al fuego - Porcentaje máximo
3.0
-
3.0
-
-
-
-
Residuo insoluble - Porcentaje máximo
0.75
-
0.75
-
-
-
-
Aluminato tricálcico (3CaO•Al2O3) - Porcentaje máximo
-
-
15
-
-
-
GRADO CON MODERADA RESISTENCIA A LOS SULFATOS (MSR) - Oxido de magnesio (MgO) - Porcentaje máximo
-
6.0
6.0
6.0
6.0
6.0
-
Trióxido de azufre (SO3) - Porcentaje máximo
-
3.0
3.5
3.0
3.0
3.0
-
Pérdidas al fuego - Porcentaje máximo
-
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
-
Residuo insoluble - Porcentaje máximo
-
0.75
0.75
0.75
0.75
0.75
-
Silicato tricálcico (3CaO•SiO2) - Porcentaje máximo / Porcentaje mínimo
-
-
-
-
58/4 8
58/48
-
Aluminato tricálcico (3CaO•Al2O3) - Porcentaje máximo
-
8
8
8
8
8
-
Contenido total de Alcali expresado como Oxido de sodio equivalente - Porcentaje máximo
-
-
-
-
0.75
0.75
GRADO CON ALTA RESISTENCIA A LOS SULFATOS (HSR) - Oxido de magnesio - Porcentaje máximo
-
6.0
6.0
6.0
6.0
6.0
-
Trióxido de azufre (SO3) - Porcentaje máximo
-
3.0
3.5
3.0
3.0
3.0
-
Pérdidas al fuego - Porcentaje máximo
-
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
-
Residuo insoluble - Porcentaje máximo
-
0.75
0.75
0.75
0.75
0.75
-
Silicato tricálcico (3CaO•SiO2) - Porcentaje máximo / Porcentaje mínimo
-
-
-
-
65/4 8
65/48
-
Aluminato tricálcico (3CaO•Al2O3) - Porcentaje máximo
-
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
-
Aluminoferrita tetracálcica + Doble del Aluminato tricálcico {(4CaO•Al2O3•Fe2O3) + 2x(3Cao•Al2O3)} - Porcentaje máximo
-
24
24
24
24
24
-
Contenido total de Alcali expresado como Oxido de sodio equivalente - Porcentaje máximo
-
-
-
-
0.75
0.75
FUENTE: Norma API SPEC 10A - Sept. 1/91 TABLA 6.2 REQUERIMIENTOS FISICOS DEL CEMENTO Error! Bookmark not defined.
CLASE DE CEMENTO A
B
C
D
E
F
G
H
AGUA DE MEZCLA - PORCENTAJE EN PESO DE CEMENTO
46
46
56
38
38
38
44
38
FINURA (SUPERFICIE ESPECIFICA), MINIMO, m²/Kg
150
160
220
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.5
3.5
CONTENIDO DE AGUA LIBRE, MAXIMO, ml RESISTENCIA A LA COMPRESION TIEMPO DE CURADO: OCHO HORAS (SECCION No. 7)
SCHEDUL E NUMERO
TEMPERAT URA DE CURADO, °F
PRESION DE CURADO, lppc
ESFUERZO COMPRESIONAL MINIMO, lppc
(NORMA API SPEC 10A)
RESISTENCIA A LA COMPRESION
-
100
Atmos.
250
200
300
-
-
-
300
300
-
140
Atmos.
-
-
-
-
-
-
1500
1500
6 65
230
3000
-
-
-
500
-
-
-
-
8 85
290
3000
-
-
-
-
500
-
-
-
9 95
320
3000
-
-
-
-
-
500
-
-
SCHEDUL E NUMERO
TEMPERAT URA DE CURADO, °F
PRESION DE CURADO, lppc
-
100
Atmos.
1800
1500
2000
-
-
-
-
-
4 45
170
3000
-
-
-
100 0
1000
-
-
-
6 65
230
3000
-
-
-
200 0
-
1000
-
-
8 85
290
3000
-
-
-
-
2000
-
-
-
9 95
320
3000
-
-
-
-
-
1000
-
-
TIEMPO DE CURADO: VEINTICUATRO HORAS
ESFUERZO COMPRESIONAL MINIMO, lppc
(SECCION No. 7) (NORMA API SPEC 10A)
TIEMPO DE ESPESAMIENTO A PRESION Y TEMPERATURA
SCHEDUL E NUMERO
CONSISTENCIA MAXIMA ENTRE 15 Y 30 MINUTOS, BC (1)
4
30
90
90
90
90
-
-
-
-
5
30
-
-
-
-
-
-
90
90
5
30
-
-
-
-
-
-
120m áx
120 máx
6
30
-
-
-
100
100
100
-
-
8
30
-
-
-
-
154
-
-
-
9
30
-
-
-
-
-
190
-
-
TIEMPO DE ESPESAMIENTO MINIMO, minutos
(SECCION No. 8) (NORMA API SPEC 10A)
FUENTE: Norma API SPEC 10A - Sept. 1/91
(1) Unidades Bearden de Consistencia de Lechada de Cemento
ECOPETROL, por intermedio del Instituto Colombiano del Petróleo, hará el seguimiento de control de calidad en la composición química de los lotes de cemento para compra, utilizando las técnicas de Microscopía Electrónica, Espectrofotometría de Absorción Atómica y/o Difracción de Rayos X. En la Tabla 6.3 aparecen relacionadas las ecuaciones básicas para calcular los componentes del cemento a partir de los resultados de los análisis químicos básicos. Por otro lado, ECOPETROL realizará el control de calidad API para lechadas de cemento y cemento fraguado, en los laboratorios de la compañía de cementación que tenga la responsabilidad de realizar la cementación respectiva. Es importante que dichos controles se ejecuten, puesto que un cemento bajo de especificaciones, acarreará mayores costos en consumo de aditivos, para controlar las propiedades mínimas y máximas de la lechada.
6.2.2
EVALUACIÓN DE CONDICIONES DEL POZO
6.2.2.1
Presiones
Los conceptos de presión de fractura y presión de poro, gobiernan y limitan los diseños de las operaciones de cementación. La presión de fractura es el parámetro que en determinado momento puede limitar la altura y densidad de la columna de cemento, altura y densidad de los preflujos, y el caudal máximo permitido para NO sobrepasar la resistencia de la formación. La norma básica a considerar es: "La combinación de presión hidrostática de lodo, cemento y preflujos, más las pérdidas de presión por fricción en el anular, debe arrojar un valor de presión hidrostática equivalente, que NO debe exceder la presión de fractura de las formaciones en el hueco abierto". La variable presión de fractura se puede obtener a partir de: -
Pruebas de Leak Off Test.
-
Datos precisos de pozos referencia. TABLA 6.3 ECUACIONES Y NORMAS BASICAS PARA CALCULAR COMPOSICION QUIMICA DEL CEMENTO Error! Bookmark not defined.SO3 debe ser 3%.
Si el contenido de Aluminato Tricálcico (C3A) del cemento clase A es 8% o menos, el máximo contenido de
-
Cuando la relación de porcentajes de Al2O3 a Fe2O3 es 0.64 o menos, el contenido de C3A es cero.
-
Cuando la relación de porcentajes de Al2O3 a Fe2O3 es mayor de 0.64, los componentes deben ser calculados como sigue:
C 3 A = (2.65 x % Al 2 O3 ) - (1.69 x % Fe 2 O3 ) C 4 AF = 3.04 x % Fe 2 O3 C 3 S = (4.07 x % CaO) - (7.60 x % SiO 2 ) (6.72 x % Al 2 O 3 ) - (1.43 x % Fe 2 O3 ) - (2.85 x % SO 3 )
-
Cuando la relación de porcentajes de Al2O3 a Fe2O3 es menor que 0.64, una solución sólida de calcio - aluminio - hierro está formada [expresada como SS(C4AF + C2F)}, y los componentes deben ser calculados como sigue:
SS( C 4 AF + C 2 F) = (2.10 x % Al 2 O3 ) + (1.70 x % Fe 2 O 3 ) C 3 S = (4.07 x %CaO) - (7.60 x % SiO 2 ) - (4.48 x % Al 2 O 3 ) (2.86 x % Fe 2 O 3 ) - (2.85 x % SO 3 )
-
El Oxido de Sodio equivalente (expresado como Na2O equivalente) debe ser calculado por la fórmula:
Na 2 O equivalente = (0.658 x % K 2 O) + % Na 2 O FUENTE: Norma API SPEC 10A - Sept. 1/91 -
Trabajos de estimulación y/o cementación forzada.
-
Aplicación de modelos matemáticos a partir de datos de registros eléctricos y presiones de formación.
Una vez que se tiene información confiable de la presión de fractura, el diseño del bombeo y desplazamiento de cemento se convierte a una técnica de hidráulica. La presión de poro, por su parte, es el parámetro que regula la mínima cabeza hidrostática que se requiere para controlar el influjo de fluidos de formación al pozo. En los trabajos de cementación, se debe tener un cuidado adicional en los cálculos de la altura óptima de la columna de cemento, considerando el fenómeno de pérdida de hidrostática a medida que el cemento pasa de líquido a gel y por consiguiente se autosoporta sobre las superficies circundantes. Esta teoría ha sido demostrada en laboratorio y confirmada con medidas de campo, y de su correcta aplicación, depende que se evite un posible "reventón" en el pozo.
Conociendo la importancia de poseer esta información para elaborar el diseño del trabajo de cementación, se debe incluir en el programa de registros, la medición de presiones de formación en intervalos que el ingeniero de perforación considere necesario. Dicha información será alimentada al simulador de condiciones operativas de cementación, y del análisis de resultados se generarán alternativas, procedimientos y recomendaciones para la ejecución del trabajo "in-situ". Adicionalmente, estos datos de presión harán parte de la información básica para correr las pruebas de laboratorio y ajustar las propiedades de la lechada a las condiciones específicas del pozo en cuestión.
6.2.2.2
Temperatura
La temperatura es uno de los factores que afecta significativamente el comportamiento de la lechada de cemento, en parámetros tan importantes como el tiempo de espesamiento, el desarrollo de la resistencia a la compresión, la reología y las pérdidas de filtrado. Dichos parámetros se ajustarán a la condición de temperatura de circulación de fondo, la cual está definida como la máxima temperatura que alcanza el cemento durante un trabajo de cementación. Puesto que la medición de la temperatura de circulación de fondo (BHCT) no es una rutina normal en las operaciones, dicha información se obtendrá a partir de gráficas de correlación generadas por el API y cuyos datos de entrada son la temperatura estática de fondo (BHST) y el gradiente de temperatura. El dato de la temperatura estática de fondo puede ser obtenido a partir de la corrida de registros eléctricos en el pozo que se va a cementar, o a partir de los datos de pruebas de formación de los pozos referencia más cercanos. El gradiente de temperatura se calcula con la siguiente ecuación:
Gradiente de temperatura ( ° F/100 pies) =
BHST - Temp. de superficie Profundidad/100pies EC. 6.1
La exactitud en la medición y cálculo de estos datos, conducirá a obtener en laboratorio una lechada de cemento óptima. La sobreestimación de estos datos conducirá a la formulación de aditivos innecesarios, tiempos de espesamiento demasiado largos y en el peor de los casos, problemas de frague. La subestimación de estos datos tendrá como posibles consecuencias, la disminución en el tiempo de frague con los problemas potenciales que esto puede acarrear (gelificación temprana, altas presiones de desplazamiento, fragues prematuros dentro de la tubería, operaciones de lavado y pesca, pérdida del pozo).
6.2.2.3
Geometría
La geometría del pozo es el factor que define el volumen de lechada de cemento requerido para obtener la altura de columna de cemento para aislamiento hidráulico entre formaciones. Dicho factor depende de las siguientes variables: -
Tamaño del hueco abierto.
-
Profundidad medida (MD).
-
Tipo, tamaño y peso de la tubería de revestimiento.
Estas variables deben ser estimadas durante la planeación del pozo, pero los datos para el diseño final se obtendrán durante la toma de los registros eléctricos. El parámetro básico a definir es el volumen anular, el cual depende del tamaño del hueco abierto. En principio y para efectos de logística, los cálculos de volumen de cemento y aditivos se deben hacer a partir del volumen del hueco perforado en el diámetro de la broca (in gauge). Posteriormente, y una vez definida la profundidad de asentamiento del revestimiento, se procederá a la toma del registro de calibración del hueco (caliper), el cual es de carácter mandatorio donde las condiciones lo permitan.
Es importante tener en cuenta que la exactitud en la medición depende del tipo de herramienta que se utilice. En la actualidad se cuenta con herramientas de calibración de dos, tres y cuatro brazos, cuya exactitud es relativa a la forma del hueco perforado. En la Tabla 6.4 se esquematiza el tipo de herramienta con su correspondiente grado de exactitud. De cualquier manera, la información de las operaciones de cementación de los pozos vecinos, es la mejor guía para cuantificar el volumen de exceso óptimo para el diseño de la operación en el siguiente pozo. TABLA 6.4 Error! Bookmark not defined. TIPO DE HERRAMIENTA
GRADO DE EXACTITUD En hueco circular
En hueco ovalado
ALTO
BAJO
ALTO
MEDIO
ALTO
ALTO
DOS BRAZOS
TRES BRAZOS
CUATRO BRAZOS
6.2.2.4
Trayectoria
El diseño y ejecución de la operación de cementación en un pozo direccional u horizontal, debe considerar técnicas específicas, las cuales deben ser puestas en práctica dependiendo de la condición particular de cada pozo. Las siguientes consideraciones y recomendaciones, las cuales aplican tanto en pozos desviados y horizontales como en pozos "verticales", deben ser tenidas en cuenta para minimizar los riesgos y aumentar las posibilidades de éxito, durante el desarrollo del trabajo de cementación. Información Procesada de Trayectoria: Los datos de dirección y desviación deben ser procesados para calcular la profundidad vertical verdadera y la severidad de pata de perro (Dog Leg Severity). Esta información es básica para la toma de decisiones relativas a las técnicas a aplicar y al tipo de herramientas a utilizar. Propiedades del Lodo: Las condiciones del lodo de perforación deben ser controladas de tal manera que se evite el asentamiento de sólidos en la zona inferior del pozo desviado, lo que ocasiona deficiencias en el desplazamiento del lodo por cemento, y por consiguiente, se favorecería la formación de canales sin cemento, los cuales acarrearían una serie de problemas indeseables en las etapas de terminación y producción del pozo. Centralización: La técnica de centralización en pozos de trayectoria compleja, debe ser evaluada cuidadosamente, si se tienen en cuenta los problemas de canales y mala adherencia que pueden ocurrir al formular un programa deficiente de espaciamiento y tipo de centralizadores. La ecuación 6.2, se utiliza para calcular el espaciamiento óptimo de centralizadores en pozos desviados, pero la evaluación del perfil y geometría del pozo son la mejor guía para la toma de decisiones.
4
L=(
4
1/4
D -d ) 6.112 x 10 -6 W Senφ
EC. 6.2 Donde:
D: Diámetro externo del revestimiento, pulgadas d: Diámetro interno del revestimiento, pulgadas W: Peso del revestimiento, lbs/pie φ: Angulo de desviación del pozo, grados L: Espaciamiento entre centralizadores, pies Las técnicas actuales permiten simular las condiciones finales del desplazamiento del cemento en función del porcentaje de centralización, el cual se puede calcular con la siguiente ecuación:
% centralizaci n =
W x 100 RH - RC EC. 6.3
FIGURA 6.1
La Figura 6.1 esquematiza las variables expresadas en la Ecuación 6.3. Las experiencias de campo han demostrado que se necesita un mínimo porcentaje de centralización del 67%, para obtener una adecuada limpieza 1 de la zona estrecha del anular. Otra técnica para mejorar la eficiencia de desplazamiento de lodo por cemento en pozos desviados, consiste en aumentar el espacio libre hueco abierto - revestimiento. Por lo tanto, se recomienda utilizar diámetros de revestimiento menores a los convencionalmente usados para el mismo diámetro de broca. Técnicas Mecánicas de Remoción de Lodo: El movimiento de la tubería de revestimiento, ya sea en forma rotacional o reciprocante, es una técnica mecánica eficiente de remoción de lodo, en pozos con alto grado de desviación. En general se recomienda: -
En pozos perforados en su diámetro (in gauge), se prefiere rotar la tubería a velocidades que oscilen entre 5 y 10 revoluciones por minuto, sin exceder el máximo torque permitido de la tubería.
-
En pozos perforados con huecos lavados (washed out holes), se prefiere reciprocar la tubería de 10 a 20 pies de longitud cada tres minutos.
Esta técnica debe ser aplicada durante las etapas de circulación de lodo, preflujos y lechada de cemento, hasta el bombeo del tapón de asentamiento. ECOPETROL cuenta con simuladores de torque y arrastre, cuyos reportes y recomendaciones son de carácter obligatorio, y deben estar disponibles con antelación a la realización de la operación. Propiedades de la Lechada: El diseño de lechadas de cemento para pozos desviados y horizontales, debe estar dirigido a obtener homogeneidad y estabilidad en las propiedades de agua libre, sedimentación y pérdidas de filtrado. Como norma obligatoria, el porcentaje de agua libre debe ser igual a cero, teniendo en cuenta que la segregación gravitacional entre el agua de mezcla y la lechada de cemento, tiende a formar un canal en la zona superior del hueco por el cual pueden migrar los fluidos de formación.
1
Wilson, M. and Sabins, F.L., "A Laboratory Investigation of Cementing Horizontal Wells". SPEDE, Sept. 1988, Pág. 275-280.
La sedimentación, por su parte, es una medida de la homogeneidad de la lecha de cemento, cuya evaluación en laboratorio no está incluida en las normas API. Existe una metodología desarrollada por la compañía British Petroleum, la cual es aceptada por las compañías de cementación y se está aplicando como rutina normal de laboratorio actualmente en Colombia (B.P. Settling). La ventaja de obtener una lechada con parámetros de sedimentación controlada, consiste en evitar que la zona superior de la columna de cemento en pozos verticales o la zona superior de cemento en el hueco desviado u horizontal, posea propiedades de baja resistencia a la compresión y valores de porosidad altos. Por otro lado, las pérdidas de filtrado en lechadas de cemento para pozos horizontales deben ser menores a 50 ml/30 min, con el fin de minimizar los efectos de daño de formación considerando la longitud de contacto que existe en estos pozos, entre los fluidos de trabajo y la formación. Como recomendación adicional para todo tipo de pozos, y donde sea operacionalmente posible, se deben utilizar equipos de mezcla por baches (Batch Mixer) para obtener densidades y propiedades homogéneas a lo largo de toda la lechada de cemento.
6.2.2.5
Zonas de Pérdida de Circulación
Antes de iniciar un trabajo de cementación primaria, se deben eliminar los problemas de pérdida de circulación, minimizando de esta manera los siguientes problemas potenciales: -
Comunicación hidráulica de zonas debido a volumen insuficiente de cemento en el anular.
-
Invasión de fluidos de formación con la consecuente posibilidad de ocasionar un reventón, debido a la disminución del nivel de fluidos en el pozo.
-
Pega de tubería por puenteo de cortes de perforación en zonas de limpieza deficiente.
-
Aumento considerable de costos debido a la pérdida de lodo de perforación e incremento en el tiempo de equipo durante las operaciones especiales de control.
-
Altos niveles de daño de formación cuando las pérdidas de circulación ocurren en zonas de aceite o gas.
-
Pérdida del pozo debido a la ocurrencia de uno o más de los problemas anteriormente mencionados.
Las diferentes soluciones al problema de pérdida de circulación, deben ser aplicadas dependiendo de la severidad y del momento en que ocurra, ya sea durante la perforación o durante el trabajo de cementación. En la Tabla 6.5 se hace un breve compendio de los puntos relevantes para tener en cuenta en la solución de los problemas de pérdida de circulación.
6.2.3
SELECCIÓN DE PREFLUJOS QUÍMICOS
La formulación de preflujos químicos, debe estar dirigida a obtener el mejor sello hidráulico entre las superficies cemento-formación y cementorevestimiento, buscando ante todo, la remoción eficiente del "cake" de lodo de perforación de las superficies del espacio anular. Adicionalmente, se deben evitar los riesgos operativos por incompatibilidad entre el fluido de perforación y la lechada de cemento debido a los efectos negativos sobre las propiedades de tiempo de espesamiento, pérdida de filtrado y resistencia a la compresión. Por estas razones, se hace necesario colocar uno o más fluidos que sirvan como barrera entre las fases cemento-lodo y simultáneamente favorezcan la mojabilidad por agua de las superficies circundantes. Dichos fluidos se clasifican en preflujos, lavadores y espaciadores. Preflujos: Son fluidos que actúan como barreras entre el lodo de perforación y la lechada de cemento, los cuales pueden ser base agua o base aceite dependiendo de la naturaleza del fluido de perforación. Estos preflujos pueden ser gelificados y contener materiales abrasivos con el fin de realizar una acción erosiva sobre el "cake" del lodo. TABLA 6.5 TECNICAS DE CONTROL PROBLEMAS DE PERDIDA DE CIRCULACION Error! Bookmark not defined.MOMENTO DE OCURRENCIA
TECNICA
-
Material de Puenteo
DURANTE LA PERFORACION
RECOMENDACIONES
-
-
Tapones de Cemento
-
-
Píldoras Diesel - Bentonita - Agua (Gunk Plugs)
-
Mantener la densidad de lodo en el mínimo. Reducir la densidad equivalente de circulación. Seleccionar el material de pérdida de circulación de acuerdo al tipo y distribución del tamaño de partícula. Definir concentración de LCM de acuerdo a la experiencia en el área o pruebas de laboratorio. Identificar la profundidad de pérdida de circulación. Utilizar preflujos con material para pérdida de circulación. Evaluar la necesidad de utilizar lechada de cemento tixotrópica. Realizar pruebas piloto concentraciones óptimas.
para
definir
Plugs)
-
Definir equipos y volumen necesarios para mezcla en fondo de pozo.
-
Control de Presiones
-
Densidad mínima de cemento. Altura óptima de columna de cemento. Disminuir las pérdidas por fricción en el anular durante el desplazamiento de cemento.
-
Preflujos Pre-diseñados
-
Formular preflujo químicamente diseñado para que se active en fondo al contacto con iones calcio. Adicionar material de pérdida de circulación compatible con la lechada de cemento. Adicionar nitrógeno al lodo de perforación para disminuir la cabeza hidrostática durante el desplazamiento.
DURANTE LA OPERACION DE CEMENTACION
-
Lavadores: Son fluidos de baja viscosidad, baja densidad y químicamente activos para destruir el cake de lodo. Su formulación está basada en surfactantes y/o adelgazantes de lodo, con el fin de favorecer la mojabilidad de la formación por agua y dispersar los residuos del lodo de perforación. En general, el bombeo de preflujos y lavadores debe hacerse en flujo turbulento, si se quiere lograr el efecto mecánico de remoción; pero existen fluidos específicamente diseñados para bombearse en flujo tapón donde las condiciones lo exijan. Espaciadores: Son fluidos de viscosidad controlada y generalmente de alta densidad. Son de naturaleza compatible con el lodo y cemento, debido a que deben acarrear los residuos que se desprenden del lavado mecánico y químico del "cake" de lodo. Adicionalmente estarán localizados precediendo la lechada de cemento. En general y para seleccionar todo tipo de preflujos, se deben tener en cuenta las siguientes recomendaciones: 1. Compatibilidad con el fluido de perforación. 2. No afectar la viscosidad de la lechada de cemento. 3. No alterar apreciablemente el tiempo de bombeabilidad de la lechada de cemento. 4. Tener la propiedad de aceptar un rango de densidades para cumplir con los requerimientos del pozo. 5. Ser capaz de tolerar alta concentración de sólidos, sin afectar significativamente su viscosidad. 6. Ser capaz de tolerar aditivos para mojabilidad, dispersantes y reductores de fricción. 7. Tolerar el ion calcio de la lechada de cemento. 8. Tener baja pérdida de filtrado. 9. Poseer propiedades reológicas que permitan obtener flujo turbulento. 10.Poseer facilidad de mezcla y manejo en el campo. 11.Poseer condiciones que no ofrezcan riesgos de seguridad industrial y contaminación ambiental. Para cumplir con los requerimientos anteriores, se hace necesaria la ejecución de una rutina de pruebas de laboratorio, siguiendo los procedimientos convencionales que aplican las compañías de cementación para evaluar la compatibilidad entre preflujos, lodo y cemento.
6.3
EJECUCION DE OPERACIONES
6.3.1
GUÍAS OPERATIVAS PARA OPERACIONES DE CEMENTACIÓN
Con el fin de minimizar los riesgos operacionales y aumentar la eficiencia durante el desarrollo de un trabajo de cementación, se transcribe a continuación la "Lista de Control para Cementación Primaria" desarrollada por AMOCO PRODUCTION CO. - RESEARCH CENTER, y cuyo autor es el señor ROBERT C. SMITH. Es importante aclarar que este documento encierra todos los aspectos operacionales relevantes que se deben tener en cuenta para obtener una operación de cementación libre de inconvenientes, los cuales deben ser aplicados por parte de los ingenieros de perforación de ECOPETROL. Adicionalmente, las pruebas de control en laboratorio que se enumeran en este documento, deben ser una rutina normal de trabajo por parte de las compañías de cementación y exigidas por la interventoría de ECOPETROL. LISTA DE CONTROL PARA CEMENTACION PRIMARIA DISEÑO DE LA LECHADA DE CEMENTO 1. Se debe determinar la densidad máxima permisible en fondo de pozo para evitar fracturar la formación. La densidad de la lechada debe ser por lo menos 1 lb/gal (preferentemente 2 a 3 lbs/gal) más pesada que el lodo de perforación. 2. Determinar la temperatura de fondo a partir de perfiles y haciendo uso de la información de temperatura del API. Las temperaturas dadas por los perfilajes obtenidos aproximadamente 24 horas después de haber finalizado la circulación, pueden ser consideradas pseudoestáticas para usarlas en las tablas API. 3. La pérdida por filtrado debe ser diseñada de la siguiente manera utilizando una presión diferencial de 1000 lppc: -
Para evitar la canalización de gas: 20 cc/30 minutos o menos.
-
Para cementación de liner: 50 cc/30 minutos o menos.
-
Para cementación de revestimiento, si fuese necesario: 250 cc/30 minutos dependiendo de la experiencia y del grado de éxito en el yacimiento en cuestión.
-
Nota: Todas las determinaciones de pérdida por filtrado deben ser realizadas a temperaturas de circulación de fondo de pozo, excepto para el caso de prevención de canalización de gas. Este último ensayo debe ser realizado a temperaturas estáticas de fondo.
4. El diseño de la lechada de cemento y de los preflujos debe permitir desplazamiento en flujo turbulento, y obtener un tiempo mínimo de contacto de 10 minutos en la parte superior de la zona productiva. 5. Si no fuese factible el flujo turbulento, el desplazamiento será en flujo tapón. Para el flujo tapón se requieren otros tipos de preflujos y de cementos, que los usados en flujo turbulento. 6. Calcular los caudales de bombeo mínimos para flujo turbulento y los datos máximos para flujo tapón, utilizando la configuración y los datos del pozo para la lechada y los preflujos. 7. Para las lechadas que se vayan a bombear a través de formaciones conteniendo sal, se usará un 20% a un 37% de cloruro de sodio. 8. En el caso de temperaturas que excedan los 230 °F, se usará 35% de sílice. 9. Para las lechadas comunes, el agua libre se debe mantener en un 1% o menos. Para evitar la canalización de gas, el agua libre debe ser igual a cero. 10.Determinar el tiempo de espesamiento de la lechada de cemento a temperatura y presión de fondo. El tiempo de colocación recomendado para una lechada dada, es el tiempo necesario para que la consistencia llegue a 100 Bc, menos una hora; o el tiempo para que la consistencia llegue a 50 Bc, cualquiera que sea el menor. Es también recomendable que el tiempo de espesamiento mínimo para 50 Bc, sea estimado como el tiempo de colocación más 1 hora. Generalmente, el tiempo de espesamiento máximo de la lechada para 100 Bc debe ser de 1 a 3 horas sobre el tiempo de colocación estimado basándose en la profundidad, la temperatura y el volumen de la operación. Se debe evitar un tiempo de espesamiento excesivo. Cuando las lechadas sean mezcladas en baches, el ensayo de tiempo de espesamiento debe simular el tiempo de mezclado en superficie, antes de seguir los programas de ensayo API para aumentar la temperatura y la presión. La lechada debe ser agitada en el consistómetro a temperatura de superficie y a presión atmosférica durante la mezcla en baches y el tiempo de mezcla estimado antes de bombear la lechada al pozo.
La consistencia de la lechada en flujo turbulento debe ser menor de 10 Bc; para flujo tapón, 30 a 40 Bc; para todas las otras lechadas, 20 Bc o menos; para lechadas removedoras, no es aplicable. 11.Debido a que algunas lechadas se mezclan inadvertidamente más pesadas en el campo, se debe chequear su consistencia en el laboratorio cuando se mezclen 0,5 lbs/gal más pesadas. Para hacer esto, se debe disminuir el contenido de agua para aumentar la densidad en el laboratorio. Es la lechada aún bombeable a esta mayor densidad? (menos de 30 Bc). De no ser así, se deberá cambiar el diseño. 12.En el ensayo se debe usar la misma agua de mezcla que se vaya a utilizar en el campo. El agua debe ser potable y libre de contaminantes. Chequee la calidad del agua antes de la mezcla en la localización. 13.Determine las propiedades físicas de la lechada, tales como la densidad, el rendimiento, y los galones de agua por saco de mezcla. 14.Con los datos del pozo, determine items tales como número de sacos de cemento, volumen total de agua de mezcla, presión en el cabezal y en el fondo del pozo durante el desplazamiento, tiempo de mezcla, volumen de desplazamiento de lodo, desplazamiento acumulativo para alcanzar el tapón superior, presión final en superficie, etc. 15.Verifique la compatibilidad de la lechada de cemento, del lodo de perforación y de los preflujos a temperatura ambiente y a temperatura de circulación de fondo. MEZCLA DE CEMENTO A GRANEL Y ADITIVOS 1. En la planta de cemento chequear lo siguiente: a. Verificar la calibración del tanque de carga y de la balanza. b. Verificar los cálculos de diseño, el peso y el nombre de cada aditivo que entra al tanque de carga con la composición de diseño. c. Contar las bolsas de aditivo para cada mezcla. (No permita que se agregue una bolsa incompleta según el diseño.) d. Para asegurar un correcto mezclado, transfiera los materiales entre tanques vacíos por lo menos dos veces antes de cargar los camiones que irán a la localización. e. Tome una muestra de 5 galones del material por cada bache que va al tanque de carga a medida que lo pasa al camión. Identifique cada recipiente de muestreo con un marcador de tinta permanente. f.
Chequee visualmente cada tanque vacío antes de transferir la mezcla, para asegurarse de que esté vacío.
2. Haga un ensayo químico o de temperatura del tiempo de espesamiento de cada muestra tomada para verificar la mezcla. RE-MEZCLADO DE MATERIALES A GRANEL EN LA LOCALIZACION 1. Transfiera la mezcla seca para vaciar el tanque del camión nuevamente al tanque original justo antes del mezclado. Nota: si no dispone de un tanque extra en la localización, percole el aire a través de cada tanque desde el fondo durante 15 a 20 minutos para redistribuir los aditivos. (Esta debe ser considerada una acción de último recurso). 2. Chequee visualmente los tanques vacíos para asegurarse de que están realmente vacíos antes de transferir el material mezclado. 3. Tome una muestra de 5 galones de cada composición de cada camión e identifíquelas con marcador de tinta permanente. Guárdelas para hacer análisis en caso de fallas. De lo contrario, destruya las muestras luego de la operación. MEZCLADO DE LA LECHADA DE CEMENTO 1. Controle la densidad de la lechada con una balanza presurizada. 2. Verifique la densidad con un dispositivo de radioactividad y con un graficador a cinta. Ubique el dispositivo radioactivo en la línea de descarga de la bomba. 3. Utilice una balanza de lodo como guía general. No controle la densidad con este accesorio. 4. Antes de la mezcla, chequee la calibración de todos los accesorios de densidad con agua dulce para asegurar su correcta calibración. También calibre los medidores, los manómetros, etc., antes de la operación. 5. Mantenga un registro de las operaciones que incluya el tiempo, las mediciones de densidad, el caudal de mezcla, el caudal de desplazamiento, el caudal de retorno del lodo, la presión en boca de pozo, la operación en proceso, el volumen de fluido bombeado, etc. Tome registro de la
velocidad de la bomba (emboladas por minuto) y del total de las emboladas. Insista sobre la correcta operación del registrador de presión del operador. 6. Utilice tapones superior e inferior. Controle los tapones antes de colocarlos. Invierta los tapones inferiores e inspeccione la pared central hueca. Asegúrese de que no haya goma de más, suciedad, etc., por detrás del diafragma de goma. Verifique el orden de carga. El tapón inferior es rojo (o negro) y se carga primero; luego se carga el tapón superior, el cual es negro y macizo. Nota: no corte el diafragma del tapón inferior antes de cargarlo. 7. Use la cabeza de cementación de dos tapones. Verifique siempre la correcta operación de la cabeza en la localización. 8. Desplace el tapón superior de la cabeza de cementación sin parar las operaciones. No abra la cabeza de cementación para dejar caer el tapón superior, porque esto permitirá que el pozo tome aire. 9. Bombee los preflujos antes del tapón inferior. Lo ideal es usar dos tapones inferiores, uno adelante del preflujo y el otro adelante del cemento. 10.Use un volumen de preflujo o de separador igual a 500-800 pies de anillo. Asegúrese de realizar ensayos de compatibilidad con el preflujo, el lodo y el cemento. 11.Mezcle en baches todas las lechadas de cemento, si fuese posible, utilizando tanques de 40 a 250 barriles, tales como los blenders a paleta. Alternativamente, utilice accesorios de mezcla continua más estos blenders como vasijas para promedios. Esta operación es extremadamente importante para asegurar un buen control de las propiedades de la lechada. 12.No use mezcladores tipo jet para las lechadas de cemento. 13.Tome una muestra de 3 galones del agua de mezcla. Guárdela para el caso de futuros ensayos por fallas que se produzcan. Chequee la calidad del agua de mezcla en la localización para ver si es la apropiada. 14.Si se utilizan aditivos líquidos en el agua de mezcla, haga un muestreo del agua antes y después de la mezcla. 15.Si se van a mezclar aditivos líquidos en el agua de mezcla del cemento, siga agitando el agua hasta completar la operación. 16.Use solamente aditivos líquidos al pre-mezclar los aditivos en el agua. Los aditivos secos o en polvo no se mezclan satisfactoriamente. Si se están midiendo aditivos líquidos, verifique la calibración del accesorio medidor. 17.Acople los tanques bulk al mezclador de cemento para permitir el envío al mezclador a un caudal suficiente como para mantener el caudal de bombeo en el anillo de casing, al caudal de diseño. 18.Cuando se esté mezclando sobre la marcha, corte el mezclado de cemento apenas observe aire proveniente de los camiones bulk. No intente extraer los últimos pocos sacos de cemento de los camiones. Esto causará una reducción de la densidad de la lechada y dará por resultado una deficiente lechada en la unión del zapato y en las uniones del fondo. 19.Al terminar la operación, haga un balance del agua utilizada y del cemento utilizado para confirmar que este último fue mezclado según el diseño. BAJADA DEL REVESTIMIENTO 1. Controle la velocidad de bajada del revestimiento para evitar la fractura y la pérdida de circulación. 2. Controle el torque de enrosque de la tubería de revestimiento. 3. Observe y tome nota del torque de enrosque si fuese menor al estándar. 4. Coloque centralizadores sobre el revestimiento a lo largo y a 200 pies por sobre y por debajo de la zona productiva y otros lugares de diseño tales como los dog-legs. 5. Coloque barredores o rascadores a lo largo y a 200 pies por sobre y por debajo de la zona productiva y de las zonas acuíferas según el diseño. 6. Use doble protección de flotación -un zapato flotador y un collar flotador. 7. Ubique el collar flotador dos o tres uniones sobre el zapato flotador. 8. Coloque packers externos de revestimiento a la profundidad deseada para aislación de zonas (en caso de ser necesarios). 9. Para mejorar el movimiento del revestimiento durante la cementación y el acondicionamiento del lodo, coloque bandas separadoras, una por unión, en las secciones muy desviadas o en los dog-legs sobre el centralizador superior. Evite usar centralizadores regulares sobre el intervalo que tiene bandas separadoras.
10.Para minimizar el flujo a través de micro-anulos entre el revestimiento y el cemento, utilice dos anillos selladores por sobre y por debajo de la zona a ser aislada. DESPLAZAMIENTO 1. El movimiento del revestimiento resulta muy beneficioso para un mejor desplazamiento del lodo. En efecto, es la mejor operación para mejorar el desplazamiento del lodo. 2. Una vez que el revestimiento está en el fondo, comience a reciprocar y acondicionar el lodo inmediatamente. Siga moviendo el revestimiento hasta que el tapón superior golpee, a menos que el revestimiento tienda a pegarse. A menudo es aconsejable parar la circulación antes de llegar al fondo con el revestimiento. Antes de parar la circulación, comience a tirar el revestimiento hacia arriba; luego inicie la circulación lentamente. Precaución: Asegúrese de marcar el revestimiento en la mesa rotaria de tal manera que el collar del revestimiento no evitará la fijación de las cuñas del revestimiento en la boca del pozo. 3. Use un programa de computador para calcular las presiones de suaveo y de surgencia, para determinar la velocidad máxima segura de reciprocado. 4. El reciprocado del revestimiento no necesita ser rápido; por ejemplo, un ciclo de emboladas de 15 pies completo, uno cada 3 minutos, es lo ideal. 5. La rotación de 3 a 10 rpm con la llave de entubar es satisfactoria. 6. Acondicionar el lodo de perforación con PV y un YP tan bajo como el sistema lo permita sin que se asienten sólidos en superficie. 7. Acondicionar el pozo con el lodo, a caudales que lleguen a los caudales de bombeo anticipados. Se requieren altos caudales de circulación para mover el lodo gelificado que se ha formado durante el período estático debido al aumento de temperatura y a la pérdida por filtrado. 8. Se debe continuar acondicionando el lodo de perforación y el pozo hasta que los calibres de fluido indican que por lo menos un 95% del pozo está siendo circulado. El cemento generalmente seguirá la trayectoria del lodo de perforación en circulación. 9. Determinar los volúmenes del pozo, los volúmenes de desplazamiento, las presiones en boca de pozo, las presiones de fondo, la ubicación del cemento en el anillo, etc. 10.Medir los retornos de lodo con un medidor o con un tanque de viaje. Cuando el pozo está en vacío, el caudal de retorno es la única medición de las condiciones de fondo de pozo. 11.Debido al fenómeno de caída libre del cemento en el revestimiento, el caudal de retorno de lodo puede exceder el caudal de desplazamiento mientras el pozo está en vacío. Sin embargo, a medida que avanza la operación, el caudal de retorno puede ser significativamente inferior al de desplazamiento a medida que el caudal de caída libre disminuye. Este menor caudal no es necesariamente indicativo de pérdida de circulación. 12.Observe los retornos de lodo para determinar el tiempo de retorno del preflujo o del cemento en superficie. Los items a observar son el cambio de color, el cambio de pH, la mayor viscosidad embudo, y la medición de la densidad con una balanza presurizada. 13.No se debe sobredesplazar. Si el tapón no ha tocado fondo una vez bombeado el volumen de desplazamiento correctamente calculado, se deben cortar las bombas. 14.Una vez que el tapón superior haga fondo o que se corte el bombeo, se deja el revestimiento abierto durante el tiempo WOC. Es de esperar una pequeña cantidad de flujo de retorno debido a la expansión del fluido y al calentamiento por la reacción del cemento.
6.3.2
LISTA DE CHEQUEO DE HERRAMIENTAS Y MATERIALES
La siguiente lista de chequeo debe ser utilizada por el ingeniero de operaciones para controlar que todos los equipos, herramientas y materiales necesarios para la ejecución del trabajo de cementación, se encuentren en la localización y cumplan con las especificaciones técnicas recomendadas. Dicha lista debe ser completada para cada uno de los trabajos a ejecutar y será enviada al coordinador de operaciones para su control y archivo.
Error! Bookmark not defined.LISTA DE CHEQUEO HERRAMIENTAS Y MATERIALES PARA CEMENTACION DE POZOS POZO:
FECHA:
TIPO DE TRABAJO:
INGENIERO: HERRAMIENTAS Y EQUIPOS DESCRIPCION
Unidad de Cementación Tanque de Mezcla _______ Bls 3
Tanques Presurizados _______ Pie Cortador Elevador Neumático Batch Mixer Recirculador
Equipos y Registradores de Presión Equipos y Registradores de Caudal Equipos y Registradores de Densidad Error! Bookmark not defined.Equipo para Control de Reología: Accesorios: Mangueras Válvulas Conexiones Rápidas Revestimiento: No.1: _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Rosca: _____ No.2: _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Rosca: _____ No.3: _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Rosca: _____ No.4: _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Rosca: _____ No.5: _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Rosca: _____ Elevador: Capacidad _____ Ton _____ pulg SPIDER: Capacidad _____ Ton _____ pulg Collarines: _____ pulg Llaves de Potencia: _____ pulg _____ lb-ft Unidad de Potencia: _____ HP _____ Kw Set de Quijadas para Llaves: _____ pulg Indicador de Torque Protectores de Rosca Crossover _____ pulg _____ lb/pie Grado: ____ . ____ Box _____ Pin Crossover _____ pulg _____ lb/pie Grado: ____ . ____ Box _____ Pin Zapato Guía _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Tipo: _____ Zapato Flotador _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Tipo: _____ IFCV _____ pulg Rosca: _____ Tipo: _____ Collar Flotador _____ pulg _____ lb/pie Grado: _____ Tipo: _____ Top Plug _____ pulg Peso: _____ Tipo: _____ Error! Bookmark not defined.Bottom Plug _____ pulg Peso: _____ Tipo: _____ Centralizadores _____ pulg Tipo: _____
UNIDAD
NECESIDAD
EN LOCACION
PEDIDO
Cabeza de Cementación _____ pulg Tipo: _____ Scratchers _____ pulg Tipo: _____ Abrazaderas _____ pulg Tipo: _____ Cement Basket _____ pulg Tipo: _____ Stab in Cementing Shoe _____ pulg _____ lb/pie Tipo: _____ Stab in Unit: OD _____ pulg ID _____ pulg Tipo: _____ Flexible Latch-In Plug _____ pulg Tipo: _____ Stab in Cementing Collar _____ pulg _____ lb/pie Tipo: _____ Liner Hanger _____ pulg _____ lb/pie Tipo: _____ Set Shoe _____ pulg _____ lb/pie Tipo: _____ Landing Collar _____ pulg _____ lb/pie Tipo: _____ Liner Wiper Plug _____ pulg Peso: _____ Tipo: _____ Pump Down Plug _____ pulg Tipo: _____ Liner Setting Tool Tipo: _____ Bolas de Asentamiento _____ pulg. diámetro Collar de Cementación en Dos Etapas _____ pulg ____ lb/pie Tipo: _____ Accesorios para Cementación en Etapas Empaques para Cementación Remedial _____ pulg Tipo: _____ Bridge Plug _____ pulg Peso: _____ Tipo: _____ Retrievable Bridge Plug (RBP)_____ pulg Tipo: _____ Cement Retainer _____ pulg Peso: _____ Tipo: _____ Stinger _____ pulg Tipo: _____ Error! Bookmark not defined.Herramientas Especiales:
Error! Bookmark not defined.CEMENTOS Y ADITIVOS DESCRIPCION Cemento Clase _____ Lote No. _____ Cemento Clase _____ Lote No. _____ Acelerador. Nombre: _________ Tipo: _________ Retardador. Nombre: _________ Tipo: _________ Reductor de Peso. Nombre: _________ Tipo: _________
UNIDAD
NECESIDAD
EN LOCACION
PEDIDO
Material Pesante. Nombre: _________ Tipo: _________ Dispersantes/Reduc. Fricción. Nombre: _________ Tipo: _________ Controlador de Pérdida de Filtrado. Nombre: _________ Tipo: _________ Controlador de Pérdida de Filtrado. Nombre: _________ Tipo: _________ Antiespumante. Nombre: _________ Tipo: _________ Bloqueador de Gas. Nombre: _________ Tipo: _________ Aditivos Especiales:
6.4
6.4.1
FLUJO DE GAS EN EL ANULAR
GENERALIDADES
El flujo de gas en el anular después de la cementación es uno de los problemas más graves que enfrenta la ingeniería de cementación. El problema es más común en pozos donde existen una o más formaciones de arena de alta presión de gas y en la cementación en pozos direccionales para producción de gas. Las consecuencias del flujo de gas en el anular durante o después de la colocación de la lechada del cemento, generalmente son la necesidad de forzamiento de cemento con sus implicaciones de costo. En algunos casos extremos pueden llegar a resultar situaciones de "reventón" o de pérdida de control del pozo durante o después de la cementación. En general, el flujo de gas no podrá existir si la presión hidrostática es mayor que la presión de la formación. Por lo tanto, si hay entrada de gas al pozo, necesariamente habrá reducción de la presión hidrostática por debajo de la presión de formación durante algún período de tiempo. Los cálculos de presión hidrostática normalmente son realizados antes de la cementación para estar seguros de que la presión hidrostática en el anular exceda a la de la formación. Sin embargo, pueden ocurrir algunos cambios físicos o químicos en el cemento entre la etapa de bombeo del cemento y el tiempo cuando el cemento alcanza suficiente resistencia a la compresión (o resistencia de gel) para resistir la intrusión de fluidos. Algunos de los siguientes mecanismos pueden ocurrir y causar una reducción de la presión hidrostática: 1. Resistencia de gel insuficiente. 2. Agua libre. 3. Canalización. 4. Tixotropía.
5. Excesiva pérdida de filtrado.
6.4.2
6.4.2.1
MECANISMOS
Resistencia de Gel Insuficiente
Cuando una lechada está recién mezclada ejerce en su totalidad una presión hidrostática sobre la formación. Una vez que esta alcanza un cierto fraguado, la presión hidrostática de la columna de cemento decrece, ya que la lechada empieza a soportarse por sí misma. Si el cemento no tiene resistencia de compresión o gel suficiente, el flujo de gas puede ocurrir cuando la presión del fondo sea menor a la de la formación. Esto puede resultar en cementos permeables con canalización de gas.
6.4.2.2
Agua Libre
La reducción de presión hidrostática debido a la separación de agua libre puede ocurrir con mayor frecuencia en pozos desviados. El agua libre de la lechada de cemento tiende a subir al lado superior del pozo abierto. Si este fenómeno se presenta en cantidades suficientes, el agua puede formar un continuo canal a través del cemento, ejerciendo una presión hidrostática igual a la del agua. Debido a la reducción de hidrostática cuando el cemento fragua, el gas puede fluir dentro de la columna de agua.
6.4.2.3
Canalización
Si el cemento y/o preflujos no remueven todo el fluido de perforación, existe la posibilidad de que se presente una canalización. Debido a una pobre adherencia del cemento, en ciertos casos, esto puede permitir un flujo de gas.
6.4.2.4
Tixotropía
Algunas mezclas pueden gelificar parcialmente, siendo soportadas parcialmente por si solas. Esto tiene como efecto una reducción de la presión hidrostática. Si la misma mezcla no tiene suficiente compresión o resistencia de gel, puede ocurrir el flujo de gas en el anular. Puede notarse a partir de pruebas de campo, que el uso de cementos tixotrópicos con acelerantes está dando un mejor resultado para prevenir problemas de flujo a través de las zonas de gas. Este tipo de mezcla deberá ser diseñada cuidadosamente para asegurar un rápido fraguado una vez colocada en su lugar, la cual debe desarrollar una alta resistencia de gel para evitar el flujo de gas.
6.4.2.5
Pérdida de Filtrado
El exceso de pérdida de agua puede causar una prematura deshidratación del cemento. Esto puede resultar en: -
Fraguado prematuro del cemento.
-
Canalización del fluido de perforación a través del cemento, cambiando la reología de la lechada.
Bajo estas condiciones puede ocurrir un flujo de gas en el anular.
6.4.3
DISEÑO DE LA LECHADA
Las siguientes recomendaciones deberán ser seguidas cuando se diseñe una cementación para el control de una zona de gas: a. Use la proporción de agua de mezcla tan baja como sea posible. Utilice dispersantes en el caso que sea necesario. b. Use una lechada con baja pérdida de agua (en el rango de 20 a 50 cc/30 min.). c. Diseñe la mezcla de cemento con un tiempo de bombeo tan corto como sea posible dadas las condiciones específicas del pozo. d. Diseñe el tiempo de frague de la lechada desde el fondo al tope de la columna. Esto puede ser efectuado por medio de una lechada de llenado con un largo tiempo de fraguado (aproximadamente 5 horas), seguida por otra lechada de más corto tiempo de fraguado, aproximadamente 2 1/2 horas. Lo anterior permitirá a la primera lechada ejercer en su totalidad la presión hidrostática en la formación mientras la segunda lechada fragua. e. Diseñar la lechada en conjunto con los preflujos y el fluido de perforación para el balance y control del pozo durante la cementación. Todo el tiempo se debe exceder la presión de fondo del yacimiento (BHP), pero nunca alcanzar la presión de fractura de las zonas débiles. f. Aplicar presión en el anular inmediatamente después de la cementación puede prevenir el flujo de gas. Cuando se diseñan mezclas de cemento para pozos de gas, una herramienta usual es el método de predicción gráfico. Los siguientes pasos son necesarios: a. Grafique presión vs. profundidad y obtenga la presión de formación en la posible zona de flujo (presión de poros). b. Grafique estas presiones y profundidad a un lado de un diagrama del pozo. c. Dibuje una línea mostrando la hidrostática del fluido de perforación hasta el tope del cemento. d. Dibuje la línea hidrostática del tope del cemento al fondo del pozo. Estas líneas muestran la llamada curva hidrostática normal. e. Dibuje una línea con el gradiente del agua de mezcla de la lechada del tope al fondo del cemento. f. Verificar si la anterior línea cruza la de presión de poros. Si esto es así, significa que la formación va a permitir flujo antes que el cemento esté completamente fraguado. g. Grafique una línea de la presión de fractura para estar seguros que la presión anular del lodo y el cemento es menor. Cuando el cemento está en período de fraguado, la hidrostática efectiva estará limitada a la densidad del agua de mezcla. En este caso las zonas bajas podrían eventualmente fluir. Una magnífica alternativa para solucionar el problema de intrusión de gas en el anular es el de diseñar cementaciones en dos etapas. Un pequeño trabajo de cementación es diseñado para cubrir la zona más baja mientras la hidrostática del fluido previene el flujo durante el fraguado. Como es usada una corta columna de cemento, el impacto de la hidrostática del agua de mezcla es pequeño y esto sumado al peso del fluido es suficiente para contener la presión de la formación más baja. La segunda etapa podrá ser realizada en una manera similar.
6.4.4
PREPARACIÓN DEL POZO
A continuación se presentan las recomendaciones que deberán ser seguidas para preparar y adecuar el pozo antes de la cementación: a. Es especialmente importante, en este tipo de trabajo, acondicionar el pozo antes de la cementación para evitar que haya pérdidas de circulación. La combinación de pérdidas de retorno y de flujos de gas en el anular son causales principales de reventones. b. Asegurarse que la presión hidrostática exceda la presión de la formación antes de empezar la cementación.
c. Se deben obtener medidas precisas de temperatura y presión necesarias para diseñar la lechada de cemento. d. Se debe correr un registro calibrador de diámetro del hueco para determinar las medidas exactas del pozo para calcular el volumen del cemento y un efectivo desplazamiento mecánico para estar seguros de obtener una buena remoción del fluido de perforación. Las siguientes recomendaciones deberán ser tenidas en cuenta al desarrollar el plan de trabajo en un pozo potencialmente con problemas de intrusión de gas: -
La centralización de la tubería es un factor especialmente importante.
-
Debe haber una amplia discusión del diseño de la mezcla, una buena preparación del pozo y del procedimiento del trabajo antes de la cementación, asegurándose que el operador y la compañía de servicios estén de acuerdo con el programa.
-
Mantener un registro de los niveles de los tanques durante la operación para detectar posibles pérdidas o ganancias.
-
Usar el densitómetro para chequear la densidad de la mezcla.
-
Analizar el trabajo después de la completación para poder analizar y tomar posibles medidas correctivas.
6.4.5
RECOMENDACIONES
Resumiendo, las siguientes modificaciones a las prácticas generales de cementación, han probado ser útiles en cementación a través de las zonas de gas, con el propósito de controlar el flujo al anular: a. Usar una columna corta de cemento y desarrollar etapas múltiples. b. Dar un largo tiempo de fraguado a la primera lechada para que esta mantenga en su totalidad la presión hidrostática sobre la segunda lechada. c. Aplicar presión al anular en la superficie inmediatamente después de la cementación. d. Incrementar la densidad del fluido de perforación en el anular antes de cementar. e. Incrementar la densidad de la lechada a los máximos niveles permitidos. f. Use lechadas con baja proporción de agua de mezcla y baja pérdida de fluidos.
BIBLIOGRAFIA 1. NELSON, Erik. Well Cementing, Dowell Schlumberger, Saint-Etienne, France, March 1990. 2. SMITH, Robert. Successful Primary Cementing Checklist, AMOCO Production Co., Research Center, Copyright October 1983. 3. DOWELL SCHLUMBERGER. Cementing Technology, Published by Nova Communications Ltd., London, England for Dowell Schlumberger, 1984. 4. B.J. SERVICES. Applied Cementing, Training Department, Tomball TX, April 1991.
7
CAPITULO VII. CONTROL DE POZO
7.1
AMAGO DE REVENTON
La seguridad del equipo, el personal y el entorno, implica un proceso continuo de control de flujos durante la perforación, para mantener la presión hidrostática en el pozo mayor que la presión de formación, mecanismo primario de control que se inicia con la planeación del pozo. Cuando se perfora con retorno normal de lodo a superficie, es imposible que ocurra un amago de reventón sin presentar una INDICACION O AVISO, asociado con cualesquiera de las causas principales de amago. De ahí se deriva lo importante que es el conocimiento de los indicadores y las causas de amago de reventón, la oportuna detección y el control antes que el hecho aumente en intensidad. Todo amago se presenta cuando la presión de la formación excede la presión hidrostática del fluido en el pozo, y es para ese momento cuando todo el personal involucrado en la operación de perforación debe estar entrenado para actuar inmediatamente. CUANDO UN AMAGO NO SE CONTROLA SE CONVIERTE EN REVENTON ! De la prevención que se tenga en cuanto a equipo en superficie, p.e.: matachispa en los motores, extintores recargados, suficientes y bien ubicados, uniformes anti-inflamables, martillos de caucho, linternas antichispa, detectores de gas en el ambiente, etc., durante el control de un pozo, depende en gran parte que se eviten sucesos lamentables.
7.2
7.2.1
PRINCIPALES CAUSAS DE AMAGO DE REVENTON
FALTA DE CUIDADO EN MANTENER EL HUECO LLENO
El hueco SE DEBE LLENAR cada vez que se cause una caída de presión de 75 lppc o que se saquen cinco (5) paradas de tubería o tres (3) botellas de perforación, lo que produzca menor reducción de la presión sobre el fondo. Es de mandato obligatorio utilizar el tanque de viaje, para tener un mejor control sobre los volúmenes de desplazamiento y llenado.
7.2.2
REDUCCIÓN DE PRESIÓN POR SUCCIÓN DEL POZO (SWABBING)
Ocurre cuando se saca tubería a velocidades altas, ocasionando una reducción en la presión de fondo del pozo. Se han de tener en cuenta los programas de velocidades máximas de bajada y sacada de tubería. Este efecto es mayor cuando la broca está cerca del fondo, con broca y estabilizadores embotados y altos geles en el lodo. Sacar las primeras 15 paradas lentamente !
7.2.3
PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
La pérdida de circulación disminuye el nivel de fluido en el hueco, causando una reducción en la presión hidrostática sobre el fondo del pozo. Esto debe ser detectado por los medidores de volúmenes en las piscinas y el medidor de caudal de retorno.
7.2.4
PERFORACIÓN DE UNA ZONA DE ALTA PRESIÓN
Al perforar una zona de alta presión, la cual es mayor que la presión hidrostática del lodo, se producirá un amago de reventón por el mayor empuje de la presión de formación, lo que induce la entrada de fluido al pozo. Para su detección existen varios métodos de predicción, con los cuales se pueden determinar las presiones anormales de formación.
7.3
INDICADORES O IDENTIFICADORES DE REVENTONES
Aunque la alta presión anormal parece ser el gran peligro, la mayoría de los reventones han ocurrido en zonas con presiones normales y durante los viajes de tubería. Los principales indicadores sobre los cuales se debe ejercer observación permanente son:
7.3.1
AUMENTO DE VOLÚMENES EN LOS TANQUES
Cualquier aumento en el volumen en los tanques es una indicación de amago, que generalmente se convierte en la primera confirmación, cuando hay un control estricto en la medición del flujo de retorno. Debe ser detectado rápidamente por los indicadores del nivel comunicados con la Unidad de Registro Continuo de Hidrocarburos y por los sensores PVT instalados en los tanques del fluido de perforación y transmitido al equipo de medición en la casa del perro. LAS ALARMAS deben ser activadas inmediatamente. Comprobar que el aumento no es producto de preparación o movimientos de lodo de reservas.
7.3.2
AUMENTO DE LA TASA DE FLUJO DE RETORNO
Debe ser la primera confirmación de un amago, siempre y cuando sea producido por causas diferentes al aumento en la rata de bombeo al pozo. El instrumento de medición debe instalarse en la línea de flujo de retorno, para detectar cualquier cambio de flujo por leve que sea. La confiabilidad de estos instrumentos se basa en la calibración.
7.3.3
FLUJO DEL POZO CON LAS BOMBAS PARADAS
El pozo fluye o circula sin estar operando las bombas, conduciendo a un aumento en el nivel de las piscinas. SI HAY SOSPECHA DE UN FLUJO SE REVISA EL POZO VISUALMENTE EN LA RUMBA.
7.3.4
DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN CON AUMENTO EN EL NÚMERO DE GOLPES
Cuando se produce un amago y el fluido del yacimiento penetra al pozo, se genera una disminución de la presión hidrostática, que junto con la expansión, hace que la presión de bombeo disminuya y los golpes de la bomba aumenten. Sin embargo, estos factores pueden producirse por causas diferentes a amagos de reventón (taponamiento de la succión de la bomba, aire en las líneas, falla en algún componente de las bombas, caída de boquillas, hueco en la tubería, etc.). De todas formas, siempre está asociado a otros indicios que hacen determinante la detección. Siempre es mejor asumir que hay un amago y revisar flujo. Puede estar asociado con un aumento en el peso de la sarta.
7.3.5
AUMENTO DE LA RATA DE PERFORACIÓN
Es uno de los primeros indicadores y más fáciles de detectar. Ocurre cuando se incrementa considerablemente la rata de penetración sin variar las condiciones de perforación que se traen; suele suceder después de una corta frenada. Generalmente el perforador es el primero en detectarla y debe estar instruido en las acciones inmediatas a tomar.
7.3.6
LODO CORTADO CON GAS, ACEITE O AGUA SALADA
Cuando el gas, el aceite o el agua entran al pozo, se mezclan con el lodo produciendo una reducción en su peso. El gas es detectado en la trampa de vacío instalada en el bolsillo de la rumba. El crudo y el agua salada se detectan, ya sea visualmente por el cambio de apariencia física del lodo o por las pruebas de cloruros.
7.3.7
CAMBIOS DE TEMPERATURA EN EL LODO DE RETORNO
Cuando ha habido una entrada de fluido al pozo, hay un cambio de temperatura (descenso) que puede ser detectado cuando se lleva un control estricto sobre este parámetro.
7.3.8
APARIENCIA DE LOS RIPIOS DE PERFORACIÓN
Conociendo la forma y cantidad de los cortes generados por la perforación normal de la broca, se puede detectar un amago de reventón identificando la variación hacia cortes más grandes y más angulares, producidos por el desbalance. Cuando las lutitas se derrumban por desbalance a favor de la formación, los cortes tienen apariencia grande y angular.
7.4
MECANISMO DE CONFIRMACION DE UN AMAGO DE REVENTON
7.4.1
REVISIÓN DE FLUJO
La revisión de flujo es una práctica común y debe hacerse cada vez que se detecta un indicador de amago de reventón. El procedimiento para la revisión del flujo es el siguiente:
7.4.1.1
Durante la Perforación
1.
Levantar el vástago de perforación y sentar la tubería en las cuñas.
2.
Iniciar rotación de la tubería suavemente.
3.
Parar las bombas.
4.
Observar el flujo en el bolsillo de la zaranda y en el niple campana, durante cinco (5) minutos; si el fluido permanece completamente quieto, proceder como sigue: -
Sacar las cuñas.
-
Colocar las bombas hasta obtener retorno.
-
Bajar el vástago de perforación.
-
Continuar perforando.
Si se observa flujo del pozo o hay dudas al respecto, proceder así: 1.
Abrir la válvula hidráulica del choque.
2.
Cerrar el preventor anular.
3.
Cerrar el choque.
4.
Registrar la presión de revestimiento y de tubería.
5.
Proceder a matar el pozo por el método seleccionado. "Es mejor cerrar el pozo innecesariamente que darle ventaja al influjo". "Siempre que tenga dudas con respecto a un amago REVISE EL FLUJO".
7.4.1.2
Durante las Conexiones
1.
Parar la perforación con dos pies del vástago afuera.
2.
Levantar el vástago de perforación y sentar la tubería en las cuñas.
3.
Rotar la tubería.
4.
Parar las bombas.
5.
Observar el flujo. Si hay flujo proceda como en el caso anterior. Si no hay flujo: Desconectar el vástago de perforación, hacer la conexión y continuar perforando.
7.4.1.3
Durante el Viaje
Si observa o sospecha que el pozo está fluyendo o se está llenando indebidamente durante el viaje, debe procederse de la siguiente forma para revisar flujo: 1.
Revisar el tanque de viaje para comprobar su funcionamiento.
2.
Sentar la tubería sobre las cuñas.
3.
Llenar el pozo hasta que se observe el retorno en la campana.
4.
Parar la bomba de llenado y observar el nivel del fluido en la campana o el bolsillo de la rumba.
Si el pozo no fluye, continuar el viaje de tubería. Si el pozo fluye, proceder así: 1.
Colocar la preventora interna de tubería.
2.
Conectar el vástago de perforación.
3.
Abrir la válvula hidráulica del choque.
4.
Cerrar el preventor anular.
5.
Cerrar el choque.
6.
Registrar los datos de presión del revestimiento.
7.
Tomar la decisión de acuerdo con la presión, la profundidad donde se encuentra la tubería y la actividad (sacando o bajando tubería). De todas formas, si es posible, baje tubería hasta donde pueda.
7.4.1.4
Con la Tubería Fuera del Pozo
Tan pronto se termina de sacar la tubería y el pozo está lleno, observarlo por cinco (5) minutos para comprobar si fluye o no. Luego cerrar los arietes ciegos. Antes de abrir nuevamente los arietes, revisar la presión en el manómetro del múltiple. Proceder así: 1.
Cerrar el choque.
2.
Abrir la válvula hidráulica.
3.
Revisar la presión.
Si hay presión, abrir el choque, observar flujo y cerrar nuevamente. Decidir si se puede bajar o forzar tubería o aplicar un método volumétrico.
7.5
EQUIPOS Y METODOS DE PREVENCION Y CONTROL
El control de un pozo empieza con su planeación, prediciendo y evaluando lo que podría pasar durante la perforación. El control primario de un pozo lo constituye la adecuada presión hidrostática que balancee y coloque en todo momento un factor de seguridad sobre la presión de formación, para evitar cualquier influjo al pozo. Uno de los elementos que permite controlar este parámetro y brinda confiabilidad si se maneja adecuadamente, es el tanque de viaje.
7.5.1
MÉTODOS DE CIERRE DEL POZO
Diariamente, el supervisor del equipo debe registrar en el informe diario de perforación, las tasas de bombeo y las presiones reducidas de todas las bombas en el equipo, con la bomba solamente embragada (sin acelerar). Inmediatamente se ha detectado el flujo del pozo, el paso siguiente es proceder a cerrar para reducir la entrada de fluidos al pozo, teniendo en cuenta dos objetivos para el control del pozo: 1.
Matar el pozo sin peligro.
2.
Reducir al mínimo los esfuerzos sobre la pared del hueco.
Se debe proceder secuencialmente para conseguir estos dos objetivos. Uno de los casos más críticos ocurre en el momento del cierre inicial y luego al escoger el método adecuado para matar el pozo.
7.5.1.1 7.5.1.1.1
Procedimiento de Cierre Perforando
1.
Levantar el vástago de perforación hasta que la unión del último tubo quede por encima de la mesa rotatoria.
2.
Parar las bombas.
3.
Abrir la válvula hidráulica del choque (el choque debe estar abierto 1/2).
4.
Cerrar el preventor anular.
5.
Cerrar el choque.
6.
Avisar inmediatamente al ingeniero de ECOPETROL y al supervisor general de perforación.
7.
Registrar las presiones de cierre en el anular y la tubería, el tiempo y la ganancia en los tanques.
8.
Escoger el método para matar.
Si la ganancia de volumen al detectar el amago es grande, cerrar el pozo lo más rápido posible (cierre duro). Cuando el tiempo de cierre del preventor anular es relativamente largo (15-20 seg), el efecto de golpe de ariete sobre el hueco se disminuye considerablemente o es despreciable. Para evitar más entrada de fluido al pozo proceder así: Después de los pasos 1 y 2 (Cierre duro): 3.
Cerrar el preventor anular, (inmediatamente queda cerrado el pozo).
4.
Cerrar el choque.
5.
Abrir la válvula hidráulica del choque.
Continuar con el paso 6.
7.5.1.1.2 Actuar así:
Durante el Viaje
1.
Bajar el tubo hasta la unión y colocar las cuñas.
2.
Instalar la preventora interna de tubería o válvula de seguridad abierta.
3.
Abrir la válvula hidráulica del choque. (El choque debe estar abierto).
4.
Cerrar la válvula de seguridad (si fue colocada) y el preventor anular.
5.
Cerrar el choque.
6.
Conectar el vástago de perforación.
7.
Avisar inmediatamente al ingeniero de ECOPETROL y del equipo.
8.
Registrar las presiones de cierre y el volumen ganado en el tanque de viaje.
9.
Escoger el método para matar o la acción a tomar.
7.5.1.1.3
Con Tubería Fuera del Pozo
Al sacar el último tubo del pozo, proceder de la siguiente forma: 1.
Llenar el pozo y revisar el flujo.
2.
Cerrar los arietes ciegos.
Antes de abrir los arietes ciegos, revisar si hay presión acumulada en el pozo. Proceder así: 1.
Cerrar el choque.
2.
Abrir la válvula hidráulica.
3.
Revisar si hay presión.
Si hay presión, abrir el choque, observar flujo y cerrar nuevamente. Decidir si se puede bajar o forzar tubería o aplicar un método volumétrico. 4.
Si no hay presión, abrir los arietes ciegos.
5.
Cerrar la válvula hidráulica.
6.
Abrir el choque.
7.5.2
TANQUE DE VIAJE
" Es obligatorio disponer y usar el tanque de viaje en todos los pozos que perfore ECOPETROL", quien dará las especificaciones requeridas, y el interventor en el equipo (jefe de pozo) será quien apruebe si su instalación es correcta y que todo el personal conoce y entiende su uso. El tanque de viaje, como su nombre lo indica, se usa para monitorear el llenado del pozo durante los viajes de tubería. Debido a que la mayoría de reventones han ocurrido mientras se ejecuta esta operación, el jefe de pozo y del equipo (Tool Pusher), deben supervisar la ejecución de esta operación y hacer énfasis en el uso del tanque de viaje. Al sacar tubería hay dos alternativas posibles: que el pozo esté aceptando o no la cantidad correcta de lodo para llenar el equivalente a la tubería retirada. Si el pozo no está aceptando la cantidad correcta debe revisarse flujo y tomar la acción inmediata. El tanque debe usarse en todos los viajes y registrar en la hoja de viaje anexa al reporte de perforación, el cálculo de cuánto lodo debe aceptar por cada parada de tubería o botellas que se retira y la cantidad real aceptada. La exactitud de la cantidad para llenar se puede establecer después de 2 ó 3 viajes. La precisión de esa cantidad depende de: 1.
La exactitud del monitoreo de la operación.
2.
La precisión de las marcas en el tanque (o marcador de barriles) de viaje.
3.
El número de paradas llenas que se saquen.
4.
La precisión del desplazamiento de la cantidad de tubería que se saca antes de llenar.
5.
Si no hay aporte ni pérdida del lodo en el pozo.
6.
Si no hay fuga por la válvula de drenaje del tanque después que se llena.
7.
Las acumulaciones de lodo seco en el fondo del tanque.
7.5.2.1
Instrucciones para la Instalación del Tanque de Viaje
Hay dos tipos de instalaciones para un tanque de viaje: 1.
Llenado por gravedad (Figura 7.1).
2.
Llenado por bomba (Figura 7.2).
0
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FIGURA 7.1 TANQUE DE LLENADO POR GRAVEDAD
0 FIGURA 7.2 TANQUE DE LLENADO CON BOMBA
7.5.2.1.1
Tanque de Llenado por GravedadError! Bookmark not defined.
Debe estar localizado a una elevación donde el fondo del tanque quede por encima del carrete de perforación y el retorno del lodo de la línea de flujo caiga por gravedad al tanque. La línea de llenado del pozo va conectada a la línea de matado y debe llevar dos válvulas: una a la salida del tanque, de baja presión y otra antes de la conexión a la línea de matado, de alta presión. No es recomendable para pozos donde se vayan a usar pesos altos de lodo, con altas viscosidades y contenido de sólidos, porque pueden taponar las líneas. El lodo nunca debe descargarse a la rumba (tanques) en los viajes, a menos que se compruebe flujo o suabeo.
7.5.2.1.2
Tanque de Llenado Mediante Bomba
Es el más utilizado porque puede ser localizado en un lugar accesible, llenando el pozo mediante una bomba centrífuga. En este caso la línea de llenado no va a la línea de matado, sino a la campana, sobre el último preventor; lleva una válvula de control (check), de baja presión, a la salida de la bomba. Las características principales al elegir los componentes del tanque de viaje son: 1.
Suficiente capacidad para evitar pérdidas de tiempo llenándolo continuamente. Una capacidad adecuada es de 60 Bls, dividida en dos compartimientos de 30 Bls cada uno, con marcas en cada barril.
2.
Un sistema de indicación de nivel con lectura remota en un registrador instalado cerca al perforador y con buena visibilidad para observarlo constantemente. Instalar alarmas de sonido.
3.
Dos bombas centrífugas, cada una capaz de mover fluido de perforación de 18 LPB a 2 BPM contra una cabeza de 30 pies. Una bomba debe permanecer prendida mientras se saca la tubería.
4.
Líneas de tres (3) pulgadas con válvulas de apertura completa de 125 lppc como mínimo, para llenar el pozo.
5.
La tubería que va desde la línea de flujo hasta el tanque de viaje será como mínimo de cuatro pulgadas.
6.
Una línea de llenado desde el sistema de lodo del equipo hasta el tanque, con válvulas para seleccionar de cuál compartimiento llenar.
7.
Una línea de acero de dos (2) pulgadas, instalada corriente abajo del choque, usada para medir el volumen exacto de fluido drenado en operaciones de forzamiento de tubería.
8.
Un sistema apropiado para lavar el tanque después de cada operación.
7.5.2.2
Instrucciones para el Uso del Tanque de Viaje
1.
Llenar el tanque de viaje antes de enviar la píldora pesada.
2.
Al enviar la píldora pesada para sacar tubería, observar la salida de la línea de flujo hasta que el lodo se detenga. Cerrar la válvula hacia la zaranda para aislar el circuito del tanque de viaje.
3.
Desconectar el vástago de perforación y sacar una o dos paradas, observando la caída del lodo en el anular.
4.
Si el lodo está cayendo normalmente, prender una centrífuga y bombear al anular.
5.
Observar y registrar el volumen inicial en el tanque y el volumen de lodo requerido para llenar el pozo cada cinco (5) paradas. Si ha realizado viajes, compare el dato con la cantidad utilizada para la misma longitud de tubería en el viaje anterior y con la cantidad calculada que debe bombearse.
6.
La mayoría de tanques están marcados en incrementos de un (1) barril. Es imperativo que el perforador conozca exactamente la cantidad que el pozo debe tomar cada cinco (5) paradas de tubería y cada una (1) parada de botellas.
7.
Cuando el hueco no tome la cantidad adecuada de lodo, debe revisarse el flujo. Si el pozo muestra cualquier indicación de flujo, instale la preventora interna y fuerce la tubería hasta el fondo.
8.
El tanque debe ser un sistema cerrado que comprende: tanque de viaje - pozo - línea de flujo - tanque de viaje. Debe observarse cuidadosamente que no hayan escapes en superficie.
9.
Lavar el tanque de viaje con agua después de cada viaje, no dejar lodo en el tanque, bombear el sobrante a los tanques y dejarlo completamente vacío.
7.5.3
LÍNEA DE LLENAR
Línea de dos (2) pulgadas colocada en la campana, por encima del preventor más elevado, procedente del tanque de viaje, el cual debe tener una válvula situada a la salida del tanque.
7.5.4
CABEZA DE POZO (CASING HEAD)
Es donde se conecta el equipo de preventoras. Debe tener dos salidas de mínimo dos (2) pulgadas de diámetro roscadas para presiones menores o iguales a 3000 lppc y flanchadas para mayores de 3000 lppc. Estas salidas no deben usarse para conectar líneas de choque o de matar. Sólo pueden usarse para ello, en casos de emergencia, por fallas en el sistema de control principal (ver Anexo 5).
7.5.5
CARRETE DE PERFORACIÓN (DRILLING SPOOL)
Proporciona un espacio adicional entre los arietes para facilitar los viajes de tubería con los arietes cerrados. Adicionalmente permite conectar las líneas de matar y de choque.
Sus especificaciones mínimas incluyen dos (2) salidas, una de tres (3) pulgadas (al choque) y la otra de dos (2) pulgadas de diámetro nominal (línea de matar), con brida, para atornillar o de grapa, clase 2M, 3M y 5M. Debe tener un hueco de diámetro al menos igual al máximo hueco del cabezal del pozo. Su rango de presión de trabajo debe estar acorde al diseño de preventoras y cabezal. Deben ser fabricados de acuerdo con el API 6A.
7.5.6
MÚLTIPLE DEL ESTRANGULADOR
Es un arreglo de válvulas, líneas, conexiones, estranguladores manuales y a control remoto, que permiten la salida controlada de los fluidos a alta presión del anular. Su selección y diseño está basado en factores conocidos como: máximas presiones de fondo, método de control, medio ambiental, corrosividad, volumen de manejo, toxicidad y abrasividad de los fluidos.
Error! Bookmark not defined.EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS - ECOPETROL TABLA PARA REGISTRAR EL LLENADO DEL POZO EN LOS VIAJES Capacidad del tanque de viaje:
Bls.
con incrementos de:
Bls/pulg.
A. Desplazamiento de la tubería con uniones:
Bls/pie.
por 5 paradas:
Bls.
B. Desplaz. de la tubería pesada con uniones:
Bls/pie.
por 3 paradas:
Bls.
C. Desplazamiento de las botellas:
Bls/pie.
por 3 paradas: PARADAS SACADAS DEL POZO:
DESPLAZAMIENTO CALCULADO DE LA TUBERIA (Bls). Increm.
MENOS:
Acum.
VOLUMEN DE LLENADO DEL POZO (Bls). Increm.
Bls. IGUAL:
Acum .
GANANCIA O PERDIDA(-) DE LODO (Bls). Increm.
1
-
=
2
-
=
3
-
=
4
-
=
5
-
=
VOLUMEN INICIAL EN EL TANQUE DE VIAJE (Bls).
Acum.
Error! Bookmark not defined.EJEMPLO PARADA S SACADA S DEL POZO:
DESPLAZAMIENTO CALCULADO DE LA TUBERIA (Bls).
Increm.
Acum.
1
0.25
0.25
2
0.25
3
MENO S:
VOLUMEN DE LLENADO DEL POZO (Bls).
Increm.
Acum.
-
0.25
0.25
0.5
-
0.20
0.25
0.75
-
4
0.25
1.0
5
0.20
1.20
IGUAL:
GANANCIA O PERDIDA DE LODO (Bls).
VOLUMEN DEL TANQUE DE VIAJE (Bls).
Increm.
Acum.
30.50
=
0
0
30.25
0.45
=
0.05
0.05
30.05
0.20
0.65
=
0.05
0.10
29.85
-
0.30
0.95
=
-0.05
0.05
28.55
-
0.20
1.15
=
0.0
0.05
29.35
Las prácticas recomendadas para la instalación incluyen: 1.
Todos sus componentes deben tener una presión de trabajo igual o superior a la del equipo de preventoras y deberá ser probado a la misma presión que ellas.
2.
Las especificaciones de trabajo como presión, temperatura y corrosividad, deberán estar de acuerdo con las especificaciones API RP53.
3.
El múltiple deberá estar colocado en un sitio de fácil acceso, preferiblemente fuera de la subestructura del equipo.
4.
La salida del estrangulador debe ir a una cámara que amortigüe la presión del choque (Cámara Buffer). Las líneas deben estar aseguradas para prevenir que sean dobladas o partidas. Se debe disponer de una línea de tres (3) pulgadas de diámetro interno, que vaya desde el múltiple hasta un sitio acondicionado para quemar gas o crudo del pozo, distante por lo menos 200 m del equipo y asegurada fuertemente en toda su extensión. Es aceptable una línea de dos (2) pulgadas en el caso de rango de presión de 2M.
5.
Las líneas de flujo deben tener vías alternas para desviar el flujo en caso de rompimiento o erosión, taponamiento o malfuncionamiento, mientras se repara la vía dañada.
6.
La línea de descarga deberá tener el mismo diámetro que la línea del estrangulador para evitar contrapresiones mientras se descarga el pozo a través del choque.
7.
Manómetros de rango adecuado para leer fácilmente las presiones en la tubería y el anular.
8.
Deberá poseer como mínimo un choque y una válvula de operación remota.
9.
Para presiones mayores de 5000 lppc deben usarse conexiones de bridas, grapas de alta presión o soldadura API. (Realizadas por un soldador certificado).
10.
Los estranguladores deben estar aislados por válvulas y uniones para reemplazo rápido, mientras continúan las operaciones a través de un estrangulador alterno.
Los componentes mínimos del múltiple de choques se ven en la Figura 7.3.
7.5.6.1
Línea de Matar
Provee la vía para bombear a través de ella hacia el pozo. El sitio normal de conexión en las preventoras depende de la configuración y los carretes empleados, pero su posición común es bajo el preventor de arietes, a cerrar primero en caso de un amago. La Figura 7.4 presenta los arreglos API, para la instalación de la línea. Por seguridad, se puede emplear una línea de matar alterna, la cual permite el uso de una bomba auxiliar en el caso de daño o insuficiencia de las bombas normales del equipo. Esta línea va encadenada a la línea normal de matar (Figura 7.5).
FIGURA 7.3 MINIMOS COMPONENTES DE LA LINEA Y MULTIPLE DEL ESTRANGULADOR
FIGURA 7.4 LINEA DE MATAR FIGURA 7.5 LINEA DE MATAR CON LINEA AUXILIAR (PARA 5M - 10M O 15M)
Algunas guías facilitan la instalación de la línea: 1.
Mínimo de dos (2) pulgadas de diámetro con dos válvulas, la primera (junto a las preventoras) permanecerá siempre abierta, se utilizará como válvula maestra. La segunda válvula irá junto a la anterior y se utilizará normalmente para evitar o permitir el flujo de fluidos. Después de la segunda válvula debe ir una válvula CHEQUE para evitar que la presión del pozo entre a las bombas.
2.
Se recomienda no usar esta línea para llenar el pozo, puesto que esta rutina trae como consecuencia una posible erosión de las paredes del tubo.
3.
Las operaciones periódicas de inspección, prueba y mantenimiento, serán acordes con las practicadas al sistema de preventoras.
7.5.6.2
Línea del Choque
Esta línea debe ser de mínimo tres (3) pulgadas con dos válvulas de cuatro (4) pulgadas así: La primera junto a la B.O.P debe ser manual y permanecer abierta todo el tiempo. La segunda irá inmediatamente después de la anterior y será de operación hidráulica a control remoto y deberá permanecer cerrada durante la perforación. Esta línea debe quedar lo más recta posible; si se requiere que haya un codo o dobladura, se debe considerar una dirección exacta para evitar continuos dobleces y debe quedar ajustada firmemente para evitar excesivo movimiento o vibración (Figura 7.6).
FIGURA 7.6 LINEA DEL CHOQUE
7.5.7
EQUIPO DE PREVENTORAS
El conjunto de preventoras es el equipo de control del pozo en superficie, cuyo diseño permite: 1.
Cerrar el hueco en superficie.
2.
Bombear fluidos dentro del hoyo.
3.
Forzar la tubería de perforación dentro del hueco.
La información suministrada en el programa de perforación deberá incluir las presiones esperadas en fondo para cada profundidad de asentamiento de revestimiento y los criterios utilizados para determinarlas, con el fin de diseñar los conjuntos de preventoras a usar. Todas las preventoras deben estar equipadas con un sistema hidráulico de manejo, con capacidad de suministrar una y media (1.5) veces el volumen necesario para cerrar todas las unidades con una presión mínima de 200 lppc por encima de la presión de precarga. Un sistema de apoyo, independiente del sistema de energía primario con capacidad suficiente para cerrar todos los preventores y mantenerlos cerrados. Una estación de control remoto operable desde la mesa de perforación y otra ubicada lejos del equipo de perforación (mínimo 50 pies) en un lugar seguro y de fácil acceso. Existen dos tipos de preventoras: de ariete y anular. El Instituto Americano del Petróleo ha clasificado los arreglos de preventoras de acuerdo con el rango de presión de trabajo, los cuales son mostrados en las Figuras 7.8 a 7.12. Los códigos dados para cada componente son los siguientes: A G R
= = =
preventor anular cabeza de pozo rotatoria preventor sencillo (ciego o de tubería)
Rd Rt S M
= = = =
preventor doble ariete preventor triple ariete carrete de perforación (drilling spool) 1000 libras por pulgada cuadrada
Se recomienda tener las siguientes partes disponibles como reserva: 1.
Un juego completo de arietes y empaques de tubería y anular para cada tamaño de tubería de trabajo.
2.
Un juego completo de cubiertas de sello para cada tamaño o tipo de ariete en uso.
3.
Plástico para actuar los sellos secundarios de los arietes.
4.
Sellos metálicos anulares para colocar entre las bridas. Todos los materiales deben ser guardados y protegidos para prevenir la oxidación.
7.5.7.1
Preventor Anular
Su propósito es cerrar el espacio anular alrededor de la tubería, sin importar el diámetro o la forma de la herramienta que está posicionada. Puede usarse para forzar tubería dentro del pozo en caso de emergencia, pero por la fricción pueden fallar fácilmente. Es el primer dispositivo que se actúa para cerrar el pozo. La presión de cierre recomendada es de 1500 lppc; durante el trabajo de forzamiento esta presión debe disminuirse al punto que permita una pequeña fuga que lubrique el empaque, para extender su vida útil. Los tipos más comunes son: Hydrill Tipo GK, su diseño permite que la presión del pozo ayude a mantenerlo cerrado; Hydrill Tipo GL, diseñado para pozos marinos o de grandes profundidades, tiene una cámara secundaria que ofrece contrabalance para equilibrar la diferencia por la columna hidrostática; Hydrill Tipo MSP, usado principalmente en los sistemas desviadores de flujo. El caucho de los empaques puede ser natural "NR", Nitrilo (sintético) "NBR", o de Neopreno "CR". El preventor Cameron Tipo D, resiste ambientes de sulfuro de hidrógeno y se recomienda en aplicaciones con lodos base aceite. Su apertura y cierre requieren de una presión entre 1500 a 3000 lppc, la cual debe ser mantenida durante su operación.
7.5.7.2
Preventor Anular de Desviación (Diverter System)
Para controlar un amago a poca profundidad, con el conductor sentado en una formación débil, donde no se puede cerrar el pozo completamente sin el riesgo de generar grandes presiones y la posibilidad de ocasionar fracturas para desfogue de la presión. El sistema de desviación del flujo usa un preventor anular situado sobre el tubo conductor y una o dos líneas situadas inmediatamente por debajo de él. El control se basa en el agotamiento de la fuente y en llevar el flujo hacia un área segura fuera del equipo y personal (Figura 7.7).
FIGURA 7.7 SISTEMA DE DESVIACION
Las líneas desviadoras del flujo deben ser de 6 ó 10 pulgadas de diámetro y tan rectas como se pueda, estar situadas en direcciones opuestas (180 grados) hacia la piscina de descarga o al quemadero, viento abajo del equipo, tener válvulas de apertura completa accionadas hidráulicamente, usando al mismo tiempo la presión de cierre del anular, con el fin de evitar que el pozo sea cerrado inadvertidamente. Todo el conjunto debe quedar lo suficientemente rígido para evitar vibraciones fuertes y pandeos, por lo tanto el revestimiento que soporta la cabeza y las preventoras, debe quedar bien centrado y tener una columna de cemento de mínimo 150 pies hasta superficie. Cuando el sistema está instalado se debe marcar la manija de control y colocar la advertencia de: "ACTUAR EL DIVERTER Y NO LAS B.O.P". Ya que la situación no permite imponer presión adicional sobre la formación, el operador tiene 3 alternativas para controlar el pozo: 1.
Bombear suficiente lodo al pozo sobre la zona de amago para balancear la presión de formación.
2.
Los amagos superficiales pueden depletarse rápidamente.
3.
El pozo puede derrumbarse y autocontrolarse.
En la posibilidad No. 1 se bombea lodo pesado de un peso que se supone matará el pozo y no fracturará la formación y se espera hasta que retorne a superficie; si no controla aumentar el peso gradualmente. Se recomienda preparar varios baches (de acuerdo con la capacidad del hueco) de diferentes pesos y la rata de bombeo debe ser mínimo 1 1/2 o 2 veces la del flujo del pozo, con el fin de colocar una columna hidrostática antes que el flujo diluya y reduzca el peso. La operación es la siguiente: Cuando se detecta el amago proceda así: 1.
Levante el vástago para sacar la unión del elemento de sello anular y pare las bombas.
2.
Abra la válvula de la línea de venteo viento abajo del sistema de desviación.
3.
Cierre el preventor anular.
4.
Inicie el bombeo del lodo en los tanques, o si se tiene, de la píldora pesada; si se acaba y no cesa el flujo, continúe con el lodo que tenga, si se acaba bombee agua si es posible, mientras prepara lodo. La rata debe ser el doble de la rata de flujo del pozo, siempre y cuando no se generen presiones que puedan fracturar el punto débil en el pozo y crear un amago interno o subterráneo.
MAX . PRESION PERMISIBLE = ( Densidad de Frac. - DLI ) * 0.052 * Prof. Install Equation Editor and doubleclick here to view equation.
7.5.7.3
Preventor de Ariete
Trabaja sobre el principio de dos elementos de sello, o bloques de ariete, los cuales al acercarse entre si sellan el espacio anular alrededor de la tubería. Son de construcción rígida para insertos flexibles de caucho y diseñados para sellar sobre una forma geométrica predeterminada o con el pozo vacío, usando los arietes ciegos o de mandíbula llena. También pueden utilizarse para cortar la tubería instalando los arietes de corte. Los arietes cierran y abren por presión hidráulica, el empaque de caucho sintético realiza el sello final entre los arietes opuestos o entre un ariete y la tubería en el pozo. El material elástico sellante, tanto para arietes ciegos como para los de tubería, garantiza un cierre eficaz contra las pérdidas por alta presión de lodo que contengan arenas y ripios. El plástico en reserva detrás de las placas es empujado hacia adelante para reemplazar al desgastado por el movimiento del tubo. Los preventores del tipo ariete se usan para forzar la tubería dentro del hoyo bajo presión, o sea con el pozo cerrado, en este caso es necesario utilizar dos preventores con el debido espacio entre ellos para las uniones de conexión. El ariete superior e inferior son abiertos y cerrados alternativamente para dejarlas pasar, manteniendo siempre el pozo controlado. La relación de cierre es alrededor de 7 a 1, lo que significa que la presión requerida para cerrar el preventor es de alrededor de un séptimo de la presión del pozo; las relaciones pueden ser tan bajas como de 2 a 1. Existen arietes de tubería que pueden cerrar en un rango de diámetro de tubería (3 1/2" - 5 1/2") y preventores con rangos entre 2000 lppc y 15000 lppc.
7.5.7.3.1
Preventor de Ariete Tipo Cameron "U"
La mayoría de los preventores tipo "U" tienen relaciones de 7 a 1. La presión del sistema es de 1500 lppc y en condiciones apropiadas solamente se requerirá de alrededor de 500 lppc para operar. Su rango máximo de operación es de 5000 lppc.
7.5.7.3.2
Preventor de Ariete Tipo Cameron "QRC"
En este modelo, la presión del pozo ayuda a mantener los arietes cerrados.
7.5.7.3.3
Preventor de Ariete Tipo NL Shaffer "LWS"
Se caracteriza por su estructura ligera que ofrece para el cambio de arietes con dos puertas con bisagras. Hay que disponer de espacio suficiente bajo la estructura para su operación. 7.5.7.3.4
Preventor de Ariete Tipo Hydrill "V" y "X"
Tiene sistema de cambio de arietes de puertas con bisagras. El tipo "V" está diseñado para rangos de operación de 5000 lppc y el tipo "X" para 10000 lppc, ambos son resistentes al sulfuro de hidrógeno.
7.5.7.4
Clasificación de las Preventoras
El API ha clasificado el uso de las preventoras con base en los siguientes puntos: -
Rango de presión de estallido del revestimiento al cual se conectan.
-
Presión de ruptura en el zapato.
-
Máxima presión esperada en superficie.
A continuación se presentan los diferentes diseños:
7.5.7.4.1
Clase 2
Conjunto de preventores con un rango de presión de 2000 lppc, consistente en dos (2) preventores de ariete (se acepta un preventor doble) o un preventor anular capaz de cerrar todo el anular, con dos (2) salidas (Figuras 7.8 , 7.9 y 7.10). Se recomienda para perforar el hueco de superficie. Las combinaciones pueden ser (A-R-S), (R-R-S), (R-S-R).
FIGURA 7.8 CONJUNTO CLASE 2 (R-R-S)
FIGURA 7.9 CONJUNTO CLASE 2 (A-R-S)
7.5.7.4.2
Clase 3
Conjunto para 3000 ó 5000 lppc, compuesto de dos (2) preventores de ariete con dos (2) salidas y un (1) preventor anular (Figuras 7.11 y 7.12). Las combinaciones pueden ser: (A-R-S-R), (A-R-R-S). Posee poca flexibilidad porque si se erosiona el carrete no hay posibilidad de cambiarlo.
FIGURA 7.10 CONJUNTO CLASE 2 (R-S-R)
7.5.7.4.3
Clase 5
De igual configuración al clase 3 pero con rango de trabajo de 5000 lppc. Al igual que el anterior se recomienda para pozos de desarrollo y zonas de presión normal. Esta configuración puede hacerse más versátil adicionando otra unidad de ariete, para usarse en pozos exploratorios donde se esperen presiones normales.
7.5.7.4.4
Clase 10 y 15
Preventores con presión de trabajo de 10 ó 15M lppc; constan de tres (3) componentes de ariete y un (1) anular (Figura 7.13, 7.14). Se recomiendan para zonas desconocidas (A3), o para zonas de alta presión. Los arreglos pueden ser A-R-R-S-R-S, altamente funcional y el A-R-R-R-S-S, no muy flexible.
FIGURA 7.11 CONJUNTO CLASE 3 (A-R-R-S)
FIGURA 7.12 CONJUNTO CLASE 3 (A-R-S-R)
FIGURA 7.13 CONJUNTO CLASE 10 (A-R-R-S-R-S)
FIGURA 7.14 CONJUNTO CLASE 10 ó 15 (A-R-R-R-S-S)
7.5.7.5 7.5.7.5.1
Arreglos de Preventoras Recomendados Lineamientos Para el Arreglo y Montaje de Preventoras
Cada área de perforación tiene sus condiciones particulares, que se pueden encajar al sistema más funcional y seguro de los presentados. Las consideraciones especiales para cada área se consignarán en el programa de perforación de cada uno de los pozos, incluyendo el cálculo de las presiones de fondo y esperadas en superficie y servirán para seleccionar el sistema de preventoras. La instalación debe estar supervisada por el ingeniero jefe de pozo de ECOPETROL, para verificar que el conjunto montado quede de acuerdo con lo recomendado.
7.5.7.5.2
Rango de Resistencia de Presión
La presión de formación esperada, determina la selección y el rango de presión que deben resistir las preventoras. Cualquier componente puede exceder la presión de trabajo, pero no ser menor, porque si ese componente no puede ser aislado sin interrumpir la función normal de control, pasaría a imponer la capacidad del conjunto.
7.5.7.5.3
Uso de Arietes de Tubería
Los arreglos API nos presentan varias alternativas para diferentes rangos de presión según la necesidad, pero la funcionalidad a estos conjuntos se la da el usuario. Podemos dar varias recomendaciones para facilitar su uso: -
En una operación normal de control el primer preventor en cerrar debe ser el anular; si comienza a presentar falla se cierra el ariete de tubería debajo de él, lo cual permite su reparación mientras se continua con la operación de control.
-
Como regla general se usa la mínima cantidad de arietes de tubería para el control del pozo.
-
El ariete inferior de tubería sólo puede usarse para operaciones de forzamiento en casos de extrema emergencia. Su uso normal debe limitarse a cerrar el pozo mientras se reparan componentes por encima de él.
-
Las operaciones de forzamiento con anular están limitadas por la presión del pozo y el peso de la sarta así: Cuando el peso de la tubería es suficiente para balancear el empuje (la tubería no es arrojada fuera del pozo) se puede forzar con buen desempeño del elemento de sello hasta con una presión de 800 lppc en cabeza, pero arriba de esta presión no es seguro hacer el forzamiento.
-
Los elementos colocados debajo del último preventor (el más inferior) no se deben usar para controlar el pozo (solo como auxiliares en caso de emergencia), puesto que si se dañan no se pueden reparar.
-
Cuando el peso de la tubería no balancea el empuje del pozo, el forzamiento debe hacerse ariete - ariete; para esta operación se requiere de mínimo dos arietes de tubería separados por el espacio para alojar una unión y un medio de aliviar y colocar presión entre ellos. (Tener en cuenta que el último, más inferior preventor no se debe usar para el forzamiento).
-
Tener en cuenta los diámetros de brocas y herramientas a correr para establecer los diámetros de las preventoras. Los siguientes son los conjuntos disponibles: Error! Bookmark not defined.SISTEMA DE CONJUNTO MULTIPLE BRIDA O HUECO
PRESION DE TRABAJO
21 1/4"
2M ó 5M
13 5/8"
3M - 5M, 10M ó 15M
11"
5M, 10M ó 15M
Error! Bookmark not defined.SISTEMA DE CONJUNTO SENCILLO
7.5.7.5.4
HUECO
PRESION DE TRABAJO
21 1/4"
10M
18 3/4"
10M ó 15M
16 3/4"
5M ó 10M
Arreglos SugeridosError! Bookmark not defined.
Teniendo en cuenta los lineamientos anotados se presentan a continuación los sistemas recomendados: Arreglo 1 Lo puede constituir únicamente el sistema de desviación, para perforar huecos de superficie donde se espere peligro de gas (Figuras 7.7 y 7.15).
FIGURA 7.15 ARREGLO No. 1 PARA HUECOS DE SUPERFICIE (A-S) Arreglo 2 Es un conjunto de tres preventoras, así (Figura 7.16): -
Cabeza de pozo Arietes de tubería Carrete de perforación Arietes ciegos Preventor anular
FIGURA 7.16 ARREGLO No. 2 CONJUNTO DE PREVENTORAS 5M
Este arreglo puede usarse para 3M ó 5M, utilizando los elementos de una u otra presión de trabajo, de acuerdo a la necesidad. Para 3M las válvulas pueden ser roscadas. Para 5M las válvulas deben ser flanchadas. En el tope del anular debe ir un aro de sello de presión API y poseer los espárragos y tuercas en todos los huecos. Ventajas -
Puede reemplazarse el carrete de perforación o repararse una válvula de las salidas.
-
Pueden cambiarse los ciegos por arietes de tubería.
-
Repararse el anular si es necesario durante la operación de control.
-
Puede controlarse el pozo sin tubería en él.
-
Se puede forzar a través del preventor anular.
-
Si la presión de superficie excede la del preventor anular se puede cerrar el ariete inferior, se cambian los arietes ciegos por de tubería y se aisla con éstos el preventor anular sin perder el control del pozo.
-
En extrema urgencia se puede usar la cabeza del pozo para control.
-
Los arietes para revestimiento se pueden instalar en la parte superior (reemplazando los ciegos).
Desventajas No se debe forzar ariete - ariete con éste arreglo. Arreglo 3 Conjunto de cuatro preventoras así (Figura 7.17):
FIGURA 7.17 ARREGLO No. 3 CONJUNTO DE PREVENTORAS PARA 10M ó 15M
-
Cabeza del pozo Preventor con arietes de tubería Carrete de perforación Preventor con arietes ciegos Preventor con arietes de tubería y salida flanchada de 2" ID Preventor anular
Este arreglo puede usarse para 5M, 10M ó 15M. En los arreglos de 10 y 15M el preventor anular se acepta de 5M y 10M, respectivamente. Todas las válvulas deben ser flanchadas. El tope del anular debe ir con aro de sello de presión API y poseer los espárragos y tuercas en todos los huecos. Ventajas
-
Puede forzarse tubería: anular - ariete si se cambian los ciegos por de tubería y ariete - ariete con el espacio que se provee entre los dos.
-
Los arietes para revestimiento se pueden instalar en el preventor de arietes superior.
-
Se puede controlar el pozo sin tubería.
-
Se puede iniciar forzamiento cuando no hay tubería en el pozo.
-
Puede repararse cualquier componente sobre el ariete inferior.
-
Puede aislarse el anular si la presión en superficie es superior o cercana a su presión de trabajo.
Desventajas -
Si no hay suficiente espacio entre los arietes superiores se debe usar el ariete inferior en operaciones de forzamiento y esto no es recomendable.
7.5.7.6
Pruebas de Preventoras
El fluido de prueba debe ser agua limpia. Se debe sacar todo el aire del sistema. La presión máxima de prueba debe ser: la presión de operación para los arietes y el 70% de la presión de operación para el preventor anular. Antes de probar con alta presión debe hacerse a baja presión: 200 300 lppc. La mayoría de arietes sellan a alta presión pero fallan a bajas presiones, que son las más comunes de tener en la cabeza.
7.5.7.6.1
Equipo de Prueba
Puesto que una de las presiones de prueba debe ser mínimo el 100% de la presión de trabajo de la preventora, es necesario disponer de: -
Las bombas que suministren esta presión (bombas de alta presión impulsadas por aire, las del camión cementador, o las del equipo si son de suficiente capacidad).
-
Tapón de prueba tipo colgador de revestimiento (boll weevil plug tester); asegurarse de usar el compatible con la cabeza instalada.
-
Probador tipo copa (cup tester). Se fija en el cabezal para probar los BOP y en revestimiento para probar la parte superior del mismo.
-
Unidad acumuladora adecuada a las preventoras instaladas.
7.5.7.6.2
Frecuencia de las Pruebas
Con las anteriores condiciones se prueba: 1.
Después de la instalación del BOP.
2.
Antes de iniciar perforación, después de colocar una nueva sarta de revestimiento.
3.
Por lo menos una vez cada 21 días.
4.
Después de operaciones que requieran la desconexión de un sello.
5.
Después de cambiar un ariete o el empaque del anular.
Las preventoras deben ser activadas (sin presión de prueba) de la siguiente forma: 1.
Los arietes de tubería, cerrados contra tubería una vez al día.
2.
Los arietes ciegos cerrados en hueco abierto, una vez cada viaje o por día, si hay varios viajes al día.
3.
Anular cerrado contra tubería, una vez a la semana.
Prueba Inicial Después que se ha instalado el conjunto de preventoras, las líneas para matar y el choque, se debe proceder a probar todo el equipo de acuerdo con las guías y especificaciones aquí consignadas, bajo supervisión del ingeniero de ECOPETROL, quien se ayudará con la lista de comprobación y los formatos de prueba. Estos formatos se anexarán al reporte de perforación en el cual quedará constancia de las pruebas.
Programa:
(Probador de copa o tipo colgador). Partir de todos los elementos abiertos (Figura 7.18).
1.
Probar todas las líneas y válvulas del acumulador. Probar la línea desde la bomba de prueba hasta las válvulas de la línea de matar.
2.
Bajar el probador de copa con una junta de cola, una junta encima y el vástago de perforación.
3.
Desplazar el lodo por agua circulando por la tubería.
4.
Cerrar la válvula inferior del vástago y abrir la superior.
5.
Sentar el tapón de prueba en la cabeza del pozo.
6.
Cerrar la válvula manual del choque y mantener abierta la válvula hidráulica, las válvulas 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 10, 11, 13, 15 y los choques.
10.
Cerrar el ariete superior de tubería manualmente, aislar la presión del acumulador.Error! Bookmark not defined.
11.
Presionar hasta 200 ó 300 lppc por cinco (5) minutos y hasta la presión de prueba por diez (10) minutos. Drenar la presión. Registre la presión en el acumulador.
12.
Abrir el ariete superior de tubería y registrar el volumen para abrir y la presión en el acumulador.
13.
Cerrar el preventor anular, registrar el tiempo, volumen y presión del acumulador para cerrar.
14.
Presionar hasta 300 lppc por cinco (5) minutos y hasta la presión de prueba (70% de la presión de trabajo) por diez (10) minutos. Aliviar la presión.
15.
Abrir la válvula hidráulica y cerrar las válvulas 1, 3, 4. Presionar hasta 300 lppc por cinco (5) minutos y luego hasta la presión de prueba (70% de la presión de trabajo) por diez (10) minutos. Aliviar la presión.
16.
Abrir las válvulas 1, 3, 4, cerrar las 5, 6 y el choque ajustable manual, presionar hasta 300 lppc por cinco (5) minutos, y luego hasta la presión de prueba por diez (10) minutos. Abrir el choque completamente, registrar el tiempo de apertura y de cierre del choque.
17.
Abrir la válvula 5, cerrar la válvula 2 y el choque hidráulico a control remoto. Presionar hasta 300 lppc por cinco (5) minutos y luego hasta la presión de prueba por diez (10) minutos. Abrir el choque a control remoto. Registrar el tiempo de apertura y cierre del choque y la presión de la bomba hidráulica.
18.
Abrir el preventor anular, registrar el tiempo, volumen y presión del acumulador para abrir.
19.
Sentar el tapón de prueba a ± 2 dentro del revestimiento. -
Abrir las válvulas 2 y 6.
-
Cerrar el ariete superior de tubería y la válvula hidráulica de control remoto (HCR). Presionar hasta 300 lppc cerrar el ariete inferior de tubería.
-
Abrir la válvula hidráulica por cinco (5) minutos y cerrarla nuevamente, presionar hasta 300 lppc, abrir el ariete inferior de tubería, registrar la presión final.
-
Presionar hasta el 70% de la presión de trabajo menor de los tres componentes (preventor, cabeza, revestimiento). Cerrar el ariete inferior de tubería y abrir la válvula hidráulica. Espere diez (10) minutos.
-
Cerrar la válvula hidráulica, presionar hasta la misma presión anterior.
-
Abrir el ariete inferior de tubería. Registrar la presión final.
-
Abrir la válvula hidráulica para drenar presión.
-
Abrir el ariete superior de tubería. Registrar el tiempo, el volumen y la presión del acumulador, para abrir y cerrar el ariete inferior.
-
Para la prueba del ariete ciego se debe disponer de un tapón tipo hanger que se deja sentado en la cabeza. En éste caso se puede probar con un 70% de la presión de trabajo. Si no está disponible este tapón se puede hacer utilizando el pozo pero sólo debe con el 70% de la menor presión entre: la máxima resistencia del cemento y la máxima presión de estallido del revestimiento.
20.
Con tapón de prueba ó utilizando el pozo el procedimiento es el mismo: cerrar la válvula hidráulica (HCR). Cerrar el ariete ciego, presionar hasta 300 lppc por cinco (5) minutos y luego hasta la presión de prueba por diez (10) minutos. Registrar el tiempo, el volumen y la presión del acumulador para el cierre. Abrir la válvula hidráulica, abrir el ariete ciego y registrar el tiempo, volumen y presión del acumulador para la apertura.
21.
Dejar las válvulas de la siguiente forma: -
Cerradas: Externa de la línea de matar, hidráulica a control remoto (HCR), 3, 6, 8, 11, 12, 13, 14, 15, 16.
-
Abiertas: Interna de la línea de matado, manual del choque, No. 1, 2, 4, 5, 7, 9, 10. El choque manual e hidráulico en posición medio abierta.
Prueba diaria Con la tubería dentro del revestimiento instalar la válvula de seguridad, poner a funcionar los preventores tipo ariete de tubería. Observar el ajuste, la presión del acumulador al cerrar y abrir, el volumen y tiempo de cierre y apertura. Después de sacar la tubería, cerrar el preventor de arietes ciegos. Observar el tiempo, volumen y presión del acumulador para el cierre. Registrar lo mismo para la apertura. Cuando se hace más de un viaje al día, sólo se hace la prueba una vez. Operar los choques ajustables y bombear a través de ellos para asegurarse que no estén obstruidos. Regresar las válvulas y equipos a su posición inicial. Observaciones -
Cuando se presente fuga o caída de presión en cualquier elemento, debe pararse la prueba y proceder a su corrección. Cuando relaje presiones asegúrese que realmente se hizo, observando los manómetros.
-
Los componentes del múltiple del choque, línea abajo de los choques, se prueban con el 50% de la presión de trabajo del componente.
-
La presión de prueba de las preventoras nunca debe ser menor que la presión esperada en superficie.
-
Tomar precauciones de no exponer el revestimiento a presiones de prueba superiores a su resistencia.
-
Verificar las presiones de trabajo de cada componente del conjunto de preventoras y del múltiple de válvulas.
-
Los preventores anulares deben ser operados mínimo una vez por semana.
-
Revisar que los repuestos del equipo de preventoras (arietes, empaques del anular, del choque, de las válvulas, etc.) sean suficientes y adecuados.
-
Revisar y asegurarse de no dejar presiones atrapadas en alguna parte del equipo del conjunto y dejar las válvulas en su posición de espera.
7.5.8
7.5.8.1
EQUIPOS Y HERRAMIENTAS AUXILIARES
Separador de Lodo y Gas - Desgasificador
Las salidas de los choques deben conectarse al separador pobre de gas, del cual deben salir la línea de lodo a la zaranda de vibración y la línea de gas al quemadero; se debe utilizar un desgasificador que puede ser atmosférico, de centrifugación o de vacío. La capacidad de manejo del fluido del desgasificador, debe exceder la rata máxima de bombeo al pozo. Debe estar en buenas condiciones de funcionamiento. La línea de entrada al desgasificador debe estar cerca a la de descarga del separador pobre.
7.5.8.2
Válvula Superior del Vástago de Perforación (Kelly Cock)
Es una válvula de bola de apertura completa, conectada entre la parte superior del vástago de perforación y la unión giratoria (Swivel). Su capacidad debe ser mínimo la mayor entre la presión de estallido de la tubería nueva, usada en la parte superior de la sarta, y la presión de trabajo de las preventoras. Su diseño permite sello en ambas direcciones. El diámetro interno debe ser igual o mayor al del interior del vástago. La válvula se acciona manualmente con una llave, la cual debe permanecer siempre en el mismo sitio y ser fácil de accesar.
7.5.8.3
Válvula Inferior del Vástago de Perforación
Está conectada en la parte inferior del vástago por encima del sustituto ahorrador del vástago (kelly saver sub) y debe cumplir las mismas condiciones que la válvula superior. Estas válvulas de seguridad deben ser revisadas una vez por cada viaje para asegurarse de una buena y pronta operación.
7.5.8.4
Válvula de Seguridad
Es una válvula del mismo tipo que las del vástago, para ser roscada en cualquier junta de la tubería de perforación y debe estar disponible siempre en el piso de la mesa rotaria, en posición abierta, con buenas condiciones de sello. Es una válvula de superficie, que permite controlar mientras se conecta una bomba, el vástago, etc.
7.5.8.5
Válvula Flotadora (Válvula Check)
Esta válvula se utiliza para controlar el flujo hacia la tubería (generalmente por desbalance de columnas en operaciones normales de perforación), puesto que sólo permite el flujo en una dirección. Su uso no es muy aconsejable, puesto que generalmente se tapona con material de pérdida de circulación. También dificulta la lectura directa de la presión de cierre de la tubería de perforación.
7.5.8.6
Preventor de Reventones Interno (Inside BOP)
Es la válvula que se conecta a la tubería de perforación, cuando ocurre un amago de reventón con la tubería fuera del fondo. La presión del pozo entra a la tubería y cierra la válvula. Permite bajar la tubería sin tener flujos a través de ella. Debe estar siempre en el piso de la mesa, junto a los sustitutos, que permita ser conectada a cualquier componente de la sarta. Es una válvula que viaja con la tubería.
7.5.9
SISTEMA DE CONTROL HIDRÁULICO
Es el conjunto de equipos que suministran la energía para la operación de las preventoras y la válvula de control remoto (HCR), a través de un fluido hidráulico a presión. Debe estar equipado con un sistema hidráulico de manejo con capacidad para suministrar 1.5 veces el volumen necesario para cerrar todas las preventoras con una presión mínima de 200 lppc por encima de la presión de precarga. Además debe tener un sistema de apoyo independiente del sistema de energía primario, con capacidad suficiente para cerrar todos los preventores y mantenerlos así; una estación de control remoto localizada en la mesa de perforación, en un lugar accesible y una estación maestra de control ubicada lejos del equipo de perforación, en un sitio seguro y de fácil acceso (Figura 7.19).
7.5.9.1
Acumulador
Conjunto de botellas que guarda el fluido hidráulico bajo presión, para ser impulsado por gas nitrógeno comprimido, accionando el cierre de las preventoras. Hay dos (2) tipos de botellas de uso común: tipo flotador, que utiliza un pistón flotante que hace el efecto de separador entre el gas nitrógeno y el aceite hidráulico y el tipo separador, que usa un diafragma para efectuar la separación positiva. Los principales componentes que debe tener la unidad acumuladora son: 1.
Bombas operadas por aire.
2.
Bombas operadas eléctricamente.
3.
Botellas de acumulación.
4.
Múltiples de operación: Son las válvulas y los actuadores para accionar el conjunto de preventoras, situados en un panel remoto en la mesa del equipo y otro en el sitio de los acumuladores. El fluido de presión es generalmente el nitrógeno. El acumulador debe estar
FIGURA 7.18 MULTIPLE DEL CHOQUE Y VALVULAS
7.
Cerrar el ariete superior de tubería, registrar el tiempo de cierre, el volumen requerido para cerrar y la presión de trabajo del acumulador.Error! Bookmark not defined.
8.
Presionar a través de la línea de matar hasta 200 ó 300 lppc por cinco (5) minutos y luego hasta el 100% de la presión de trabajo del ariete por diez (10) minutos. Aliviar presión.
9.
Abrir la válvula manual del choque y el ariete superior de tubería; cerrar la válvula hidráulica.
FIGURA 7.19 UNIDAD ACUMULADORA Y BOMBAS
dotado de una válvula de escape que evite que la presión sobrepase los 3000 lppc y estalle las botellas.Error! Bookmark not defined. Se debe disponer de válvulas reguladoras de presión del acumulador a las preventoras, puesto que la mayoría de preventores operan con una presión de 1200-1500 lppc. Para los preventores anulares se puede ajustar la presión de operación para evitar excesivo desgaste en los sellos durante forzamientos.
7.5.9.1.1
Consideraciones para el Tamaño del Acumulador
Se deben tomar las siguientes decisiones para elegir el tamaño de los acumuladores: El número de componentes que el acumulador puede accionar sin tener que reabastecerse de fluido.Error! Bookmark not defined. -
Capacidad de fluido de 1.5 veces el mínimo volumen requerido para cerrar todas las funciones del conjunto a la vez.
-
Presión mínima de cierre de 200 lppc sobre la presión de precarga, después de cerrar todas las funciones del conjunto.
-
El factor de seguridad deseado (50% adicional).
Procedimiento de cálculo 1.
Calcular el total de galones para cerrar todas las funciones del acumulador (VT).
2.
Calcular el factor de seguridad (FS). EC. 7.1
F S = 0.5 V T
3.
EC. 7.2
Calcular el tamaño nominal del acumulador (fluido + volumen del nitrógeno) (VR): Para las presiones más usadas se han determinado factores con el fin de agilizar su cálculo:
V R = V T + F S = 1.5 V T
1.
Presión final 3000 lppc y presión de precarga de 1000 lppc.
Requerimientos de fluido = (total de galones para cerrar + factor de seguridad) x 1.98 EC. 7.3
2.
V R = 1.98 * ( V T + F S ) = 1.5 V T * 1.98 = 2.9 V T
Presión final 2000 lppc y presión de precarga de 1000 lppc. Requerimientos de fluido = (total de galones para cerrar + factor de
seguridad) x 3.0 EC. 7.4
3.
V R = ( V T + F S ) * 3.0 = 4.5 V T
Presión Final 1500 lppc y presión de precarga 750 lppc. Requerimientos de fluido = (total de galones para cerrar + factor de seguridad) x 8.0
EC. 7.5
7.5.9.1.2 V R = ( V T + F S ) * 8.0 = 12 V T
Prueba y Mantenimiento de Acumuladores
El sistema debe ser probado por lo menos una vez a la semana, junto con la prueba de preventoras y debe consistir en: 1.
Operar todas las válvulas para la posición de cierre y apertura, desde el control remoto y desde los acumuladores.
2.
Hacer funcionar todos los reguladores en sus rangos de operación (0-1500 lppc).
3.
Observar que todos los manómetros y medidores hidráulicos estén funcionando adecuadamente.
4.
(Esta prueba debe hacerse antes de iniciar un pozo). Extraer el fluido hidráulico de los acumuladores y revisar la presión de precarga (1000 lppc). Permitir que las bombas recarguen el sistema. Observar el tiempo y el volumen para alcanzar la presión del acumulador (3000 lppc), probar la válvula de alivio.
5.
Revisar los empaques de las bombas y las cadenas de manejo.
6.
Mantener como mínimo lleno hasta la mitad del tanque de almacenamiento con fluido hidráulico limpio.
7.
Supervisar que las válvulas de tres posiciones (abrir, neutro y cerrar las preventoras) sean lubricadas cuando la unidad no esté en uso.
8.
No sobreapretar las mangueras de los acumuladores.
9.
Revisar la calibración entre los manómetros del panel remoto y la unidad acumuladora.
10.
Nunca dejar la válvula de cierre que va al acumulador en posición cerrada.
11.
No permitir almacenamiento de oxígeno en sitios vecinos a la unidad acumuladora.
12.
Ajustar el sistema acumulador para cada uno de los diferentes preventores que deba operar.
El fluido hidráulico puede ser escogido entre aceite hidráulico no combustible o agua fresca que contenga un lubricante y suficiente volumen de glicol para casos de temperaturas extremádamente bajas por debajo de 32 grados F. Sus propiedades no deben presentar toxicidad, resistentes a la corrosión y estables a altas temperaturas.
7.5.9.1.3
Tiempo de Respuesta
Su capacidad debe estar diseñada para cerrar cada ariete en un tiempo no mayor de 30 segundos, el anular hasta 20 pulgadas en un tiempo no mayor de 30 segundos y para mayores de 20 pulgadas, 45 segundos.
7.5.9.1.4
Presiones de Operación
La presión a la cual es cargado el nitrógeno inicialmente es llamada presión de carga y debe ser medida en cada botella al momento de su instalación. Sólo puede ser usado nitrógeno para precargar el acumulador y esta presión deberá ser revisada una vez diaria. La Tabla 5.2 (página 29 RP53) presenta los datos básicos de varios acumuladores catalogados por su rango de presión.
7.5.9.2
Bombas de Operación
Son necesarias por lo memos dos (2) bombas independientes, con capacidad para descargar hasta 5000 lppc y manejar el volumen mínimo necesario ya descrito, presionando el sistema operativo a 1200 lppc en dos (2) minutos.
7.5.9.3
Reguladores de Presión
El sistema debe estar dotado de reguladores para no sobrepasar la presión máxima de diseño del acumulador, incluido el factor de seguridad.
7.5.9.4
Estación Maestra de Control
En un sitio seguro, de fácil acceso en caso de una emergencia y donde no se prevea el drenaje de la localización. La distancia al conjunto de preventoras debe ser prudente.
7.5.9.5
Estación de Control Remoto
El fundamento de este panel debe ser su fácil acceso por parte del perforador y que contenga el número suficiente de controles para operar cada uno de los componentes de las preventoras y la válvula hidráulica.
7.5.10 MANÓMETROS Todos los manómetros que intervienen en el control de un pozo deben cumplir lo siguiente: -
Calibración certificada.
-
Rango de operación y escala adecuados a la función a desempeñar.
-
Probada su calibración en el sitio de operación.
Debe haber como mínimo un manómetro de repuesto para cada rango y escala de los que esten en uso.
7.6
PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO
Una vez cerrado el pozo y hechas las lecturas de presiones de cierre, que deben ser lo más precisas posible, puesto que con ellas se van a determinar los parámetros para matar el pozo, se decide cuál es el método para matarlo. Antes de describir los métodos más usuales daremos algunas observaciones importantes: -
En caso de no conocerse ni las tasas de bombeo ni las presiones reducidas, debe usarse la tasa y presión a 30 golpes por minuto de la bomba.
-
Si las presiones y tasas de bombeo reducidas son muy altas, la eficiencia de la bomba se puede reducir sacando una o dos válvulas de succión de la bomba.
Parámetros de Circulación Reducidos Son los datos utilizados para las operaciones de matar el pozo. Son el número de golpes y la presión obtenidas en condiciones normales, con la bomba solamente embragada. Es el equivalente a las pérdidas por fricción en el sistema.
7.6.1
CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN REDUCIDA Y LA TASA PARA MATAR DURANTE EL AMAGO
Cuando se desconocen antes del amago se puede seguir el siguiente procedimiento para determinarlas: 1.
Cerrar el pozo y registrar la presión de la tubería y del revestimiento.
2.
Mantener constante la presión de cierre del revestimiento con el choque. Colocar la bomba embragada y esperar que la presión se estabilice. Esta presión será la presión inicial de circulación y la tasa (golpes) para matar.
3.
Registrar la presión a la tasa anterior y los golpes correspondientes.
4.
Ahora podemos calcular la presión a la tasa reducida por substracción así:
EC. 7.7
P incirc = P reducida + P cierre tuberÍa 7.6.2
CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN DE CIERRE EN LA TUBERÍA CUANDO SE TIENE VÁLVULA FLOTADORA
Conociendo la tasa y presión de la bomba embragada (al mínimo) podemos calcular la presión de cierre en la tubería así: 1.
Cerrar el pozo y registrar la presión de cierre en el revestimiento.
2.
Tomar el dato de presión y tasa mínima de bombeo del reporte del supervisor.
3.
Mantener la presión del revestimiento constante con el choque, conectar la bomba y acelerar hasta obtener los golpes de la tasa mínima de bombeo; una vez obtenida, registrar la presión como la inicial de circulación.
4.
Obtener la presión de cierre de la tubería restando la presión del numeral 2 (a la tasa mínima registrada por el supervisor), de la presión del numeral 3 (presión inicial de circulación). EC. 7.8
P cierre tuberia = P incirc - P reducida
5.
Pare la bomba y cierre el choque.
7.6.3 CÓMO DETERMINAR LA PRESIÓN DE CIERRE DE LA TUBERÍA CUANDO SE TIENE UNA VÁLVULA FLOTADORA SIN CONOCER LAS TASAS MÍNIMAS 1.
Cerrar el pozo y conectar a la tubería una bomba de alta presión y bajo volumen.
2.
Llenar todas las líneas con lodo, pues cualquier cantidad de aire atrapado causará error en la lectura de presión.
3.
Comenzar el bombeo al pozo, registrando la presión en el instante en que el lodo comienza a moverse. Esta es la presión de cierre. Puesto que el fluido es incompresible el lodo se moverá cuando venza la presión en el fondo de la válvula.
7.6.4
CÓMO CALCULAR LA DENSIDAD DEL LODO PARA MATAR EL POZO (DLM)
Con la presión de cierre en la tubería (PCT), se calcula la densidad del lodo para matar, no adicione factores de seguridad, así: EC. 7.9
P CT x 19.23 + D LI D LM = (PVT) PVT: MV:
Donde:
DLI: Densidad inicial del lodo (LPG) DLM: Densidad lodo para matar (LPG) Presión de cierre en la tubería (LPC) PCT: Profundidad vertical total (Pies) Margen para el viaje = 0.3 (LPG)
Es buena práctica desplazar una pequeña cantidad de lodo (4-5 Bls) antes de cerrar el pozo, para garantizar que la presión de cierre en la tubería es la correcta, sobre todo cuando se está viajando con tubería. Después de muerto el pozo y antes de realizar el viaje, se debe acondicionar el lodo con un margen de seguridad (MV).
7.6.5
MÉTODOS PARA MATAR EL POZO
Existen tres métodos de uso común para matar o controlar un pozo. En todos los casos los principios de operación son los mismos: "MANTENER LA PRESION DEL FONDO DEL POZO CONSTANTE EN UN VALOR IGUAL O LIGERAMENTE SUPERIOR A LA PRESION DE LA FORMACION" Estos métodos son:
7.6.5.1
Método de Esperar y Pesar
Después de cerrar el pozo, el sistema de lodo en superficie se densifica hasta el peso requerido para matar y se bombea al pozo en una circulación completa. Los cálculos y el desarrollo de éste método se encuentran consignados en el disco anexo, programa Wellcont (Lotus). En estos programas los datos básicos deben actualizarse mínimo cada 8 horas o de acuerdo con la tasa de perforación. El método de esperar y pesar se usa cuando tenemos suficiente material densificante, personal y buen sistema de mezcla, de tal forma que el tiempo empleado para densificar el lodo al peso requerido para matar no sea muy alto. Este método es el que expone el anular a los más bajos esfuerzos, debido a que el lodo pesado entra al anular cuando la burbuja aún no ha salido completamente, lo cual compensa pérdidas de hidrostática haciendo que la presión del choque sea menor. Pero hay que tener en cuenta algo muy importante y es que si el tiempo para densificar resulta demasiado alto y la burbuja migra lo suficiente sin expansión, la alta presión generada en el pozo compromete la resistencia en el zapato o en el punto débil y puede incluso inducir una fractura. La base del método es desplazar el amago con el lodo pesado, por lo tanto el control es en una sola circulación. Si se dispone de computador utilice el programa "Wellcont", sino siga los siguientes pasos: llene la hoja de trabajo para este método así: Pasos para Matar el Pozo con el Método de Esperar y Pesar 1.
Iniciar con los datos de presiones y volúmenes registrados.
2.
Calcular el peso del lodo para matar el pozo como se indicó.
3.
Calcular el número de golpes de bomba para desplazar el fluido de la tubería desde la superficie hasta la broca y desde la broca hasta la superficie (anular).
4.
Calcular las presiones inicial y final de circulación así:
P IC = P cierre tuberÍa Grafique o tabule la cantidad de lodo bombeando (No. de golpes) desde superficie hasta la broca, en D+ LMP reducida 5. P FC = P reducida * la horizontal, contra la presión de la bomba para cada volumen bombeando, en la vertical (Figura 7.20). D LI Error! Bookmark not defined.0 FIGURA 7.20 TABLA DE COMPORTAMIENTO DE PRESION EN LA TUBERIA METODO DE ESPERAR Y PESAR
Error! Bookmark not defined.
( Presi n bomba ) X = P IC -
( P IC - P FC ) ( N O GOLPES ) X O N GOLPES TOTALES ( SUPERFICIE - BROCA ) 0
Pero, o ( P Bomba ) x =PPICIC- -Pm el punto o el número de golpes donde se quiere calcular la presión. FC( N Golpes ) xx = m= O N GOLPES TOTALES Ejemplo: PIC = 800 lppc.
PFC = 600 lppc. No. Golpes superficie-broca = 1200 Calcular la PBomba a los 200 golpes
m= Error! Bookmark not defined.
800 - 600 = 0.167 1200 0
Error! Bookmark not defined.
( P BOM ) 200 = 800 - 0.167 * 200 0
Error! Bookmark not defined.
( P bomba ) 200 = 766.6 Lppc. 0
Elaboramos una tabla de datos como la siguiente para llevar el control de la operación:
Error! Bookmark not defined.PRESION BOMBA:
No. GOLPES BOMBEADOS:
800 (PIC)
0
766.6
200
-
-
600 (PFC)
1200 (hasta la broca)
6.
Cuando el peso del lodo para matar esté listo, accionar las bombas y abrir el choque simultáneamente, para mantener la presión de revestimiento constante hasta obtener la presión inicial de circulación.
7.
Una vez alcanzada la presión inicial de circulación siga el comportamiento de la presión en la tubería de acuerdo con la tabla o la gráfica, abriendo o cerrando el choque para ajustarse al programa.
8.
Cuando se obtiene la presión final de circulación, (lodo pesado en el fondo), manténgala constante hasta que el lodo pesado llegue a superficie. (Cuando la burbuja comienza a salir puede ocurrir una caída de presión rápida en la tubería, por lo tanto se debe accionar el choque para compensar).
9.
Parar la circulación, cerrar el pozo, registrar las presiones, tienen que ser cero (0) en la tubería y el revestimiento. Abrir el pozo y observar flujo.
10.
En todo momento: Asegúrarse que el lodo que entra al pozo sea de la densidad adecuada, pasar el lodo a través del separador pobre de gas, prender el desgasificador, y cuando salga la burbuja enviarla al quemadero.
7.6.5.2
Método del Perforador
También se le conoce con el nombre de método de la doble circulación. Los cálculos y el desarrollo de este método se encuentran consignados en el diskette anexo, programa "WellPer" (Lotus). Aquí se encuentran los pasos a seguir cuando no se dispone de computador en el pozo. El procedimiento consiste en: una vez cerrado el pozo y registradas las presiones y volúmenes, se procede a sacar los fluidos que entraron al pozo, durante la primera circulación, con el lodo de perforación existente en las piscinas. El mantenimiento de la presión sobre el fondo se hace através de la tubería hasta que la burbuja sale posteriormente por el anular.
Con la burbuja fuera del pozo, se cierra nuevamente y se continúa con la densificación del lodo, hasta alcanzar la densidad para matar el pozo. Una vez obtenida se inicia circulación con el lodo pesado, con la presión inicial de circulación y manteniendo la presión de cierre del revestimiento constante. Al final de la segunda circulación el pozo debe quedar controlado. Hay que observar flujo para comprobarlo. Este método se usa cuando no disponemos de suficiente material pesante, mano de obra ni buen sistema de mezcla para densificar rápidamente el lodo. Este método debe usarse cuando la presión de fractura en el zapato es muy baja, y el pozo debe permanecer cerrado por mucho tiempo con la presión de formación atrapada en el anular, porque aunque este método expone el anular a mayores esfuerzos que los otros dos, la presión generada por la migración de la burbuja sin expansión es mucho mayor. Pasos para Matar el Pozo con el Método del Perforador 1.
Cerrar el pozo, registrar presiones, volumen ganado y calcular el peso para matar.
2.
Abrir el choque e iniciar el bombeo con el lodo existente en las piscinas; manteniendo la presión en el revestimiento constante, acelerar la bomba hasta alcanzar la presión inicial de circulación. Prender el desgasificador para mantener el lodo en su peso original; cuando comience a salir la burbuja, pásela al quemadero.
3.
Una vez alcanzada la PIC, mantenerla constante, manipulando con el choque hasta que la burbuja haya salido completamente del pozo. (La presión del revestimiento sólo se observa para control de la presión de fractura).
4.
Cerrar el pozo; en este momento las presiones de cierre en la tubería y el revestimiento deben ser las mismas e iguales a la presión inicial de cierre en la tubería.
5.
Iniciar o continuar densificando el lodo hasta obtener el peso para matar el pozo.
6.
Abrir el choque y prender la bomba, manteniendo constante la presión de cierre en el revestimiento; aumentar la tasa de bombeo hasta alcanzar la presión inicial de circulación.
7.
Continuar bombeando a la tasa para matar (con la que se alcanzó la PIC), manteniendo la presión del revestimiento constante, hasta que el lodo pesado llege a la broca. (Olvidar la presión en la tubería).
8.
Cuando el lodo pesado llega a la broca, observar la presión en la tubería y continuar con ella constante hasta que el lodo pesado llegue a superficie.
9.
Cuando el lodo pesado empiece a subir por el anular, la presión en el revestimiento debe comenzar a bajar hasta llegar a cero (0), cuando el lodo alcanza la superficie.
10.
Circular 10 minutos más lodo pesado, parar las bombas, cerrar el choque, verificar que la presión en el revestimiento y la tubería sean cero (0).
11.
Abrir el choque y el preventor anular, cerrar la válvula hidráulica, llenar el pozo y observar flujo.
7.6.5.3
Método Concurrente
También conocido como método de circular y pesar. Este método se usa cuando NO se puede permanecer demasiado tiempo con el pozo cerrado y se quiere disminuir los esfuerzos en el pozo ocasionados por la salida de la burbuja. Consiste en ir aumentando la densidad del lodo y simultáneamente bombearlo al pozo. Es necesario determinar los incrementos de peso del lodo que se van a bombear al pozo y se requiere de una tabla de presión de tubería y golpes de bomba similar al método de esperar y pesar. El procedimiento es el siguiente: 1.
Cerrar el pozo, registrar presiones de cierre y ganancia de volumen.
2.
Calcular el peso del lodo para matar, el tiempo y los golpes para bombear a la tasa de matar desde superficie hasta la broca, calcular la presión inicial y final de circulación con el peso para matar.
3.
Decidir de acuerdo con el tiempo de bombeo y el peso para matar, los incrementos de densidad en que va a aumentar el peso de lodo para cada bombeo (0.1, 0.2, ó 0.3). Con esto determine el número de desplazamientos (baches) necesarios para subir el peso al peso final. Calcular el número de golpes para desplazar el primer bache hasta la broca y vaya acumulando para cada bache siguiente el número de golpes hasta la broca.
4.
Grafique, Figura 7.21, (o tabule) la presión en la bomba (en la vertical), contra el número total de golpes para desplazar todos los baches hasta la broca, el peso de lodo bombeado en cada bache (en la horizontal) adicionalmente se puede tabular el tiempo total para desplazar todos los baches hasta la broca. Los controles de golpes o tiempo para cada peso de lodo deben ser desde superficie hasta la broca o mínimo la mitad de esto para cada aumento intermedio del seleccionado. EC. 7.16
( P C ) X = P IC - (
P IC - P FC GT
Datos necesarios:
) (No. GOLPES ) XSi para (No. GOLPES) X = No. golpes sup-broca. x Entonces:
GB
= (No. GOLPES)x acumulados.
FIGURA 7.21 COMPORTAMIENTO DE PRESION EN LA TUBERIA METODO CONCURRENTE
GT
= No. golpes totales sup-broca para todos los bachesError! Bookmark not defined. = No. incrementos * GB
PIC
= PCT + PREDUCIDA
PFC
= PRED. * DLM/DLI
-
No. y valor de incrementos del peso de lodo hasta DLM.
-
Tiempo de bombeo por bache hasta la broca y total para todos los baches.
La presión en X será la presión final de circulación para ese bache. La ecuación finalmente quedaría:
( P C )B = P IC - m ( G B )
EC. 7.17
Error! Bookmark not defined.PRESION EN LA BOMBA
No. DE GOLPES ACUM. PARA (SUP-BROCA) CADA FASE
PESO LODO
PIC
0
DLI
(PC)x
GX
(DL)x
PFC
GT
DLM
Una vez completada la tabla o la gráfica y listo el peso del primer bache, proceder así: 5.
Abrir el choque y prender la bomba simultáneamente, mantener la presión del revestimiento constante mientras alcanza la presión y tasa inicial de circulación en la bomba.
6.
Bombear cada bache de acuerdo con su perfil de presión correspondiente, (la presión debe ir variando desde la inicial de circulación hasta la final cuando el bache llega a la broca), continuar bombeando a la tasa inicial y siguiendo el programa de presión de la bomba para cada bache, hasta que el peso del lodo para matar completamente el pozo haya alcanzado la broca.
7.
Parar la bomba, cerrar el choque y revisar presión en la tubería, la cual debe ser cero (0).
8.
Abrir el choque y operar la bomba a la misma rata anterior, manteniendo la presión final de circulación constante hasta que el lodo pesado llegue a superficie.
9.
Parar la bomba, cerrar el pozo y revisar presiones, deben ser cero (0) en la tubería y el revestimiento.
10.
Abrir el pozo y observar flujo.
Observaciones -
Estar seguro del peso de lodo y los golpes acumulados en el momento en que se va a iniciar cada desplazamiento.
-
Establecer un control estricto del peso de lodo a la salida del pozo, para asegurarse del retorno del lodo pesado a superficie.
Ejemplo de Cálculos por el Método Concurrente Cálculos:
Datos: Prof DLI PCT PCR PRED.
= 10.000' = 10 lpg = 520 lppc. = 750 lppc. = 1000 lppc.
PFC DLM
= 1520 lppc PIC = 1100 lppc = 11 lpg
No. Golpes, Sup.- Broca: GB = 900 Incrementos = 0.2 lpg Fases o Baches = 11-10 = 1/0.2 = 5 Tiempo (GB) = 30 min
m=
5 x 900 = 4500 Lppc 1520 G T =- 1100 = 0.0933 4500 Golpe
Reemplazando, tenemos:
( PC )B = 1520 - 0.0933 * G B Reemplazando los golpes acumulados hasta la broca para cada bache, hallamos el comportamiento de la presión en la tubería. Con estos datos se llena la tabla como sigue: Error! Bookmark not defined.BA CHE
PRESION EN LA TUBERIA DURANTE EL BOMBEO
GOLPES ACUMULADOS
PESO LODO (lpg)
TIEMPO (min)
0
1520
0
10.0
0
1
1436
900
10.2
30
2
1352
1800
10.4
60
3
1268
2700
10.6
90
4
1184
3600
10.8
120
5
1100
4500
11.0
150
Desde el momento de iniciar hasta teminar el bombeo la presión de formación fué mantenida así:
P REDUCIDA = P fricc La presión perdida por fricción varía al cambiar el peso de lodo según la siguiente ecuación:
P fricc = P Reducida x
DLF DLI
EC. 7.18
La presión estática de fondo con el disparo es:
P formaci n = 10.000 x 0.052 x 10 + 520 = 5720 psi Durante la circulación, la presión de fondo (dinámica) se calcula por la siguiente ecuación:
P hid + P circ - P fricc = P fondo Bache Ph
+
PC
-
PFricc.
=
PFondo
DLActual
1.
5304
+
1436 -
1020
=
5720
10.2
2.
5408
+
1352 -
1040
=
5720
10.4
3.
5512
+
1268 -
1060
=
5720
10.6
4.
5616
+
1184 -
1080
=
5720
10.8
5.
5720
+
1100 -
1100
=
5720
11.0
7.6.5.4
EC. 7.19
Método Volumétrico
Se utiliza básicamente cuando el amago es de gas o fluidos altamente gasificados, puesto que se necesita que haya expansión y migración. Los siguientes casos son los candidatos para aplicar este método: -
Bombas fuera de servicio.
-
Hueco en la tubería a una profundidad (superficial) que no permite ejercer control.
-
Tubería lejos del fondo, fuera del pozo o pegada.
-
Broca taponada.
-
Tubería caída al pozo.
7.6.5.4.1
Método Volumétrico Estático "Usando la Presión del Choque para Monitorear la Presión del Fondo"
Aplicable en las siguientes condiciones: 1.
La sarta pegada lejos del fondo.
2.
La broca taponada.
3.
La tubería fuera del hueco.
El principio de este procedimiento se basa en drenar lodo para permitir la expansión y migración de la burbuja hacia superficie, manteniendo la presión sobre el fondo ligeramente mayor que la de formación. Pasos a seguir: 1.
Registrar la presión de cierre en el revestimiento (del choque).
2.
Determinar la velocidad de migración así:
VMD==
D xP60 2 - P1pie [ ] 0.052 T * DLI hr
EC. 7.21 7.20
Donde: D:
Longitud migrada (pies)
P2:
Presión en superficie del punto de referencia 2 al final del tiempo T (lppc)
P1:
Presión en superficie del punto de referencia 1 al inicio del tiempo T (lppc)
T:
Intervalo del tiempo entre la toma de presión de los puntos de referencia (min)
VM:
Velocidad de migración (pie/hora)
DLI:
Densidad del Influjo (lpg)
3.
Calcular la presión hidrostática de cada barril de lodo en el hueco:
H=
Lppc 53.5 x DLI ( ) 2 2 Bl ( ID H - ODT )
EC. 7.22
Donde: H:
Hidrostática por barril (lppc/bl)
DLI:
Densidad del lodo inicial en el pozo (LPB)
IDH:
Diámetro interno del hueco o revestimiento (pulg)
ODT:
Diámetro externo de la tubería en el hueco (pulg)
5.
Dejar elevar la presión en el choque de 50 a 200 lppc para tener un sobrebalance en el fondo. (Esta presión no se compensa drenando lodo, se toma como factor de seguridad).
6.
Dejar elevar la presión de 50 a 150 lppc; ésta será la presión de trabajo. El margen de operación total dependerá de las presiones resultantes en el pozo en cada etapa de la operación.
7.
Drenar el volumen de lodo equivalente a la presión que se dejó incrementar en el paso anterior, manteniendo la presión del choque constante mientras se drena así:
EC. 7.23
Vd:
Volumen drenado (Bls)
MT:
Margen de trabajo (lppc)
H:
Hidrostática por barril (lppc/Bl)
8.
Dejar elevar la presión del choque en otro incremento de trabajo (MT) y drene el volumen equivalente. (La presión en el choque debe ir aumentando en incrementos de MT hasta que la burbuja salga). Continuar este proceso hasta que el influjo esté en superficie. De aquí en adelante la presión en el choque no deberá aumentar más.
9.
Inyectar lodo al pozo en la misma cantidad drenada equivalente a el MT. El lodo puede ser del mismo peso o el calculado para matar. Si se usa otro peso hay que calcular el nuevo volumen que causa la misma caída de presión:
53.5 xM DLM Lppc T H = V Iny = ( 2Bls( ) ) 2 H T ) Bl ( IDh - OD
EC. 7.25 7.24
10.
Conservando el margen de sobrepresión (overbalance), arrancar la bomba suavemente e inyectar al pozo la cantidad calculada o hasta donde la presión predeterminada en la bomba lo permita.
11.
Parar la bomba y esperar un período (30 min) para que el gas migre a través del lodo (o el lodo caiga).
12.
Drenar gas del pozo permitiendo que la presión del choque caiga en un valor equivalente a la hidrostática del lodo inyectado. Si la presión del choque aumentó mientras se inyectó el lodo, la presión adicional también debe drenarse.
13.
Asegurarse de no drenar lodo en esta operación y si aparece lodo en el choque antes de reducirse la presión al nivel deseado, cierre el pozo y deje que el gas percole a través del lodo. Los retornos deben ser pasados del separador del gas al tanque de viaje para control de cualquier volumen drenado.
14.
Repetir el procedimiento hasta que el influjo haya salido del pozo totalmente. Se recomienda ir reduciendo gradualmente el volumen inyectado al pozo, debido a la menor capacidad disponible. Si el influjo ha sido retirado del pozo y el peso del lodo es suficiente para balancear la presión de formación, la presión del choque debe ser cero (0).
15.
Abrir el pozo y bajar la tubería inmediatamente.
Ejemplo de Método Volumétrico: 2
2
Presión de Choque = 300 lppc H = (53.5*10)/(8.5 -5 ) DLI = 10 lpg. IDH = 8.5" ODT = 5"
Vd = (150)/(11.3) = 13.25 Bls.
Prof. Vertical = 5000 pies DLM = 10 + (300)/(0.052*5000) = 11.2 lpg H del DLM = 12.68 lppc/Bl. Volumen equivalente para 200 lppc = 15.75 Bls.
HOJA DE TRABAJO METODO VOLUMETRICO ECOPETROL POZO No.
EQUIPO No.
FECHA:
HOJA No.
PESO LODO EN EL POZO: __________ lpg PESO LODO INYECTADO: __________ lpg PRESION HIDROSTATICA POR BARRIL DE _________ lpg DE LODO EN ANULAR DE _______ x _______ = ________ lppc/Bl PRESION HIDROSTATICA POR BARRIL DE _________ lpg DE LODO EN ANULAR DE _______ x _______ = ________ lppc/Bl MARGEN DE SOBREPRESION: ____________ lppc MARGEN DE TRABAJO: _____________ lppc Error! Bookmar k not defined.T IEMPO (hr-min)
OPERACION
19:00
PRESION DE REFERENC IA CHOQUE (lppc)
CAMBIO EN LA PRESION DE REFERENCIA (lppc)
HIDROSTATI CA DEL LODO DRENADO/IN Y (lppc)
MARGEN DE SOBREBALA NCE DE PRESION (lppc)
VOLUMEN DE LODO DRENADO/IN Y. (Bls)
VOLUMEN TOTAL DE LODO INCRMENTADO EN LOS TANQUES (Bls)
CIERRA POZO
300
0
0
0
0
50
19:15
INICIA MIGRACION
400
+ 100
0
+ 100
0
50
19:25
INFLUJO MIGRANDO
550
+ 150
0
+ 250
0
50
19:25 01:30
DRENO LODO POR CHOQUE
550
0
- 150
+ 100
+ 13.25
63.25
20:50
INFLUJO MIGRANDO
700
+ 150
0
+ 250
0
63.25
20:50 03:15
DRENO LODO
700
0
- 150
+ 100
+ 13.25
76.50
22:55
INFLUJO MIGRANDO
850
+ 150
0
+ 250
0
76.50
22:55 05:00
GAS EN SUPERFICIE . DRENO LODO
850
0
- 150
+ 100
+ 13.25
89.75
23:00 10:30
INYECTO LODO
850
0
+ 200
+ 300
- 15.75
74
23:40
ESPERO PERCOLACI ON
650
- 200
0
+ 100
0
74
23:40 09:15
INYECTO LODO
650
0
+ 200
+ 300
- 15.75
58.25
24:15
ESPERO PERCOLACI ON
450
-200
0
+ 100
0
58.25
7.6.5.4.2
Método Volumétrico Dinámico
Es similar al método volumétrico estático, sin embargo en este caso se mantiene circulación a través del carrete de perforación (Drilling Spool), mientras la presión en superficie es controlada con el choque. Es muy importante que el volumen activo en los tanques pueda ser monitoreado y se puedan detectar cambios hasta de un (1) barril. 1.
Prepararse para circular por la línea de matar y retornar por la línea de choque.
2.
Arrancar la bomba hasta la rata mínima, la presión debe ser equivalente a las pérdidas en las líneas y choque, más la presión de cierre. Puede ponerse un margen de presión sobre el fondo (± 100 - 150 lppc) controlando el choque.
3.
Reducir la presión en la línea de matar de acuerdo con la caída de volumen en las piscinas así:
Volumen perdido en piscinas: Vperd. (Bls) Tamaño del anular:
2
2
2
IDh - ODT (pulg )
Densidad del lodo en los tanques:
DL (lpg)
Reducc.Pre si nx=DL H * V perdLppc ( psi ) 53.5 H= ) ( 2 2 Bl ( ID H - ODT )
EC. 7.27 EC. 7.26
Esta reducción se debe continuar hasta sacar el influjo. Cuando esto ocurra, no habrá variación en el nivel de los tanques. Por lo tanto la presión final de circulación será igual a: Pérdidas en las líneas y choque.
7.6.5.5
Método de la Baja Presión en el Choque
Este método se usa cuando el pozo no se puede cerrar o cerrar temporalmente. El sistema limita la presión máxima que se puede tener en superficie, para evitar, ya sea un reventón interno o un estallido del revestimiento (superficiales). Se recomienda como límite máximo el 70% de la presión de estallido del revestimiento de superficie o de la presión de fractura en el punto más débil (la menor de las dos). Si el pozo se puede cerrar, entonces cuando la presión llegue a la máxima, abrir el choque e iniciar circulación con el lodo en los tanques a la mitad de la tasa normal. Comenzar a incrementar el peso del lodo. Como no se permite que las presiones se estabilicen, no se puede calcular el peso del lodo para matar, reemplazar la presión máxima obtenida en el choque por densidad equivalente a la profundidad del punto más débil y obtener ese peso, circular hasta que retorne por el anular. Parar circulación, cerrar el choque lentamente y observar si hay presión; si eso ocurre, abrir inmediatamente e iniciar circulación. Incrementar el peso del lodo en rangos de cero tres (0.3) Lpg (sin llegar a sobrepasar la presión de fractura en el punto más débil), intentar cerrar cada vez, hasta cuando no se observe presión en el revestimiento. Circular y revisar flujo. Hay que resaltar que en este método no se puede mantener la presión sobre el fondo del pozo; la formación sigue metiendo fluidos hasta que se circula el lodo con peso para matar. Debido a ello se tienen influjos de gran magnitud, los cuales requieren altos tiempos de control. Por lo anterior, este método hay que manejarlo con cautela porque es muy propenso a causar pérdidas de circulación, sobre todo cuando se toma un amago severo proveniente de una formación con alta permeabilidad. Cuando es imposible cerrar el pozo, circular e incrementar el peso del lodo en rangos de cero cinco (0.5) lpg después de circulado un bache; de acuerdo con la magnitud del flujo observado, intentar cerrar el pozo hasta lograr el control. Cuando se haga imposible controlar por la ventaja que coja el amago, se puede pensar en un tapón de barita o de cemento con material sellante.
7.6.5.6
Método de Inyección o Forzamiento (Bullhead)
Esta técnica se usa en circunstancias especiales en perforación y consiste en devolver el amago a la formación, lo que puede resultar ó no en su fracturamiento. Es de uso común en operaciones de reacondicionamiento. Los casos más indicados para su uso son: -
Cuando se presenta un influjo muy grande.
-
Cuando a condiciones de superficie la cantidad de gas del influjo resultará demasiado grande.
-
Cuando se sospecha que el influjo contiene un alto nivel de H2S.
-
Cuando la tubería está fuera del pozo o lejos del fondo y no se puede bajar.
-
Para reducir la presión de superficie antes de aplicar otro método de control.
De todas formas debe recordarse que es un método de emergencia en operaciones de perforación. Como factores importantes se deben tener en cuenta: -
Características del hueco: profundidad de revestimientos, hueco destapado.
-
Presión de trabajo del equipo de preventoras, bombas y revestimiento en el estado actual.
-
El tipo de influjo (gas, agua salada, crudo) y la permeabilidad de la formación.
-
La calidad de la torta del lodo en la zona permeable.
-
Las consecuencias de fracturar una sección del hueco destapado.
-
La posición del influjo en el pozo.
Procedimiento 1.
Calcular la presión de superficie que causará fractura en la formación durante el forzamiento.
2.
Determinar la presión de estallido de la tubería de trabajo y el revestimiento.
3.
Registrar la presión estática de la tubería para el forzamiento.
4.
Calcular el peso del lodo para matar.
5.
Bombear lentamente (el pozo debe estar cerrado), con lodo pesado por la tubería hasta alcanzar la presión de inyección y si la presión lo permite, desplazar toda la sarta, si no parar, esperar relajamiento y bombear nuevamente; registrar continuamente la presión en la tubería y el revestimiento.
Ejemplo: Profundidad de las perforaciones: 10.000 pies. Presión de formación: 8.8 lpg. Presión de fractura: 13.8 lpg. Tubería de 4 1/2" N-80 capacidad: 0.01521 Bl/pie. Resistencia al estallido: 8430 lppc. Presión de cierre en la tubería: 3600 lppc. Densidad del gas: 0.1 lppc/pie. Volumen total de la tubería = 10.000 * 0.01521 = 152 Bls. Máxima presión permisible para no fracturar = (13.8 * 0.052 * 10.000) - 0.1 * 10.000 = 6176 lppc. Máxima presión permisible cuando la tubería está llena de fluido de 8.8 Lpg. = (13.8 - 8.8) * 0.052 * 10.000 = 2600 lppc. La presión estática inicial = 3600 lppc al final del forzamiento debe ser = 0 lppc. La Figura 7.22 muestra la representación gráfica de las presiones.
FIGURA 7.22 REPRESENTACION GRAFICA DE LAS PRESIONES METODO DE FORZAMIENTO
7.6.6
FÓRMULAS IMPORTANTES
Presión Hidrostática:
H = 0.052 * DL * PVT H: DL: PVT:
EC. 7.28
Presión hidrostática, lppc. Densidad del lodo, lpg. Profundidad vertical total, pies.
Cambio en la presión por cambio en la tasa de bombeo:
G2 2 ) G1
EC. 7.29
DLM ) DLI
EC. 7.30
P B 2 = P B1 * (
PB1: PB2: G1: G2:
Presión inicial, lppc. Presión resultante, lppc. Golpes Iniciales de la bomba, GPM. Nuevos golpes de la bomba, GPM.
Cambio en la presión por cambio en la densidad del lodo:
P B2 = P B1 * (
DLI: DLM:
Densidad inicial del lodo, lpg. Densidad del lodo para matar, lpg.
Naturaleza del fluido de invasión:
D Influjo = D LI -
( P CR - P CT ) (0.052 * L)
EC. 7.31
Si la DInflujo está entre: <= 2.0 El fluido es gas. 2.0 - 8.5 El fluido es una mezcla de gas y agua o aceite. 8.5 - 10.0 El fluido es agua. DInflujo: PCR: PCT: L:
Densidad del influjo, lpg. Presión de cierre en el revestimiento, lppc. Presión de cierre en la tubería, lppc. Longitud de la columna de fluido invasor en el anular del fondo, pie.
Máxima presión del revestimiento aproximada resultante de un amago de gas:
0.5
P Form * V * D LM ) MaxP REV = 200 ( C An
EC. 7.32
Presión máxima en el revestimiento, lppc. MaxPREV: PForm: Presión de formación en miles de libras, lppc. V: Aumento de volumen en las piscinas, Bl. Capacidad anular en superficie, Bl/1000 pie. CAn: Volumen máximo aproximado de incremento al sacar un amago, VMax:
P Form V Max = 4 (
* V * C An D LM
0.5
)
EC. 7.33
Máxima presión en el revestimiento antes de fracturar:
MaxP REV = ( DL Frac - D LI ) * 0.052 * PVI
EC. 7.34
DLFrac: Densidad del lodo para fracturar en el punto de interés, lpg. TVI: Profundidad vertical al punto de interés, pies. Ley de Boyles (Básica para Gases):
P1 * V 1 * T 2 = P 2 * V 2 * T 1
7.6.7
EC. 7.35
FACTORES QUE FACILITAN LAS DECISIONES PARA MATAR EL POZO
En esta parte se ponen a consideración varias situaciones y la mejor forma de decidir de acuerdo con cada caso especial presentado en el pozo.
De todas maneras la situación específica es la que finalmente dirá qué y cómo se hace para controlar el pozo, pero el estar familiarizado con estas técnicas puede facilitar y disminuir el tiempo de decisión, factor fundamental en estos casos.
7.6.7.1
Tubería en el Fondo
Cuando se presenta el amago en esta situación (sin taponamiento de boquillas), el pozo debe cerrarse inmediatamente, a menos que "Haya orden previa de desviar el flujo". " Usar un método convencional de control" Una vez el pozo ha sido cerrado seguramente, los siguientes factores son los claves para decidir qué método usar: -
Máxima presión permisible en el punto más débil.
-
Máximo tiempo necesario para alcanzar el peso a matar.
-
Velocidad promedio de migración de la burbuja. Se determina con dos lecturas de presión en la tubería o en el revestimiento.
D xP60 2 - P1pie ( ) V MD== 0.052 T DLI hr
EC. 7.37 7.36
Donde: D: P2: P1: DLI: VM: T:
Longitud migrada, (pies) Presión en superficie del punto 2 al final del intervalo de tiempo T (lppc). Presión en superficie del punto 1 al inicio del intervalo de tiempo T (lppc). Densidad del lodo inicial en el pozo (lpg). Velocidad de migración (pie/hr) Intervalo de tiempo entre la toma de las presiones P1 y P2 (min).
7.6.7.2
Tubería Fuera del Fondo
Si se produce un amago con la tubería muy lejos del fondo, lo inmediato es regresar con la tubería al fondo; para ello hay varios factores determinantes como son: -
La presión en superficie.
-
Presión de trabajo de las preventoras.
-
Peso de la sarta.
La primera opción a considerar sería forzar la tubería con el equipo disponible. El forzamiento con el anular es el método más usado pero se puede combinar con el ariete si la presión en superficie se acerca a la del preventor anular. Si hay limitaciones por el equipo de preventoras para el forzamiento o la presión en superficie está muy cerca de la presión de trabajo de las BOP's, se debe usar un método volumétrico para reducir la presión en la cabeza y una unidad de forzamiento (Snubbing Unit).
7.6.7.3
Tubería Fuera del Fondo, Botellas en el Conjunto de BOP'S
Lo apropiado es forzar tubería a fondo lo más pronto posible, teniendo en cuenta que: -
Si se tienen botellas acanaladas, estas pueden dañar el empaque del anular BOP y si falla no hay otro elemento de soporte.
-
Si hay estabilizadores no permiten cerrar el pozo completamente sobre ellos.
-
Tener válvula de control interna disponible para botellas.
-
La fuerza interna del amago trata de sacar la sarta.
-
Si el amago es muy fuerte y no puede instalarse una válvula de seguridad en las botellas y el pozo fluye a través de ellas, deje caer las botellas y cierre el pozo con el ariete, utilice un método volumétrico.
7.6.7.4
Tubería Fuera del Pozo
-
Si es posible, forzar tubería al fondo.
-
Si no es posible porque la presión en cabeza es muy alta (si el influjo ya está en superficie), utilizar un método volumétrico para reducir la presión en cabeza y forzar tubería a fondo; (si el influjo está vía a superficie, la presión continua subiendo), sacar la burbuja y reemplazarla por fluido pesado.
7.6.7.5
Mientras se Corre Revestimiento
En secciones críticas del pozo, se deben instalar arietes para revestimiento antes de correrlo. En el evento que un amago se produzca mientras se baja revestimiento, la prioridad sería cerrar el pozo, pero la técnica más apropiada de control solamente se puede determinar de acuerdo con las condiciones especiales en el pozo. Sin embargo se puede considerar lo siguiente: -
Cambie a tubería con sustituto (tener cuidado con el peso de la sarta de revestimiento y la resistencia del sustituto y la tubería) y fuerce a fondo.
-
Si hay suficiente tubería en el pozo, haga las conexiones y mate el pozo por el revestimiento con un método corriente (tener cuidado con la resistencia al colapso del revestimiento). Tener en cuenta que la posibilidad de circular el amago por el anular, en anulares muy pequeños puede causar excesiva presión en el pozo y/o taponarse.
-
Si se tapona, utilice un método volumétrico. Coloque un sustituto y una válvula de seguridad (no indispensable).
-
Si no puede controlar el flujo por el revestimiento, déjelo caer, cierre el pozo y utilice un método volumétrico.
-
Tener en cuenta la capacidad y configuración de las BOP's.
7.6.8
PROBLEMAS MÁS COMUNES DURANTE EL CONTROL DEL POZO
7.6.8.1
Taponamiento de Boquillas
Cuando se tapona una o varias boquilas, se reconoce por un repentino aumento en la presión de la tubería que se mantiene constante, con o sin pequeño cambio en la presión del revestimiento. Parar inmediatamente la bomba y cerrar el pozo. Tenemos dos opciones: 1.
Si la presión final es tolerable, sumarle el incremento de presión a todos los datos que los necesiten y continuar tabajando.
2.
Determinar la nueva presión reducida y recalcular todo el programa de control (si hay facilidad).
Este problema puede ser confundido con empaquetamiento del anular alrededor de las botellas, pero entonces la presión en la tubería tiene fluctuaciones y no se estabiliza en un valor fijo. La recomendación, reciprocar la tubería. Cuando el taponamiento es total, el incremento de presión en la tubería es alto y el retorno puede disminuir, la presión en el choque puede o no tener un pequño cambio. La recomendación es parar la bomba y cerrar el pozo, reciprocar la tubería, pero si no es posible destaparlas, bajar con cable y hacer un disparo para volar las boquillas o perforar la tubería lo más cerca posible a la broca para reestablecer circulación.
7.6.8.2
Taponamiento o Daño del Choque
Puede detectarse por un incremento similar en la presión del choque y de la tubería, o por incapacidad para mantener la apropiada presión en el choque. En el primer caso, la acción es abrir el choque para intentar que el flujo lo limpie; si no se tiene éxito, parar la bomba, cerrar el pozo y pasar a otro choque, reiniciando de la forma usual.
Cuando no se puede mantener la presión del choque aún con él cerrado o completamente abierto, se revisa si el nivel de los tanques está correcto para desechar pérdidas de circulación; comprobado esto no hay otra alternativa que cambiar de choque.
7.6.8.3
Falla de la Bomba
Se reconoce porque la presión en la tubería se comporta de una manera errática y un movimiento irregular en la manguera (rotary hose). Esto puede estar acompañado por una caida inexplicable de la presión de circulación. La acción inmediata es parar la bomba y cerrar el pozo. Continuar el desplazamiento con la otra bomba, con la de cementación, etc. y reparar la dañada. Cuando se presenta un amago debe prepararse para esta eventualidad.
7.6.8.4
Falla en los Manómetros
Debido a que del registro obtenido de los manómetros depende en gran parte el control del pozo, es PRIORITARIO que su mantenimiento y prueba sea realizado continuamente y que hayan de repuesto. Cuando sospeche que un manómetro está fallando durante el control, compare con otro que deba indicar la misma presión o colóquelo en un banco de prueba y mida su calibración. Cambie inmediatamente el dañado, si no puede conseguir uno, cierre el pozo.
7.6.8.5
Hueco en la Tubería
Se puede detectar por una caida de presión (de acuerdo con el tamaño del hueco) en la tubería, mientras la presión en el choque permanece constante. Si considera que la profundidad del hueco puede ser encontrada rápidamente, hágalo; es crítico cuando se encuentra cerca a superficie y de acuerdo con el estado de control del pozo, ciérrelo y utilice un método volumétrico o saque la tubería, reemplace el tubo malo, baje nuevamente y continue el control. Si está a una profundidad que permita el control, recalcule el peso de lodo y continue el control del pozo. Si está más abajo del amago, continúe controlando. Es buena práctica bombear trozos de trapo o lazo. Otra alternativa es bajar una sarta de tubería delgada con un empaque en la punta y sentarlo debajo del hueco, controlando el pozo através de él. Durante el control tenga en cuenta las siguientes recomendaciones: utilice la tasa mínima adecuada, pare la circulación inmediatamente retorne el lodo pesado, saque la tubería sin rotarla ni ejercer tensiones, no accione el martillo, manténgase atento a la caida de presión en la tubería; esto puede dar idea si el hueco aumenta su tamaño peligrosamente.
7.6.8.6
Pega de la Tubería
Si la pega es diferencial y la tubería está en el fondo, continúe con el control. Muchas veces se detecta la pega cuando se termina control y se va a sacar la tubería. Si la pega es mecánica, empaquetamiento, la presión en la tubería se aumenta, en el revestimiento puede o no haber un pequeño cambio. El tratamiento puede hacerse combinando baches de liberar tubería y movimiento-rotación. Cuando el pozo tiene alto riesgo de pega, es aconsejable estar rotando y reciprocando la tubería.
7.6.8.7
Pérdida de Circulación
Es uno de los problemas más serios durante el control. Se detecta por uno o una combinación de los siguientes factores: reducción de volumen en los tanques, aumento en la presión del revestimiento (por compensación de la columna perdida), disminución repentina en la presión de la tubería (por el efecto de tubo en U). Lo primero es tratar de determinar la profundidad de la zona de pérdida. Cuando se sabe de una zona de pérdida puede suponerse esa profundidad, si no, la del zapato. De todas maneras es aconsejable controlar primero las pérdidas y después la presión. Algunas recomendaciones son: Usar material contra pérdida y reducir la contrapresión sobre el pozo. Colocar una píldora disel-bentonita, cerrar el pozo y forzar. Colocar un tapón de barita (agua, barita y un adelgazante) sobre el amago para aislarlo.
Colocar una columna de lodo de peso suficiente para controlar el pozo, si la distancia entre la profundidad de la pérdida y el amago lo permiten. En este caso se controla primero la presión y después la pérdida.
7.7
7.7.1
ENTRENAMIENTO
SIMULACROS DE AMAGO DE REVENTÓN
Además de probar el equipo, se debe probar la cuadrilla de perforación en el uso de las preventoras, para asegurarse que todo el equipo es operacional. Todo el personal debe conocer sus deberes para cuando se presente una emergencia. Los simulacros deben realizarse en las siguientes circunstancias: 1.
Perforando.
2.
Viajando.
3.
Tubería fuera del pozo.
4.
Collares de perforación en las preventoras.
Se deben asignar con anterioridad los deberes de cada persona. Se registra el tiempo de reacción de la cuadrilla.
7.7.2
ENTRENAMIENTO DE PERSONAL
El curso básico de control de pozos debe ser realizado como mínimo cada cuatro (4) años, a cargo de una entidad competente y autorizada y evaluado por un ingeniero del grupo de ingeniería de perforación. El curso de actualización y repaso debe hacerse anualmente. Todo ingeniero recién contratado para el departamento de perforación debe haber hecho el curso básico antes de desplazarse a un pozo, o mínimo mientras se programa el curso, debe tomar una inducción en este campo a cargo de un ingeniero con experiencia.
7.8
BIBLIOGRAFIA
1.
INTERDRILL, Prevención de Reventones y Control de Pozos.
2.
BP EXPLORATION, Well Control Manual.
3.
API, RP 53, Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells, 1989.
4.
NL INDUSTRIES, Well Control Manual.
5.
MICHEN WESTERN, Well Control.
6.
API, RP 59, Recommended Practices for Well Control Operations, 1a. edición, Agosto 20/87.
8
8.1
CAPITULO VIII. OPERACIONES ESPECIALES
OPERACIONES DE PESCA
"Pescar" es el término común usado en la industria petrolera, para designar la actividad de recuperar objetos o herramientas atascadas o innecesarias, denominadas "pescado", del pozo. En la Figura 8.1, se puede apreciar un ejemplo típico de pescado y sarta de pesca. Los trabajos de pesca no son esperados ni mucho menos bienvenidos, pero hay que afrontarlos cuando se presentan y buscar la forma más rápida y económica de resolverlos. Con el fin de sacar un pescado del pozo, se han diseñado multitud de herramientas, que se usan de acuerdo con el tipo de objeto que se necesita extraer del hueco. En ocasiones deben diseñarse herramientas exclusivas para pescar en un pozo en particular, por la complejidad que pueden presentar estos problemas. Esto demuestra que los procedimientos aquí consignados, deben servir como guía o asimilarse en parte a problemas que puedan presentarse, pero no deben ser tomados de forma tan rígida que resulte aumentando la dificultad del caso. Lo deseable es que los problemas de pesca nunca se presenten, para lo cual se debe prevenir al máximo su
FIGURA 8.1 TIPICO PESCADO Y SARTA DE PESCA
ocurrencia, pero una vez presentes, lo más valioso es tanto el conocimiento que se tenga del pozo y de todo lo que se encuentre dentro de él, como de la experiencia y habilidad del personal encargado de resolverlos. Muchas veces los problemas de pesca son tan graves, que es mejor técnica y económicamente abandonar la parte afectada del hueco y proceder a desviar el pozo. El interés de este capítulo es dar al ingeniero los procedimientos mas acertados y poner a su disposición las herramientas, para que pueda tomar la mejor decisión. Dentro de la planeación del pozo se debe prever este tipo de riesgos, para programar con qué herramientas básicas se debe contar en el equipo, en donde se pueden conseguir herramientas especiales y en qué tiempo pueden tenerse en el pozo. El presupuesto debe incluir un porcentaje para estos casos imprevistos, de tal forma que dé margen a realizar una operación de pesca sin agotar el presupuesto asignado a las actividades normales de perforación.
Se han de prever planes alternos en caso de presentarse problemas graves a profundidades representativas que no ameriten el abandono del pozo, teniendo en cuenta que toda operación de pesca por sencilla que parezca tiene riesgos que a la postre están representados en costos. Sería muy valioso y representativo que con los procedimientos y recomendaciones aquí consignadas, se lograra reducir en parte riesgos y costos. Generalmente hay más de una forma de resolver el problema, sin embargo, la mejor forma de hacerlo se logra cuando se consideran todos los factores; el personal de compañías que constantemente están desarrollando estos trabajos adquieren una experiencia importante en la materia y con la colaboración del personal en el pozo pueden desarrollar un buen trabajo. La fase más importantes en la solución del problema es la planeación de la pesca. La discusión con el personal involucrado de todas las actividades a realizar, puede evitar corridas innecesarias o improductivas. La determinación exacta del tope del pescado y las medidas correctas de él, ayuda a asegurar el éxito de la pesca. La decisión de pescar o no, es económica, hay ecuaciones que ayudan a tomar tal determinación, o por cuanto tiempo hacerlo, pero no pueden incluirse todos los factores por ser tantos los que afectan la decisión.
8.1.1
CUÁNDO SE PRODUCE UNA PESCA
Una pesca se origina cuando: -
Se queda en el pozo parte de la sarta de perforación. Se queda en el pozo parte de un componente de la sarta de perforación (cono de la broca, aleta de estabilizador, etc.).
-
Se cae al pozo un elemento que impida continuar con la perforación.
-
Ante una pega de la tubería se hace necesario desconectar parte de ella y dejarla en el pozo para proceder a las actividades de lavado.
-
Se quiere rescatar objetos temporales o permanentes usados en el pozo (tapones, empaques, revestimiento, etc.).
8.1.2
CAUSAS DE TRABAJOS DE PESCA
Hay muchas causas que contribuyen a originar trabajos de pesca, pero la predominante es el "error humano", por imprevisión, negligencia o desconocimiento de los eventos que pueden ocasionar problemas. Cuando se producen trabajos de pesca, es importante evitar que las fallas humanas aumenten el tiempo y los costos. Cada esfuerzo que se haga debe mejorar en algo la situación; los viajes sin éxito causan pérdidas de dinero y aumento de riesgos. La probabilidad indica que después de un número determinado de viajes aparece un nuevo problema. Los problemas más frecuentes que conducen a trabajos de pesca son:
8.1.2.1
Pega de Tubería
Es lo más frecuente y abarca tantos procedimientos que puede cubrir cualquier tipo de problema no generado por pegas. Lo primero que hay que hacer es tratar de determinar el tipo de pega, para usar el tratamiento más efectivo. Las clases más comunes son:
8.1.2.1.1
Pega Mecánica
Producida por empaques, anclas, chatarra, tubería doblada, revestimiento colapsado, atascamiento contra un pescado, partidura y caída a fondo de la tubería.
8.1.2.1.2
Pega por Cortes o Sedimentos
Causada por: -
Asentamiento de las partículas sólidas presentes en el lodo, por deshidratación al exponerse a altas temperaturas, baja reología, etc.
-
Huecos en el revestimiento que permiten la entrada de ripios (arcilla, arena, etc.) que caen sobre herramientas, pegándolas.
-
Falta de capacidad de limpieza durante la perforación, produce acumulación de cortes que pueden pegar la tubería.
-
Perforar cemento duro sin suficiente limpieza, los cortes acumulados pueden pegar la tubería.
8.1.2.1.3
Pega por Ojos de Llave
La continua rotación de la tubería sobre el área de un pateperro, causa una ranura en la pared del pozo más pequeña que el diámetro de él, similares al agujero para introducir la llave de las cerraduras antiguas, (Figura 8.1a). Estas secciones de bajo diámetro crean un peligro en los viajes de sacada de tubería, cuando pasan a través de él las botellas de perforación, que por tener mayor diámetro y rigidez son empujadas hacia estos ojos de llave, produciéndose el atascamiento y la pega. Este fenómeno se acentúa particularmente cuando se tiene tubería con uniones endurecidas y secciones desviadas del hueco relativamente blandas.
8.1.2.1.4
Pega por Cemento
Ocurre en operaciones de cementación y/o forzamiento, por fallas en alguna herramienta o hueco en la tubería, meter la tubería en cemento sin fraguar o demorar en retirarla cuando se balancea un tapón intencionalmente, para controlar un reventón.
8.1.2.1.5
Pega por Caída del Hueco
La mayor presión de formación bombea hacia el pozo (por así decirlo) arena, lutita, arcilla, etc. y provoca derrumbes que causan puentes y pegan la tubería. La caída de grandes secciones de lutita (por inestabilidad) forman tapones de difícil remoción, que si no son bien tratados al momento de producirse, ocasionan pegas muy severas.
SECCION Y VISTA SUPERIOR DE UN OJO DE LLAVE
OJO DE LLAVE (KEY SEAT)
FIGURA 8.1a OJO DE LLAVE (KEY SEAT) El mismo efecto puede ocurrir cuando hay pérdidas de circulación y la hidrostática es insuficiente para soportar las paredes del hueco.
8.1.2.1.6
Pega por Reducción en el Diámetro Normal del Pozo
Causado por hinchamiento de arcilla, lo que hace que al tratar de pasar herramientas de diámetro cercano al normal del pozo (estabilizadores, botellas, brocas, etc.) se atasquen. También puede ser ocasionado cuando se baja un conjunto de fondo nuevo muy rápido, habiendo retirado la broca anterior con alto desgaste.
8.1.2.1.7
Pega por Presión Diferencial
Cuando la presión hidrostática del lodo en el pozo produce una alta fuerza diferencial en contra de la formación, en una zona permeable con gruesa torta (Figura 8.2). Si parte de la tubería se incrusta en la torta, se produce una diferencia de presión con la parte que se expone a la hidrostática del pozo, que si es mucho mayor, causa un empuje contra la formación (o succión de la formación) que mantiene pegada la tubería. Se acentúa por varios factores como: Diámetro de las botellas muy grande en comparación con el diámetro del hueco, alta rata de filtración, alto contenido de sólidos en el lodo, excesivo tiempo de la tubería quieta en presencia de zonas permeables, mayor área de contacto de la tubería, alta inclinación del pozo en la zonas permeables de gruesa torta, baja lubricidad del lodo.
FIGURA 8.2 PEGA DIFERENCIAL
Existe una fórmula para calcular la fuerza por unidad de longitud de tubería pegada, necesaria para liberar la tubería.
F = HP - PP * 75.4 * x r * F f EC. 8.1 Donde: F: HP: PP: x: r: Ff:
Fuerza por unidad de longitud, lb/pie Presión hidrostática, lppc Presión de poro, lppc Fracción de la tubería en contacto con la pared del hueco Radio de la tubería, pulg Coeficiente de fricción: Lodos base agua = 0.05 - 0.25, base aceite = 0.04 - 0.15, un valor aceptable es 0.2
Cualquier trabajo tendiente a liberar la tubería debe atacar lo siguiente: F, ser suficiente para superar la de pega. HP, disminuirla hasta donde sea permisible, para reducir el diferencial. Ff, reducirlo para facilitar el deslizamiento.
8.1.2.2
Otros Casos de Pescados en el Pozo
Se refiere a aquellos causadas por fallas en los materiales, ya sea por mala calidad, desgaste natural o sometimiento a esfuerzos superiores a su diseño. -
Por partidura de la tubería debido a: • • • • • • •
Sobrepasar el torque máximo. Agrandamiento de un hueco. Falla por demasiado desgaste. Cambio de esfuerzo (máximo a mínimo) en el mismo punto. Perforar con tubería en compresión. Tubería no adecuada al trabajo (mal diseñada). Tensión excesiva con los arietes cerrados.
-
Por caída de tubería de las cuñas.
-
Caída de chatarra al pozo (cuñas, rodamientos, conos, aletas de estabilizador, etc.).
Podemos considerar también el caso de pega por acuñamiento de tubería en hueco revestido, por caída de algún objeto sobre ella. Para la solución de estos problemas se utilizan algunos de los procedimientos descritos a continuación.
8.1.3
RECOMENDACIONES PARA EVITAR TRABAJOS DE PESCA
Aunque es imposible evitar totalmente los trabajos de pesca, podemos reducir su ocurrencia tomando precauciones durante la planeación y alternativas como se menciona en la introducción de este capítulo, durante la perforación. Normalmente el perforador es la primera persona en detectar el problema, por lo tanto debe tener claridad sobre la acción inmediata a tomar. Como regla general, toda sarta que se baje al pozo debe incluir un martillo, elemento esencial en la solución de los problemas de pega.
8.1.3.1 8.1.3.1.1
Prevención de Pegas Mecánica
Cuando se trata de liberar empaques, documentarse de las dimensiones del empaque, de ser posible conseguir uno igual y tenerlo en la localización como referencia; para recuperar empaques, bajar la tubería que resista las cargas para el trabajo, circular suficientemente para levantar todo el ripio del anular, aplicar el correcto mecanismo para soltar; si usa stinger, ajustarlo fuertemente para que no se suelte. Si se baja a pescar, incluir siempre una junta de seguridad para soltar, si es necesario. Cuando se bajen empaques para pruebas, acondicionar el fluido en el pozo para que esté bien limpio y/o tenga buena capacidad de soporte en estado estático (Geles 10",10').
8.1.3.1.2
Chatarra
Evitar su caída al pozo, colocando el empaque protector en la tubería, la tapa del pozo, la tapa de la tubería, cerrar el ariete ciego tan pronto saque la sarta. Revisar todos los elementos de trabajo en superficie (cuñas, llaves, muelas, pines, etc.). Cuando se calibre tubería, tener cuidado con el conejo. La chatarra producida en el pozo proviene de las brocas, los estabilizadores, el equipo de flotación, etc. Para evitar producir chatarra, se debe mantener buena supervisión sobre estos elementos, teniendo en cuenta que es más económico retirarlos en buen estado que tener que pescarlos. Utilizar alto punto de cedencia al moler chatarra y pescar residuos metálicos.
8.1.3.1.3
Revestimiento Colapsado
No hay que descuidarse al bajar tubería en hueco revestido, porque si está colapsado ocurre una pega. Esto es crítico en pozos viejos donde se hayan utilizado revestimientos débiles; un correcto diseño de revestimiento es de vital importancia. Minimizar el desgaste del revestimiento y asegurar una buena cementación.
8.1.3.1.4
Pegas por Cortes o Sedimentos
Es indispensable mantener el caudal de circulación y la reología del lodo, de acuerdo con la tasa de perforación y el tamaño del hueco. Cuando se sospeche que una de estas condiciones no está funcionando como debería, ya sea por cavernas, cambios de diámetros en las sartas y los revestimientos, inclinación del hueco, implementar una de las siguientes soluciones: -
Incrementar el caudal de circulación.
-
Bombear píldoras de baja viscosidad seguidas por píldoras de alta viscosidad y algo más pesadas (0.1 - 0.3 lpg).
-
Incrementar reología: punto de cedencia, viscosidad, geles, etc.
-
Circular para los viajes, no sólo el tiempo de los fondos, sino el necesario para despejar los cortes del anular, mover la tubería arriba y abajo y rotarla suavemente; los retornos en la rumba darán el verdadero tiempo de circulación.
-
Usar tuberías de perforación de acuerdo con los diámetros del hueco programados, con el ánimo de incrementar las velocidades anulares.
-
Cuando por alguna circunstancia, no sea posible mantener una buena limpieza, detenga la perforación y circule o controle la tasa de penetración, hasta corregir la causa originaria.
-
Revisar la eficiencia de las bombas, no siempre el número indicado de golpes corresponde al caudal requerido.
-
Si se perfora cemento fraguado y utiliza agua (no se recomienda), el caudal debe ser suficiente para levantar los cortes, puesto que normalmente son grandes; perfore unos pies y observe los retornos.
-
Si hay experiencia en pozos vecinos de zonas de hueco grande, averigüe la causa y prevéngase contra ello.
8.1.3.1.5
Ojos de Llave
La mejor precaución es evitar formarlos, así: rimar las zonas de pateperros (keyseat wiper), no aplicar excesivo peso en formaciones blandas; cuando sea necesario construir pateperros, hacerlos lo menos severos posible, no dejar demasiado hueco abierto bajo el zapato. Si ya existen, lo más importante es la precaución durante el viaje de sacada cuando las botellas lleguen al punto crítico. Los viajes de sacada en hueco abierto deben hacerse lentamente y evitar ocasionar tensiones instantáneas altas (30000 lbs pueden pegar una sarta). Cuando se presente tensión, bajar la sarta para quitarla y sacar rotando con tensión de hasta 5000 lb, o la que permita rotar, hasta pasar el ojo de llave.
8.1.3.1.6
Pega por Cemento Fresco
Estos casos no son muy frecuentes, pero ocurren. Después de una cementación, squeeze, tapón, etc., reverse suficientemente para sacar el cemento de la tubería y estime la cantidad retornada. Permita suficiente tiempo de frague (observar los testigos) antes de bajar la sarta. Al bajar, circule unas juntas arriba del tope teórico; si la tubería tranca, no descargue peso instantáneamente, colocar peso (10000 lb) y levantar, repetir con más peso cada vez, hasta asegurarse que el cemento está duro. Al realizar squeeze o tapones, asegurarse de sacar la tubería del cemento para reversar, también asegurarse de abrir las preventoras para sacar la tubería.
8.1.3.1.7
Caída o Desestabilización del Hueco
La prevención comienza con el diseño mecánico y del lodo, escogiendo los pesos adecuados y cubriendo las zonas problema. En huecos desestabilizados, como no se debe circular a ratas que aumenten el problema, trabajar sobre la reología para ayudar a despejar los cortes del anular, manteniendo la sarta en movimiento, arriba, abajo y en rotación suave. Si es una caída continua, ayudarse con píldoras viscosas permanentemente. Limpiar por lo menos tres juntas antes de llegar al fondo y circular antes de reiniciar la perforación. Mantener siempre el hueco lleno, si es necesario colocar la bomba durante el viaje, evitar suabeos y surgencias que provoquen pérdidas de circulación. Es importante analizar los indicios que se presenten en cada conexión, ellos pueden indicar la acción a tomar. Cuando el sencillo sale con bomba, pero no sin ella, es indicio de sobrecarga de cortes. Cuando el pozo viene mostrando problemas, el ingeniero interventor debe permanecer en la mesa de perforación durante las quince primeras y últimas paradas del viaje, para tomar cualquier decisión inmediata. También en las partes donde haya problema (se supone que debe conocer los procedimientos aquí indicados).
8.1.3.1.8
Reducción del Diámetro del Pozo
Identificar las arcillas problemáticas en pozos vecinos, con el fin de recomendar el tipo de lodo que más las inhiba y/o encapsule. Persiga el MBT, él le dará información útil. Si la tubería tranca bajando, no aplicar peso, rimar con alta RPM y bajo peso, circulando a alto caudal. En los viajes de salida, entrar muy despacio en las zonas hinchadas, sacar trabajando arriba (máximo el 70% del peso en el lodo de las botellas) y abajo y/o rotando, de esta forma puede ir tensionando cada vez un poco más, evaluando el avance y comprobando hacia abajo que esté libre. Repase los tubos durante la perforación con altas RPM.
Registre las máximas tensiones y las profundidades, para rimar cuando baje la tubería. Realice viajes cortos sacando y entrando en las últimas secciones de arcillas perforadas. Cuando se saque con arrastre severo, colocar la bomba para llenar el pozo y ayudar a empujar. No utilice ensamblajes de fondo muy largos, ni cambie de conjuntos flexibles a rígidos sin la debida precaución. Calibrar las brocas y los estabilizadores cuando salgan del pozo, para conocer la precaución que ha de tomarse bajando, rimar si es necesario toda la sección recién perforada. Al sacar tubería con conjuntos rígidos, debe hacerse lentamente y permitirles que roten (naturalmente) y se acomoden al pozo.
8.1.3.1.9
Pegas Diferenciales
Como no se sabe donde estarán las zonas permeables, las mejores recomendaciones son: -
Utilizar tantas botellas acanaladas como sea posible.
-
Mantener buena lubricidad en el lodo.
-
Mantener bajo contenido de sólidos (LGS) y pérdida de filtrado.
-
Una torta delgada, plástica y consistente.
-
Perforar con el mínimo peso de lodo necesario.
-
No dejar quieta la tubería y circular siempre.
-
Usar los estabilizadores de la parte superior, con diámetro un poco menor (1/8" - 1/4") que el estándar.
-
Rote suavemente en las cuñas mientras hace la conexión.
-
Monitorear continuamente la presión de poro del exponente "D", para evitar crear diferenciales de presión muy altos (mayores de 500 lppc presentan riesgo).
-
Utilizar el peso de lodo para matar el pozo sin margen de seguridad.
-
Disponer en la localización del pozo de los materiales químicos necesarios para despegar, sobre todo aquellos que han dado buen resultado en el área.
8.1.3.2
Prevención de Otras Causas de Pesca
Se refiere a aquellas causadas por fallas en los materiales, ya sea por mala calidad, desgaste natural o sometimiento a esfuerzos superiores a su diseño. Las recomendaciones para evitar problemas de pesca, se basan en el conocimiento que el usuario tenga de las resistencias, capacidades y forma de uso de los materiales y herramientas que va a utilizar. Es muy importante la inspección regular (de acuerdo con su uso) de tuberías, cuñas, equipo de levante, anclas, torre, equipo de manejo de tuberías, control de trabajo del martillo, calibrar continuamente los instrumentos de medición, control de trabajo del cable y desechar lo que no cumpla con los requerimientos y/o normas establecidas. Cuando se tiene conocimiento de un pateperro y hay baja tasa de perforación, es conveniente instalar tubería nueva de alta resistencia en ese punto y cambiarla de lugar en cada viaje. Es recomendable en los viajes de salida, desconectar cada vez por una conexión diferente. Asegurar con collares las botellas, y el revestimiento hasta cuando tenga suficiente peso (muchas veces la flotación hace que no se ajuste en las cuñas y cualquier golpe lo suelta). La caída de un objeto sobre la broca, sobre todo en hueco revestido, puede ocasionar una pega grave por acuñamiento, el trabajo de recuperación puede romper el revestimiento.
8.1.4
PROCEDIMIENTOS USADOS EN LOS TRABAJOS DE PESCA
Los trabajos de pesca originados por pegas, involucran tantos procedimientos que cualquiera de ellos puede ser utilizado independientemente en alguna situación especial. Para iniciar una operación de pesca, hay que realizar un plan de operaciones y seguirlo paso a paso. Los procedimientos que normalmente se usan empiezan por determinar la profundidad exacta a operar, para lo cual es indispensable, siempre que se pueda, correr el detector de collares de la tubería.
8.1.4.1
Determinación del Punto de Pega y Punto Libre
De la correcta indicación de este punto depende el éxito de la desconexión de tubería. Se refiere a ubicar la profundidad a la cual se encuentra pegada la tubería y el punto libre más próximo a la pega.
8.1.4.1.1
Método de Elongación de la Tubería 7
2
El método se basa en el módulo de elasticidad del acero (aprox. 3x10 lb/pulg ). Puesto que todos los pozos tienen algún tramo torcido, para reducir la tensión en estos puntos, se trabaja la tubería arriba y abajo entre un 10-15% más o menos del peso de la sarta, respectivamente. Para reducir el error en la determinación del punto de pega, hay que suponer ciertas condiciones de experiencia como estas: -
Tensione hasta el equivalente al peso en el aire de la longitud de la sarta (ó 10000 lb sobre lo que marcaba el indicador de peso antes de la pega), regístrelo como peso1, tome la regla de 5' y marque el tope sobre la tubería, este será el punto "a". El peso2 se obtiene tensionando del 10 al 15% del peso1 (tener en cuenta que el peso2 no sobrepase el límite de seguridad de la tubería), baje suavemente hasta obtener el peso1 en el indicador, tome la regla y marque el tope de los 5', éste será el punto "b", estará un poco más abajo que "a". Esta diferencia se atribuye a la fuerza de fricción del hueco.
-
Marcar el punto medio entre "a" y "b" como "y" y asignarle el peso1. El peso3 se obtiene tensionando del 15-20% extra del peso1, tome la regla de 5' y marque en el tope el punto "c". El peso4 se obtiene tensionando del 20 al 25% extra del peso1, (tener en cuenta la máxima resistencia de la tubería). Bajar suavemente hasta obtener el peso3 en el indicador, tome la regla de 5' y marque en el tope el punto "d". Marque el punto medio entre "c" y "d" como "x" y asígnele el peso3. La elongación (E) es la distancia entre "x" y "y" en pulgadas, medida mientras se mantiene el peso3. Basado en estos datos, se puede calcular aproximadamente la profundidad de la pega, usando una de las siguientes fórmulas: La más usada :
L=
735294 * W dp * E ( P3 - P1 )
EC. 8.2
1* 106 * E K * ( P 3 - P1 )
EC. 8.3
Para efectos comparativos:
L=
Donde: L: E: K: P1: P3: Wdp:
Longitud de tubería libre, pies Elongación debida a la tensión desde P1 hasta P3 (y-x), pulg Constante de estiramiento de tubería de acuerdo con su peso, pie/lb Tensión de partida, equivalente al peso de la tubería en el aire, lbs Tensión de prueba, equivalente a 1.15 ó 1.20 veces el P1, lbs Peso de la tubería en el aire incluidas las uniones, lb/pie
Si no se tiene disponible en la tabla un peso particular de tubería, se puede calcular aproximadamente el K, así: Para tubería perforación:
K=
1.5 peso (lb/pie)
EC. 8.4
K=
1.4 peso (lb/pie)
EC. 8.5
Para tubería producción y revestimiento:
También existen nomogramas calcular la longitud aproximada de tubería libre en el pozo. El punto libre se puede aproximar a unos 3 tubos por encima del punto de pega calculado, pero se puede determinar exactamente mediante la herramienta indicadora de punto libre (free point tool).
8.1.4.1.2
Indicador de Punto Libre
Se realiza usando una herramienta construida para este fin, la cual puede usar dos sistemas para medición. El primero se basa en la medición que hace un instrumento interno, de la frecuencia producida por una emisión de corriente que pasa a través de él y que varía de acuerdo con la variación en la estructura molecular de la tubería, cuando se le aplica alguno de los esfuerzos de tensión y/o torque. La herramienta se corre con un localizador de uniones (CCL) y muchas veces con cuerdas explosivas, cortadores químicos o cortadores de chorro. El segundo usa un instrumento eléctrico, pero mide directamente la distorsión en la tubería, es decir, la tensión o torsión aplicada a la tubería produce una elongación o giro similar en la herramienta, que es medida por lo sensores instalados y transmitido a superficie. El procedimiento es el siguiente: -
Asegurarse que la herramienta puede pasar por dentro de la tubería hasta el punto deseado.
-
Bajar la herramienta hasta un punto donde se esté seguro de que la tubería está libre (500-1000' o de acuerdo con la profundidad estimada de la pega).
-
Calibrar la herramienta haciendo mediciones en varios puntos del torque y la tensión (no al mismo tiempo), tomando estos valores como referencia (100%). Si hay posibilidad, se debe calibrar también en botellas libres, puesto que los porcentajes de distorsión son diferentes que en la tubería. El peso de referencia es el peso en el aire de la tubería antes de la pega (incluir el peso del bloque).
-
Aproximarse al punto estimado de pega, aproximadamente 1000' por encima y comience las mediciones, asegurándose que el primer punto esté libre o tenga un porcentaje alto de libertad -movimiento- (80-90%); continuar tomando mediciones cada 500'-200' y vaya cerrando el margen a medida que los porcentajes de movimiento disminuyan, hasta que se obtenga el punto completamente pegado con cero por ciento (0%) de movimiento.
-
Los puntos con más del 70% de movimiento a ambos esfuerzos pueden considerarse como libres y son aptos para realizar el desenrosque (back- off).
-
En la unidad de medición se puede determinar el punto de pega y el libre más próximo, según lo actualizada de la herramienta puede incluso diagramar la sarta y los porcentajes de libertad al torque y a la tensión, mostrando el punto óptimo para la desconexión.
8.1.4.1.3
Registro Indicador de Tubería Pegada
Este registro mide la profundidad, longitud y severidad de la pega (Pipe Recovery Log). Emite vibraciones que son medidas por un receptor y expresadas como un porcentaje, según la condición de la pega. Da un registro completo de todo el intervalo pegado y posibles áreas de problema. Debe calibrarse cerca a superficie.
8.1.4.2
Proceso de Separación de Sarta
Se refiere al procedimiento mediante el cual se separa la sección de tubería libre, de la parte que presenta el problema; los cuatro métodos más usados son: desconexión (back off), corte químico, corte mecánico y corte con chorro explosivo.
8.1.4.2.1
Proceso de Desconexión (Back Off)
Consiste en desenroscar la tubería por la unión seleccionada sobre el punto de pega. Se corre un identificador de uniones (CCL) y una carga explosiva, que va de acuerdo con el torque de la unión que se quiera desconectar. Se realiza en una unión cuyos tubos estén libres tanto a la tensión como a la torsión (aprox. 2 juntas arriba del punto de pega detectado por el indicador del punto libre), para tener suficiente tubería libre que sirva de guía. No se debe realizar muy arriba de la pega, porque durante el desenrosque el cabeceo de la tubería puede doblarla o el mismo peso recostarla sobre la pared y/o enterrarla. El proceso para desconexión puede ser mecánico o con carga explosiva. Desconexión con Carga Explosiva Se hace con base en torque y carga explosiva, aplicando torque contrario al enrosque de la conexión (generalmente hacia la izquierda), así: -
Determinar el punto a desconectar.
-
Seleccione la cantidad de carga explosiva. De acuerdo con el tipo de rosca, tubería y profundidad, las compañías que ejecutan estos servicios tienen tabulado el número de líneas explosivas que son necesarias. Cuando se corre al mismo tiempo el indicador de punto libre y la sonda para desconexión, se debe tomar el máximo número de carga explosiva recomendada, ya que no se sabe donde irá a estar el punto de pega. Bajar la sonda con la carga explosiva hasta aproximadamente 500 pies de superficie.
-
Lo ideal es tener el punto de desconexión (neutro) sin esfuerzos de tensión ni compresión, pero como prácticamente es imposible, se debe procurar que quede con una ligera tensión y no con compresión (porque se desconecta más arriba).
-
Calcular el peso para el desenrosque, así: 1.
Peso en el aire de la tubería desde el punto a desconectar (P1).
2.
Al peso anterior sumar el peso del aparejo (bloque-gancho-etc) = P2.
3.
Medir la tensión equivalente a la fricción (como en el procedimiento para determinar la longitud de pega a partir de la elongación).
4.
Al P2 sumar la tensión de fricción, agregue entre 5-10 Mlb como seguridad = P3 (revisar que el P3 no esté encima del límite máximo de tensión de tubería).
-
Colocar la tubería en el peso anterior (P3).
-
Antes de colocar torque izquierdo, aplique la misma cantidad de vueltas calculadas más una, a la derecha, para evitar que se suelte por otro sitio al colocar torque final.
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Con la tubería en el peso anterior proceder así: si puede operar con el cuadrante, aplique torque a la izquierda de 1/2 a 3/4 de vuelta por cada 1000 pies; para las primeras vueltas (de 1 1/2 a 4 1/2 vueltas), trabaje la tubería arriba y abajo entre 5-10M lb del peso para desenrosque, siempre que la tubería y el cuadrante lo permitan, con el fin de transmitir el torque; para las últimas vueltas (después de la mitad), no es muy conveniente trabajar la tubería si no se presentan garantías de seguridad en la operación. Tener mucho cuidado de no sacar el buje de manejo del cuadrante cuando la tubería esté torsionada.
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Como generalmente no se puede operar con el cuadrante, entonces para dar el torque coloque la cuña (en este caso hay que tensionar unas tres (3) pulgadas adicionales para el asentamiento de la cuña, usar macho para asentarla), amarrar y dar torque izquierdo, sostenga el torque con la llave izquierda y saque la cuña; puede transmitir el torque trabajando la tubería arriba y abajo, pero es una operación de mucho cuidado, puesto que hay que observar continuamente el cable que sostiene la llave, con el fin de no ir a sobretensionarlo y quebrarlo o hacer que la llave se suelte.
-
Con la tubería en el peso P3 y el torque completo, sostenga la tubería con la llave izquierda, saque la cuña y quite el seguro (perro) de la rotaria.
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Bajar la carga explosiva y situarse frente a la unión a desenroscar, correlacione con el CCL para estar seguro del punto a desconectar. Accionar la carga y sacar la sonda totalmente o hasta un punto seguro.
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Meter la cuña y amarrarla y observar la llave para comprobar la tensión. Si el desenrosque fue exitoso, la tensión en la llave se pierde y al quitarla no se devuelve la rotaria.
-
Si la rotaria devuelve algunas vueltas, reponerlas y completar de 5-10 vueltas a la izquierda (no se debe presentar alto torque), hasta que se libere completamente la sarta (puede haber un pequeño salto de la sarta en el momento del desprendimiento). Si la rotaria devuelve todas
las vueltas, no se ha iniciado el desenrosque, con media (1/2) vuelta que absorba, ya ha iniciado la desconexión y puede completarse el total, manteniendo el peso P3. Levante suavemente y compruebe el peso. -
Sacar la tubería con cadena (sin rotar la tubería en el pozo).
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Después de un desenrosque hay que apretar las uniones en el próximo viaje de bajada.
Desconexión Mecánica El procedimiento es igual al anterior, sólo que no se usa carga explosiva. Con la sarta en el peso indicado (P3) se da torque izquierdo, aproximadamente 1 1/4 -2 vueltas/1000' (no sobrepasar el límite de torsión de la tubería), hasta que ocurra el desenrosque, completar la desconexión y comprobar con el peso.
8.1.4.2.2
Corte Mecánico
Se usan cortadores mecánicos internos o externos, corridos con tubería de menor diámetro, varillas de bombeo, coiled tubing, etc. Los cortadores consisten de unas cuchillas montadas sobre un mandril, las cuales son accionadas automáticamente con peso y operadas con rotación de la tubería. Normalmente se usa un amortiguador de golpe o de peso sobre el cortador, para evitar que las cuchillas se rompan y/o dañen. El cortador interno se usa más que todo para recuperar revestimiento y en tuberías donde el diámetro interno permita su operación sin producir atascamiento. Cuando esto no sea posible y no haya otra alternativa de desconexión, se utilizan los cortadores externos. Generalmente la tubería a cortar internamente está asegurada en superficie y es poco frecuente que se produzcan caídas. El cortador externo se coloca en la punta de la tubería de lavado y está diseñado para hacer el corte, pescar y recuperar el tramo cortado. Antes de correr el cortador hay que hacer una operación de lavado para preparar el tramo a cortar; cuando se baje la herramienta tener cuidado al entrar al pescado, por lo tanto bajar lentamente para detectar el tope, mirando siempre el indicador de peso y si es necesario, rotar suavemente (con torque manual) hasta que entre, se ubica el punto de corte, se acciona la herramienta y se corta con rotación lenta y constante de 40 a 50 RPM, con control permanente del torque; cuando se suba excesivamente, puede haber daño en las cuchillas o acumulación de ripios y cuando se reduzca, puede indicar la terminación del corte. Una recomendación importante es que la preparación y corrida de la herramienta sea hecha por personal especializado.
8.1.4.2.3
Cortador Químico
La herramienta consiste de un cuerpo con una serie de boquillas espaciadas alrededor (radialmente), en la parte baja de ella. Contiene un impulsor, el cual fuerza el reactivo químico (Fluoruro Halógeno o Bromo Trifluoruro) a través de las boquillas, bajo alta presión y temperatura, para que reaccione con el metal del tubo. El impulsor es iniciado mediante corriente eléctrica. La herramienta tiene cuñas hidráulicas que la mantienen fija al tubo. La forma más clara de explicar el corte químico es como la producción de una serie de agujeros muy juntos alrededor del perímetro del tubo, por lo cual no deja rebordes o estrías hacia los lados; la reacción química con el hierro produce sales no dañinas para el tubo adyacente y son rápidamente disueltas por el fluido en el pozo. Para el éxito del corte químico hay dos condiciones importantes que son: que la tubería no esté seca, sino que tenga por lo menos cien (100') pies de fluido sobre la herramienta y la tolerancia sea de (Stand off), 1/16" a 1/8". El fluido debe ser limpio y no contener material para pérdida de circulación.
8.1.4.2.4
Cortador a Chorro
Consiste de cargas moldeadas en forma circular, conformando el perímetro del tubo a cortar. Son iniciadas eléctricamente y disparadas a alta velocidad. Los bordes de la tubería quedan estriados y con rebordes hacia el exterior, por lo que hay que repararlos para poder pescarlos. Puede usarse una corona o un pulidor de control (control mill) cuando se baje con el pescador, para arreglar los bordes y permitir la entrada del pescado. Se usa generalmente para operaciones de recuperar revestimientos en pozos a abandonar, puesto que puede causar daño a las tuberías externas o la parte adyacente al corte. Puede enfocarse hacia el fondo para triturar pedazos grandes de chatarra. Para operaciones de corte se recomienda una tolerancia de 1/2" a 1" según el espesor del tubo. Correrla con CCL.
8.1.4.3
Procedimiento de Lavado de Tubería
Se usa para despegar la tubería de la pared del pozo, removiendo la torta, ripios, moliendo o limando componentes de la sarta en parte o toda su longitud.
La sarta de lavado consiste de botellas (aproximadamente tres juntas), un martillo de perforación, botellas (aproximadamente tres juntas), un sustituto de acople, varias juntas de lavado, usualmente 300-500' (diámetro interno mayor que la tubería a lavar y externo menor que el pozo), una corona o guía según la necesidad; el tamaño, forma y colocación del material fresante sobre la corona, dependen del tipo de pescado y su ubicación dentro o fuera del revestimiento (Figura 8.3). La tubería de lavado es revestimiento de pared gruesa (N-80,P-110, Rango-2), con conexiones especiales soldadas o roscadas (Tabla 8.1). El procedimiento de lavado es el siguiente: -
Armar la sarta de lavado adecuada al pescado.
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Apretar las conexiones al torque recomendado.
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Bajar hasta diez (10') pies arriba del tope del pescado y registrar el peso de la sarta (subiendo, bajando y estático).
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Iniciar circulación a bajo galonaje e ir aumentándolo a medida que el retorno se haga normal, hasta el de trabajo, 1/2 a 3/4 del normal, registrar la presión para el galonaje de trabajo.
-
Iniciar rotación hasta máximo 50 rpm, registrar el torque para las rpm de trabajo.
FIGURA 8.3 CORONAS PARA LAVAR TUBERIA
-
Con circulación bajar lentamente hasta detectar el tope, rotar suavemente manualmente o con la rotaria; para entrar, se nota aumento en la presión y/o el torque, se colocan condiciones de trabajo, el peso para lavar debe ser bajo, 5-8M lb. Cuando se va a limar pueden colocarse hasta 12Mlb.
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Hay que mantener control constante de la variación de todos los parámetros y parar cada vez que sea necesario hacerles una revisión, cualquier cambio puede dar una indicación del proceso.
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Si el torque es muy alto, puede ser que la longitud de tubería de lavado sea demasiado larga para la sección del pozo que se está lavando.
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Una vez lavado el tramo, circule suficientemente y saque tubería; cuando haga el desenrosque, deje mínimo una junta limpia como guía para continuar el lavado.
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Cuando la tubería está lejos del fondo, al lavar o limar el último tramo del pescado, se debe tener cuidado para evitar que la tubería caiga; para ello se puede bajar un pescador junto con la tubería de lavado, que atrape el pez al finalizar el lavado del tramo.
Hay varias clases de pescadores que se pueden bajar con la sarta de lavado y la decisión de bajarlos depende de la severidad y profundidad de la pega, longitud del pescado, la disponibilidad de herramientas y el estado del pozo. Muchas veces el tiempo que se ahorra en viajes, se gasta soltando el pescado de la tubería de lavado y si se están exponiendo más herramientas en el pozo. Algunas de ellas son:
8.1.4.3.1
Herramienta de Lavado y Conexión
Colocada en la parte superior interna de la tubería de lavado, ella permite lavar, pescar el tramo, rotar, circular y trabajar la tubería mientras se baja el explosivo para el desenrosque. Posee dos uniones de seguridad que la pueden separar del pescado o de la tubería de lavado cuando se requiera (Figura 8.4).
FIGURA 8.4 HERRAMIENTA DE LAVADO Y CONEXION
8.1.4.3.2
Buje Maestro
Es un sustituto terminado en pin, colocado en la parte superior interna de la sarta de lavado, que permite enroscar al pescado una vez terminado de lavar el tramo, para realizar la desconexión en el mismo viaje.
8.1.4.3.3
Arpón para Botellas
Se conecta en la punta de la sarta de lavado y se asegura al pescado, luego se desconecta de la sarta, sin quedar completamente suelto, puesto que posee un mecanismo que al caer el pescado, acciona unas cuñas que se agarran dentro de la tubería de lavado, sosteniéndolo, se lava el tramo y vuelve a conectarse. En lugar del arpón puede usarse un pescador, un rabo de rata (Taper Tap), un macho de tarraja (Die Collar), etc., equipados siempre con una junta de seguridad para desconexión (Unlatching Joint). Toda herramienta que planee usarse debe ser bien estudiada y calibrada, de ser posible un especialista supervisar directamente su corrida y operación.
8.1.4.4
Procedimientos de Recuperación
Se denominarán de esta forma los métodos utilizados para agarrar y sacar del pozo parte o el total de un pescado, chatarra, etc. Se tratarán los comúnmente usados:
8.1.4.4.1
Reconexión de Tubería
Se refiere al procedimiento de bajar la tubería con la conexión adecuada (vástago o caja), para enroscar en el pescado y luego hacer un desenrosque más abajo o un trabajo de martillado. Se procede así: -
Arme la sarta adecuada, teniendo en cuenta la conexión del pescado y el procedimiento a realizar seguidamente (martillado, desenrosque, etc.). ANTES DE CONECTAR, ASEGURARSE DE QUE EL DIAMETRO INTERNO DE LA TUBERIA Y HERRAMIENTAS EN LA SARTA LE PERMITA BAJAR EQUIPO PARA DESCONEXION.
-
Baje la cantidad calculada de tubería y colóquese cinco (5') pies sobre el tope del pescado, registre el peso de la sarta, circule para limpiar el tope, a la misma rata de lavado y registre la presión.
-
Continúe bajando hasta detectar el tope del pescado (disminución del peso, aumento de presión), pare la bomba, coloque de dos (2) a cinco (5) mil libras de peso, rote la tubería parcialmente (arrancando y parando la rotaria) o girando la sarta manualmente, hasta que se obtenga torque, complete hasta un 70-80% del torque nominal de la unión, deben colocarse una o una y media vueltas más a la derecha de las planeadas para el siguiente desenrosque, (mientras se está enroscando la rotaria no devuelve el torque, cuando se está apretando se devuelven prácticamente todas las vueltas, absorbiendo sólo de 1/8 a 1/4). La devolución del torque debe ser lenta y controlada.
-
Una vez conectado, tensione lentamente para comprobar conexión, realice el desenrosque o el trabajo con martillo y tensión.
-
Cuando el enrosque se dificulta, porque el pescado está recostado, se puede colocar un tubo torcido en la sarta, unas paradas abajo de la mesa rotaria (tres), o cerca al pescado (diez a veinte paradas arriba) para altas profundidades.
8.1.4.4.2
Trabajo con Pescante Externo (Overshot)
El pescante externo es la herramienta básica más conocida y usada en trabajos de pesca por su efectividad (Figura 8.5). La mayoría de pescantes consisten de un cuerpo, un sustituto conector del tope, guía de la grapa y grapa o cuña (espiral o canasta), empaque, control de la grapa que puede venir con empacadura y dientes para fresar y la guía del pescante. Los espirales permiten agarrar pescados de mayor diámetro que las canastas en un mismo tamaño de pescante, y las resistencias son similares. El mecanismo del pescante permite conectar y desconectar en el pescado cuando sea necesario. El empaque hace sello con el pescado y facilita la FIGURA 8.5 PESCANTES EXTERNOS QUE PUEDEN SOLTAR Y CIRCULAR circulación a través de él, puede venir como empaque y fresador a la vez. El control de la grapa no la deja salir, pero le permite el movimiento en su guía. La grapa tipo canasta es muy útil para agarrar pescados que tengan un corto cuello de pesca (fishing neck) y que el resto del pescado no permita pasar nada sobre él, instalándola en el pescante indicado para ello (de cuerpo corto, guía pequeña, Figura 8.6).
Cuando el tope del pescante no permita la entrada del pescado y por ende la grapa agarre muy cerca a la punta de él, con el inminente riesgo de soltarse, se usa una extensión entre el cuerpo y el tope del pescante. También puede usarse para agarrar una unión que esté retirada de la punta del pescado. El proceso de pesca es el siguiente: -
Arme la sarta de pesca adecuada, mida los diámetros internos y externos de las herramientas y ASEGURESE QUE PUEDE BAJAR HERRAMIENTAS INTERNAS PARA DESCONEXION EN CASO NECESARIO. Una sarta básica podría ser: pescante, tres (3) botellas de perforación, martillo de doble acción, tres (3) botellas, tres (3) tubos de pared gruesa (Heavy Weight) y tubería; puede usar una guía de gancho de pared o una de mayor diámetro según la necesidad, Figura 8.7.
-
Situar la sarta aproximadamente a diez (10') pies arriba del tope del pescado, registrar el peso. Establecer circulación y registrar la presión y tasa de bombeo, circular a limpio, bajar lentamente hasta detectar el pescado (por pérdida de peso o aumento de presión), pare la bomba, levante dos (2) pies y baje suavemente rotando la tubería manualmente hacia la derecha hasta que entre el pescado, es posible que coja torque, continúe rotando un poco más, quite la rotación y alivie el torque, continúe bajando hasta que haya pérdida apreciable en el peso de la sarta, se puede conectar la bomba y comprobar la presión. Tensionar lenta y constantemente hasta comprobar que se tiene el pescado, si no, repetir la operación.
-
Con el pescado agarrado proceda a tratar de circular, tensionar o martillar (no es muy recomendable hacer un trabajo de martillado FIGURA 8.6 PESCANTE EXTERNO DE AGARRE CORTO FIGURA 8.7 GUIAS DE GANCHO continuo y extenso) para liberarlo; si el pescado está bien seguro, entre más se tensione más se agarra; cuando se libere la sarta, sacar sin rotar la tubería en el pozo.
-
El pescante se puede soltar del pescado cuando sea necesario, así: •
Colocar de 5000 a 8000 lbs de peso sobre el pescante y rotar hacia la derecha, comenzar a levantar lentamente la sarta mientras se continua rotando, (dos vueltas por cada pulgada de levante); si no suelta, aplicar más peso pero descargarlo rápidamente, rotar y levantar simultáneamente. Cuando no se tiene éxito inicialmente, repetir la operación hasta liberar el pescante. Como última opción, accionar el martillo hacia abajo, rotar y levantar.
•
Si se dificulta la entrada al pescado, se puede usar un tubo torcido colocado dos (2) a tres (3) paradas arriba del pescante.
8.1.4.4.3
Trabajo con Tarrajas (Taper Tap)
Tarraja Macho (Rabo de Rata) Se usa especialmente cuando el diámetro externo del pescado es muy cercano al del hueco y no existe conexión o está deteriorada. De todas formas, debe haber un agujero o hueco por donde el machuelo pueda iniciar su trabajo de enroscado. Esta herramienta de pesca interna, Figura 8.8, se usa principalmente en botellas de perforación de pequeño diámetro, SIEMPRE SE DEBE CORRER CON UNA JUNTA DE SEGURIDAD PARA DESENROSQUE, puesto que una vez enroscado no puede soltarse. Consta de un cono en el cual se ha maquinado una rosca especial, que perfora y penetra ajustándose cada vez más, algunos vienen dotados de orificios para circulación. -
Arme la herramienta, colocando la junta de seguridad sobre ella y una las paradas de botellas para dar el peso necesario; colocarse tres (3) pies arriba del pescado y circular, registrar el peso de la sarta y la presión de bombeo, bajar hasta tocar el pescado e iniciar rotación de 10 a 15 revoluciones por minuto sin peso, bajar FIGURA 8.8 TARRAJAS lentamente para colocar peso de 1000-5000 lb. Cuando se ha producido el agarre, hay un avance de 1/4"-1/2" por cada rotación y disminución gradual de peso. Una vez enganchado totalmente, alivie el torque y cuente las vueltas a la izquierda, coloque el mismo número de vueltas más una y devuelva hasta que las vueltas aplicadas y devueltas sean iguales.
-
Se debe medir muy bien la longitud del machuelo que debe entrar en el pescado.
-
Una forma de desconectarlo es raspando la rosca con tensión y/o golpes hacia abajo.
Tarraja Hembra (Figura 8.8a) Actúa por la parte externa del pescado, forjando una rosca con la cual se agarra a él. La operación es similar a la anterior, la diferencia radica en la forma de iniciar la conexión, pues puede presentar dificultades en la introducción al pescado, para ello puede ayudarse con una guía.
Las herramientas anteriores se usan para pesos no muy altos.
8.1.4.4.4
Trabajo con Arpones
Arpones para Revestimiento Es otra herramienta de recuperación interior, útil en la pesca de revestimiento, tubería de lavado, liners (revestimientos cortos), etc. (Figura 8.9). Se puede usar conjuntamente con cortadores, tubería de lavado, etc. Consta de una grapa similar a la del pescante, pero situada sobre un mandril en la parte externa de la herramienta, que es accionada mediante rotación (izquierda o derecha según la configuración de la herramienta); el mandril viene provisto de una cuña que hace expandir la grapa. La sarta recomendada sería: arpón, sustituto golpeador (bumper sub), una parada de botellas, martillo, una parada de botellas, tubería de perforación. FIGURA 8.8a TARRAJA HEMBRA FIGURA 8.9 ARPONES QUE PUEDEN PESCAR Y SOLTAR Armar la sarta y bajarla hasta cinco pies arriba del tope del pescado, circular suficientemente, parar circulación, verificar el peso de la sarta subiendo, bajando y quieta, bajar la sarta despacio hasta que la nariz del arpón toque el pescado, girar una (1) o dos (2) vueltas hacia la izquierda, de acuerdo con la profundidad (puede ser manualmente o con la rotaria, si se puede controlar la rotación) y comience a tensionar lentamente para comprobar si el arpón está anclado; si lo está, saque la sarta sin rotar a la derecha, si no, intente de nuevo, puede aplicar un poco más de rotación a la izquierda. Si se requiere soltar el arpón, se rota la sarta a la derecha dos (2) o tres (3) vueltas y se baja rápidamente (o se acciona el golpeador hacia abajo), luego se sube suavemente revisando el peso de la sarta, hasta comprobar que el arpón ha salido del pescado. Arpones para Pescar Cable Consisten de una barra con garfios invertidos, distribuidos en toda su extensión. Se baja en la punta de la sarta y se introduce aproximadamente treinta pies (30'), desde donde se detecta la punta, se gira lentamente hacia la derecha y se tensiona. Si el cable está suelto, se saca, de lo contrario se tensiona hasta que se parta (tener cuidado con la máxima tensión permisible de la tubería), se repite el procedimiento hasta lograr sacar todo el cable; si hay dificultad en enganchar el cable, se puede bajar más la sarta dentro del cable (60'a 90').
8.1.4.4.5
Recuperación de Chatarra
Se denomina chatarra a toda pieza relativamente pequeña que se queda en el pozo y puede ser recuperada usando canastas de circulación, imanes magnéticos o electromagnéticos, etc. Canasta de Desperdicios Tipo Sustituto Es la herramienta de recuperación más común en los equipos (Figura 8.10). Se coloca inmediatamente después de la broca, pueden colocarse hasta tres seguidas si la cantidad de chatarra a recuperar es grande. La Tabla 8.2 muestra los tamaños recomendados para el tamaño del pozo. FIGURA 8.10 CANASTA TIPO SUSTITUTO TABLA 8.2 TAMAÑOS RECOMENDADOS DE CANASTAS Error! Bookmark not defined.TAMAÑO DEL HUECO ó ID REV. (PULG.)
OD CANASTA (PULG.)
TIPO DE CONEXION API REG.
4 ¼ - 4 5/8
3 11/16
2 3/8
4 5/8 - 4 7/8
4
2 7/8
5 1/8 - 5 7/8
4½
3½
6 - 6 3/8
5
3½
6½-7½
5½
3½
7½-8½
6 5/8
4½
8 5/8 - 9 5/8
7
4½
9 5/8 - 11 3/8
8 5/8
6 5/8
11 ½ - 13
9 5/8
6 5/8
14 3/4 - 17 ½
12 7/8
7 5/8
La operación de pesca se debe ejecutar siempre en los siguientes casos: -
Antes de correr una broca de insertos, diamantes o tipo policristalina.
-
Después de haber molido chatarra.
-
Cuando se queden en el pozo los rodamientos de un cojinete.
Para pescar se procede así: -
Con la broca a un (1') pie del fondo, iniciar circulación aumentando gradualmente, hasta obtener la máxima rata de bombeo dada por la bomba, durante tres (3) minutos, parar el bombeo y mover la tubería hacia arriba y hacia abajo aproximadamente siete (7') pies, durante diez minutos, se repite toda la operación de tres a cuatro veces y se saca la sarta.
Canasta de Circulación Inversa Se utiliza para pescar piezas un poco más grandes que con la canasta anterior y que puedan ser soportadas por los agarradores sin que se escapen a través de ellos, que sean difíciles de moler porque se entierran en el fondo o en las paredes del hueco (Figura 8.11). Para pescar se procede así: -
Con la canasta a cinco (5) pies del fondo circular el pozo completamente, bajar la sarta y situarse de medio (0.5) a un (1) pie sobre el fondo, lanzar la bola de sello interno, una vez sentada y desviado el flujo hacia el anular, aumentar la rata de bombeo hasta una mayor que la normal, bajar despacio la sarta hasta el fondo, rotar lentamente por cinco o diez minutos sin colocar peso, levantar un (1) pie y continuar circulando por diez minutos más, pare circulación, repita el procedimiento dos o tres veces. Saque la sarta y revise la cantidad de chatarra recuperada, compare con lo que se calculaba había en el pozo mediante volumen y/o peso, de acuerdo con esto y con la operación siguiente, decida si hay que realizar otro viaje.
Canasta Tipo Corazonador Utilizada para pescar conos y chatarra similar a la anterior, mediante el corazonamiento de un núcleo. Consiste de uno (1) o dos (2) conjuntos de dedos de agarre, colocados internamente inmediatamente después de la corona de corazonar (también puede contener un imán interno, Figura 8.12). Como en la anterior, se sitúa cinco pies arriba del fondo y se circula el ripio que haya caído. Suspender la circulación, bajar hasta el fondo e iniciar la rotación (30-40 rpm), aumentando el peso gradualmente de mil (1000) hasta máximo cinco mil (5000) libras. Medir exactamente el avance en la rotaria, para determinar hasta que profundidad se debe corazonar, generalmente no más de tres (3) pies. Levantar la sarta lentamente para observar la partida del corazón, sacar la sarta sin sacudirla (sobre todo al colocar las cuñas). FIGURA 8.11 CANASTA DE CIRCULACION INVERSA FIGURA 8.12 CANASTA TIPO CORAZONADOR No tensionar demasiado para partir el corazón, puesto que pueden partirse los dedos de agarre y dejar más chatarra en el pozo. Canasta de Recuperación Operada por Cable El principio de esta herramienta se basa en un electroimán situado dentro de una canasta, que atrae la pieza metálica y luego se cierra para asegurarla. Su uso es más recomendable en pozos revestidos porque se requiere que el imán repose directamente sobre la pieza o esté a máximo seis pulgadas de ella y no hayan ripios encima. Se circula muy bien el pozo antes de sacar tubería para bajar la canasta, se baja ésta con cable y se sitúa sobre la pieza o piezas, se baja el electroimán y se acciona, se sube el cable para introducir la chatarra dentro de la canasta, se saca la canasta. Imanes de Pesca Son aleaciones de acero que se imantan de tal forma que el campo magnético permanente es enfocado hacia el fondo del pozo, permitiendo atraer las piezas metálicas del fondo. Viene ensamblado sobre un sustituto que permite enroscarlo directamente a la tubería, posee un hueco central para circular a través de él.
Para operarlo se baja en la punta de la sarta, se coloca a cinco pies del fondo o de la chatarra, circular suficientemente, bajar circulando hasta entrar en contacto con la chatarra, parar circulación, aplicar peso (5M a 10M lb), sacar la sarta, evitando al máximo los sacudones.
8.1.4.4.6
Trabajos de Fresado y Triturado
Con algunos objetos se presenta la situación de que son más fácilmente recuperables si son desintegrados o necesariamente tienen que ser fresados para poder liberar la sarta o pescarlos. Para estas operaciones se utilizan brocas especiales, fresas tipo plano o cónico, coronas revestidas con carburo de tungsteno, cargas explosivas, etc., inmediatamente después de realizar una operación de lavado. Es de vital importancia tanto la correcta escogencia de la herramienta a correr, como la adecuación del lodo en el pozo; propiedades como la viscosidad, el punto de cedencia y los geles, deben dar el soporte suficiente, teniendo en cuenta que el ripio a remover es muy denso (metal). De la misma manera, mantener un alto galonaje favorece el enfriamiento de las herramientas y el arrastre de los cortes. Como método de control se recomienda recolectar el material de retorno, inspeccionarlo y pesarlo, esto es un indicativo importante en el progreso de la operación. Operación con Brocas de Moler Se utilizan brocas de dientes clasificadas para formaciones duras, (R-7, W7R2J, DR7, XWR, X7 y equivalentes), las cuales se bajan acompañadas de canastas de circulación para pescar inmediatamente después de moler. La operación es la siguiente: bajar la sarta hasta cinco pies sobre el fondo, circular a la misma rata de perforación, girar la sarta y registrar el torque a la rotación de trabajo, parar la rotación y bajar circulando hasta tocar el pescado, iniciar la trituración a las mínimas revoluciones e ir aumentando gradualmente hasta obtener la rotación y el peso de trabajo (40-60 rpm y 5M-10M lb), registrar el torque. En esta operación es muy importante la adecuada combinación de peso y rotación para el éxito del trabajo; normalmente se tienen altos valores puntuales de torque durante la molienda (cuando el torque es muy alto y no permite rotar con seguridad, levante la sarta dos pies, aumente las RPM a 80 o 100 y el galonaje y baje lentamente hasta tocar el pescado sin aplicar peso, esto con el fin de desacomodar el pescado para continuar con la operación), la disminución del torque y el avance determinan el final de la operación, por lo tanto hay que mantener un control estricto sobre estos parámetros. Operación con Fresador (Junk Mill) Los hay de muchas formas (Figura 8.13). Se utilizan cuando se trata de triturar objetos en el fondo (limar rebordes, moler equipos de cementación, empaques, etc.); la operación se realiza similarmente a la anterior, es muy importante mantener buen galonaje para efectos de FIGURA 8.13 FRESADORES enfriamiento y remoción, no debe excederse en el peso aplicado porque se genera mucho calor y daña la herramienta (5M - 10M lb) y rotación (60 150 rpm.), cuando se presenta torque demasiado alto o el avance es nulo, se pueden dar pequeños golpes o aplicar alto peso (sin rotación) para solucionar el problema. Cuando hay que fresar el tope de un pescado para acondicionarlo, la rotación y el peso deben ser bajos (3M - 7M lb y 40 - 50 rpm). Para corregir partes internas y/o colapsadas de un pescado se usa la fresa cónica (Taper Mill), la cual puede penetrar la parte angosta e ir ensanchando a medida que va bajando.
8.1.5
TRABAJO DE TUBERÍA
Puesto que los primeros intentos son los más efectivos para liberar la tubería, es necesario estar preparado para cuando se presente un evento que requiera tensionar la sarta. Hay que considerar que para calcular fuerzas aplicadas en la sarta con la tubería fija o pegada, la fuerza de flotación, aunque está presente, tiene un efecto diferente, por lo cual puede tomarse el peso de la sarta en el aire como valor de referencia. -
Asegurarse de la máxima resistencia del punto más débil de la sarta.
-
Recuerde que su instrumentación es la que lo guiará, por lo tanto debe ser lo suficientemente confiable. Revise el indicador de peso y su ancla, así: •
Revisar el nivel de fluido del cilindro y del sensor como se ve en la Figura 8.14.
•
El ancla debe estar libre para moverse, por eso debe ser engrasada regularmente y su pin mantenerse libre de pintura y corrosión. Por lo menos una vez por semana debe ser limpiado y engrasado.
•
El movimiento del ancla se puede revisar usando una barra entre la rueda y el tope, al aplicar fuerza el indicador debe reaccionar instantáneamente.
•
Revise los indicadores, asegurándose que la escala apropiada al número de líneas esté instalada. Las agujas deben tener libre movimiento y no tocar el vidrio, el tablero, entre sí o a algún tornillo.
•
El regulador de flujo debe estar lo suficientemente abierto para permitir el paso de fluido y prevenir movimientos fuertes. Cerrarse al viajar y al martillar.
•
Revisar las mangueras hidráulicas para estar seguro que no tienen fugas.
•
Determinar la máxima tensión que debe marcar el indicador de peso y no sobrepasarla por ningún motivo. Para un solo tipo de tubería:
W m ξ = W b + ( T m xt) * 0.90
EC. 8.6
Para sartas combinadas de tubería:
W m ξ = W b + ( T m xtd) * 0.90 + W sairea T exm x = ( T m xt) * 0.90 - W saire T m xfondo = T exm x
EC. 8.7 EC. 8.8
Para una tensión cualquiera (menor que Tmáxt):
T fondo = W indicador - W b - W saire
VISION DEL CILINDRO
EC. 8.9
VISION DEL SENSOR
PROCEDIMIENTO PARA REVISAR EL NIVEL DEL FLUIDO EN EL CILINDRO (1) Con bloques desocupados, las partes más bajas del grillete deben estar hacia abajo en la línea "B" dejando un espacio de aproximadamente 1/4 pulgadas entre la parte superior del cilindro y el grillete. (2) Cuando este espacio aumenta exponiendo la línea "A", el sistema está bajo de fluido y deberá ser llenado nuevamente. Si al espacio entre la parte superior del cilindro y la parte más baja del grillete se le permite alcanzar las 7/8 de pulgada, el sistema no tiene fluido y no es posible ningún movimiento del manómetro. PROCEDIMIENTO PARA REVISAR EL NIVEL DE FLUIDO EN UN SENSOR
(1)
Con bloques desocupados el espacio "A" en el sensor, deberá ser aproximadamente de 5/8 pulgadas.
(2) Si el espacio "A" se dsiminiye a 3/8 pulgadas, entonces el sistema está bajo en fluido. Si al espacio se le permite cerrase, entonces el sistama no cuenta con fluido y no es posible el movimiento del manómetro. FIGURA 8.14 PROCEDIMIENTO DE REVISION DEL CILINDRO MARTIN DECKER Donde: Wimáxi: Tmáxt: Texmáx: Wsaire: Wb: Tfondo: Tmáxtd: Wsairea:
Peso máximo en el indicador, lb Tensión máxima permisible de la tubería, lb Tensión extra máxima, lb Peso de la sarta (total) en el aire, lb Peso del bloque, lb Tensión efectiva en el fondo de la sarta, lb Tensión máxima de la tubería más débil en la sarta, lb Peso en el aire de la tubería sobre el punto débil, lb
El trabajo de la tubería puede ser a tensión, compresión y/o torque, dependiendo del tipo de pega. Debe iniciarse inmediatamente se detecta el amago o la pega, pero no siempre tensionando, hacer un rápido análisis de la situación para intentar detectar sus causas y luego proceder:
8.1.5.1
En Pega Diferencial
Si se pegó tomando un registro de desviación (fondo), trate de rotar hacia la derecha (sin peso); si no hay éxito, tensione hasta el máximo permitido y martille. Si está fuera del fondo, mantenga el torque y descargue peso. Si no hay éxito, continúe trabajando en tensión y tratando de rotar, midiendo cada vez el avance. Es importante no dejar de trabajar la tubería hasta tomar la nueva decisión.
8.1.5.2
Ojo de LLave
Si se tiene conocimiento de su existencia, cuando saque tubería y llegue con las botellas a este punto, entre muy despacio observando siempre el indicador de peso, permitiendo aumentos hasta máximo 10000 lb; si con la tensión permitida no es posible pasar, coloque rotación con tensión de 5000 lb, o la que le permita rotar y continúe sacando de esta forma hasta pasar el problema. Cuando no se tiene conocimiento de la existencia de ojos de llave, y como regla general, fuera del fondo NO TENSIONAR LA TUBERIA MAS DE 20000 LB. SI NO ESTA SEGURO DE QUE NO ES UN OJO DE LLAVE O EN SITIOS DONDE HAYA CAMBIOS DE DESVIACION. Cuando ocurre una pega, la primera acción es empujar la tubería hacia abajo descargando peso, tratar de rotar sin peso y si no hay éxito, martillar hacia abajo. NO TENSIONAR, porque a mayor tensión mayor severidad del problema. Continuar trabajando hasta tomar una nueva decisión (lavar).
8.1.5.3
Caída del Hueco
Cada caso tiene condiciones particulares, todo depende de la habilidad del personal para detectar o aproximarse a la realidad del evento. Estas guías pueden ayudarle si son conocidas con anticipación.
8.1.5.3.1
Perforando
Habrá incremento inmediato de la presión, por lo tanto pare la bomba e iníciela lentamente; si mantiene circulación, use el galonaje mínimo o un poco más para evitar empaquetar fuertemente el anular, aumente a medida que la obstrucción se vaya despejando, MIENTRAS HAYA CIRCULACION NO PARAR EL BOMBEO. Levante la tubería observando siempre el indicador de peso, si la tensión aumenta gradualmente y permite subir y bajar la tubería, repita la operación sacando cada vez más la tubería, desconecte y continúe con la operación hasta lograr salir del problema. Si la tensión incrementa instantáneamente, tensione hasta lo máximo permitido, accione el martillo, intente rotar (sin tensión).
8.1.5.3.2
Sacando Tubería
Puede suceder que la sarta venga arrastrando y acumulando gran cantidad de ripio sobre las botellas, que al llegar a una parte estrecha del hueco se atascan, o que sea caída del hueco (esto se puede determinar de acuerdo con los antecedentes del pozo). En el primer caso empujar la tubería hacia abajo (martillándola si es necesario), colocar la bomba y tratar de establecer circulación moviendo siempre arriba y abajo. En caso de derrumbe, no tensione inmediatamente, mueva la tubería hacia abajo; si se logra, coloque la bomba y trate de circular, moviendo continuamente hacia arriba y hacia abajo. Si no tiene éxito o la pega no da margen de movimiento, inicie el trabajo martillando hacia abajo, evaluando
el avance, intente rotar; si hay éxito, coloque la bomba e intente circular, luego saque circulando y rotando con tensión. Si no hay éxito, tensione hasta el límite permisible y martille observando el avance, evalúe los resultados y tome decisiones.
8.1.5.4
Hueco Estrecho
Por hinchamiento de arcillas; si está bajando, lo primero es tensionar lo máximo permitido y martillar hacia arriba, no descargar peso, el trabajo debe hacerse aplicando y quitando la tensión extra máxima. Si está sacando, trabaje hacia abajo primero; si no tiene éxito, hágalo hacia arriba como en el caso anterior. Por reducción del diámetro debido a desgaste de broca; al perforar una formación dura y/o abrasiva, la broca va perdiendo su diámetro aceleradamente, produciendo una especie de cono. Si al bajar tubería para continuar perforando se colocan unidades nuevas (estabilizadores, brocas compactas, barriles de corazonar, etc.) sin la debida precaución al llegar a la parte estrecha, la sarta se acuña fuertemente y se produce la pega. Para liberarla tensione y/o martille hacia arriba hasta lo máximo permisible.
8.1.6
TRABAJO CON TORQUE
FIGURA 8.15 TORQUE Y TENSION PERMITIDOS PARA TUBERIA API PREMIUM CON UN FACTOR DE SEGURIDAD DE 0.85 (UNIDADES DE CAMPO) El trabajo con torque se hace para vencer las fuerzas laterales y liberar la tubería. El torque se debe aplicar teniendo en cuenta que a medida que se tensiona la tubería, la resistencia al torque disminuye. Esto se puede calcular mediante la Figura 8.15. No sobrepasar estos límites. Cuando se aplique torque se tiene que mantener un control estricto sobre la rotaria, para evitar que se devuelva súbitamente y se desenrosque la tubería. En muchos casos, los medidores del torque en los equipos dan una medida más cualitativa que cuantitativa, por lo tanto, si se desconoce cual es su valor real, tener mucha precaución al aplicarlo. El estado de la tubería condiciona el valor del torque máximo a aplicar; de la misma forma, aunque la tubería haya sido inspeccionada recientemente, si el problema se presenta al final de la perforación del pozo, se debe tener mayor precaución.
8.1.7
TRABAJO DE MARTILLADO
El martillo debe ser seleccionado adecuadamente de acuerdo al tamaño, resistencia de tubería usada, calibración para disparar hacia arriba y hacia abajo, mecanismo de disparo, etc. El martillo aplica una fuerza instantánea hacia arriba o hacia abajo sin necesidad de tensionar la tubería al límite. No es conveniente accionar el martillo al primer amago de pega, sin estar seguro de cual es el efecto deseado; inicialmente para trabajar la tubería a tensión o compresión no se debe sobrepasar el límite para disparo, cuando se tenga más certeza o se requiera aplicar mayores tensiones sí se acciona el martillo. Es importante evitar disparos accidentales, porque en ocasiones resultan agravando el problema. Una práctica de las compañías como resultado de la experiencia es que inicialmente el martillo se debe accionar en sentido contrario al movimiento que se ejecutaba cuando ocurrió la pega. Del conocimiento que se tenga sobre los datos de calibración, las medidas para las diferentes posiciones, engatillado, disparado arriba y abajo, tiempo de trabajo, la correcta ubicación en la sarta para trabajar en tensión o compresión, del martillo, dependerá el éxito de su operación. El fabricante o representante suministrará toda la información anterior y el soporte necesario para la operación correcta y efectiva del martillo. Algunas recomendaciones son: -
Se puede trabajar con el martillo en tensión (totalmente extendido) o en compresión (totalmente cerrado), tomando un 20% extra para peso sobre la broca por debajo o por encima del martillo, respectivamente, pero nunca en la zona de transición.
Cálculos para disparo para martillos mecánicos: Disparo hacia arriba: 250.000 Peso total en el indicador en el momento de la pega - 40.000 Peso por debajo del martillo _________________ 210.000 Peso para engatillar + 90.000 Calibración de disparo hacia arriba _________________ 300.000 + 20.000 Arrastre _________________ 320.000 Peso en el indicador para disparar Disparo hacia abajo: 250.000 Peso total en el indicador en el momento de la pega - 40.000 Peso por debajo del martillo _________________ 210.000 Peso para engatillar (listo para accionar arriba o abajo) - 35.000 Calibración de disparo hacia abajo _________________ 175.000 - 20.000 Arrastre _________________ 155.000 Peso en el indicador para disparar
8.1.8
TRABAJO CON BACHES LIBERADORES
Es un método usado para liberar tubería en pegas diferenciales. Consiste en colocar un bache de producto químico para disolver la torta del lodo y/o reducir la fricción alrededor de la tubería. El procedimiento consiste en cubrir totalmente el anular donde se considera que la sarta está pegada, dejando una reserva dentro de la tubería (50% - 100% dependiendo del volumen anterior), para bombearlo a intervalos de tiempo. Una vez colocado el bache, si la tubería está en el fondo, se deja con torque y tensión. Si no, se deja con torque y compresión. Es conveniente esperar como mínimo ocho (8) horas (de acuerdo con la efectividad del producto) antes de trabajar la tubería, para permitir la acción del bache.
Posteriormente, iniciar el trabajo de acuerdo con las pautas recomendadas. Evaluar el avance; si se logra algo, continuar el trabajo e ir desplazando de 1 a 2 barriles (de acuerdo con la capacidad anular) cada media hora. Si no ha habido ningún avance después de haber trabajado por otras ocho horas, bombear los barriles finales, dejar la tubería como al principio por unas doce (12) horas, al final de las cuales se continua con el trabajo. Durante todo este tiempo ya se debe tener una alternativa para resolver el problema. El bache debe tener una densidad similar a la del lodo en el pozo, con uno o dos puntos por encima para evitar migración.
8.1.9
TRABAJOS CON ALIVIO DE PRESIÓN
Es otro método usado para liberar tubería pegada por presión diferencial. El efecto deseado es que la presión de poro sea mayor que la hidrostática en el pozo para que la tubería se libere. Hay dos formas de lograrlo: con empaques y sarta de prueba y por efecto de tubo en "U".
8.1.9.1
Sarta de Prueba
El procedimiento es el siguiente: la sarta básica de prueba, Figura 8.16, con un colchón interno que produzca un diferencial de presión no muy alto (aproximadamente 300 lppc) a favor del pozo, un sustituto en la punta para agarrar el pescado, unión de seguridad, un mecanismo para circular sobre el pescado si es necesario, golpeador hacia abajo, empaque, válvula de prueba, unión de seguridad y martillo de doble acción. Se baja y agarra el pescado comprobando con tensión, se sienta el empaque y abre la válvula. El efecto de liberación debe ser instantáneo; cerrar la válvula y desasentar el empaque con tensión y continuar tensionando revisando si soltó el pescado; no dejar quieta la tubería cuando se hagan desconexiones, mantenerla en rotación. Si no hubo éxito puede intentarse nuevamente, colocando mayor diferencial.
Teniendo en cuenta teóricamente se tener en superficie el
que el pozo dispara, es necesario equipo de control.
FIGURA 8.16 SARTA DE PRUEBA PARA ALIVIO DE PRESION
8.1.9.2
Método de Tubo en "U"
Es un procedimiento de mucho cuidado que consiste en crear una diferencial de presión, bombeando fluidos livianos al anular y posteriormente drenando por la tubería. En ECOPETROL nunca se ha usado este método, por los efectos que puede causar en la estabilidad de las formaciones, experiencia del personal, etc. Pero en caso necesario y autorizado por el Departamento de Perforación, los cálculos y procedimientos requeridos serán suministrados oportunamente.
8.1.10 DECISIÓN PARA CAMBIO DE ESTRATEGIA EN TRABAJOS DE PESCA
Cuando se produce la pega debemos determinar el tiempo máximo de que disponemos, evaluando los riesgos y las posibilidades de alcanzar el propósito. Después de hacer los primeros intentos y analizando los avances realizados, hay que evaluar si se continúa o no con el trabajo de pesca o se toma una alternativa diferente. La experiencia y opinión de la gente que realiza el trabajo conducen a las mejores decisiones. Las alternativas pueden ser:
8.1.10.1 Tiempo Económico de Pesca Continuar con la pesca hasta completar un tiempo económico; después de ese período debe ser inminente el éxito o de lo contrario tomar una de las siguientes decisiones: -
Desviar el pozo.
-
Abandonar el pozo.
El tiempo económico de pesca será:
t mp =
( C p + Cd )* PE
EC. 8.10
C dT
Donde: tmp: Cp: Cd: CdT: PE:
Tiempo máximo de pesca, días Costo de reposición del pescado, US$ Costo total de la desviación del pozo, US$ Costo diario total durante la pesca, US$/día Probabilidad de éxito de la pesca
La probabilidad de éxito es un factor difícil de determinar; puede obtenerse un valor aproximado con las estadísticas de trabajos similares en el área, la experiencia del personal involucrado, las condiciones actuales del pozo y la calidad de las herramientas usadas. Otro costo que puede involucrarse es el de la producción dejada de recibir por la demora en alcanzar el objetivo (para pozos de desarrollo), que se sumaría a los costos de reposición del pescado y de desviación.
8.1.10.2 Desviación del Pozo Si por experiencias anteriores muy similares se obtiene que el tiempo económico es muy corto, las probabilidades de éxito muy remotas y los riesgos muy grandes, no se hacen intentos por liberar la tubería, si no que inmediatamente se procede a desviar o abandonar el pozo. Cuando el pozo está avanzado, hueco intermedio o de producción, normalmente es más económico y no presenta graves problemas ni para el estado mecánico ni para el objetivo de producción, desviar el pozo (side track). En los costos de desviación deben incluirse todos los generados desde el que se inicia a bajar la tubería para colocar el tapón de cemento, hasta llegar a la misma profundidad vertical perforada antes de la pega.
8.1.10.3 Abandono del Pozo Una vez que se ha decidido parar la pesca y se ha evaluado que desviar el pozo resulta más costoso o puede ocasionar severos problemas en un futuro (sobre todo en huecos de superficie), la solución es iniciar un nuevo pozo. En estos casos, lo importante es tomar la decisión lo más rápido posible. Para efectos de comparación, los costos de perforar nuevamente inician con el viaje para colocar el primer tapón de abandono, hasta alcanzar la misma profundidad antes de la pega.
8.2
OPERACIONES DE ABANDONOERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
Las operaciones para taponar secciones del pozo o aislar zonas de producción, lo mismo que la ejecución de operaciones de abandono de pozos, tienen su forma adecuada de ejecutarse y pueden realizarse para que sean de carácter permanente o temporal. A continuación se presenta una guía para la realización de este tipo de trabajos, basados en las normas que dicta el API RP 57.
8.2.1
OPERACIONES DE ABANDONO PERMANENTE
Este tipo de operaciones se realizan con miras a dejar el pozo en condiciones de abandono seguras, teniendo en cuenta que no se volverán a realizar trabajos para su recuperación.
8.2.1.1
Abandono con Tubería de Trabajo
Se refiere al abandono de intervalos cañoneados usando tubería de trabajo. El elemento de aislamiento se coloca al frente (cemento) o arriba (tapón) de los intervalos.
8.2.1.2
Método de Desplazamiento
Consiste en colocar un tapón balanceado de cemento al frente de todas las perforaciones abiertas, colocando la base como mínimo a cien (100') pies por debajo y el tope a cien (100') pies por encima del intervalo cañoneado. Figura 8.17.
8.2.1.3
Método de Cementación Forzada
Para aislar las perforaciones inferiores del hueco, se puede hacer una cementación forzada utilizando un retenedor de cemento y una herramienta de cementación recuperable o un empaque de producción. Donde la situación lo permita, se puede ejecutar la cementación forzada balanceando un tapón de cemento frente a las perforaciones, cerrando las preventoras y forzando el cemento. Figura 8.18.
0
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FIGURA 8.17 METODO DE DESPLAZAMIENTO
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0 FIGURA 8.18 METODO DE FORZAMIENTO
8.2.1.4
Método de Tapón Puente Permanente
Si las perforaciones que se van a aislar son las inferiores, se puede colocar un tapón puente permanente (bridge plug), bajado con cable o tuberia a 150' por encima de las últimas perforaciones y se balancea un tapón de cemento con una altura mínima de 50 pies. Figura 8.19.
8.2.1.5
Tapón Puente Permanente Instalado con la Tubería de Producción
Consiste en colocar un tapón puente en el revestimiento con la tubería de producción, posteriormente se balancea un tapón de cemento de longitud mínima de 50 pies sobre el tapón permanente. Figura 8.20.
8.2.1.6
Forzamiento de Tapón Balanceado con Tubería y Empaque
Los intervalos cañoneados pueden ser abandonados en un solo viaje así: Se baja la tubería de producción con un empaque que permita reversar y circular (tipo full bore "C") y la cola de tubería necesaria, se balancea un tapón de cemento frente a las perforaciones, se saca la tubería de tal forma que la cola salga aproximadamente cien (100') pies del cemento, se sienta el empaque y se fuerza el cemento. También puede forzarse cerrando las preventoras y aplicando presión a través de la tubería de producción. Para escoger una forma o la otra debe tenerse en cuenta el estado mecánico del pozo, poniendo especial atención en todos los componentes que van a soportar presión. Figura 8.21.
0
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FIGURA 8.19 EMPAQUE TAPON PERMANENTE
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0
FIGURA 8.20 INSTALACION DE EMPAQUE CON LA TUBERIA DE PRODUCCION
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0 FIGURA 8.21 FORZAMIENTO DE TAPON BALANCEADO
8.2.1.7
Uso de Tapones Ciegos de Tubería para Abandono Permanente
Cuando existen diferentes intervalos cañoneados abiertos,aislados por empaques, el abandono puede ejecutarse sentando con cable un tapón ciego en el niple de camisa lisa (landing nipple), dispuesto para ello o un tapón puente en el interior de la tubería de producción, entre las zonas que se requieren aislar. La zona superior debe ser cementada a través de la tubería, dejando un tapón de mínimo sesenta (60') pies dentro. Posteriormente se recupera la tubería restante. Si es imposibile realizar una cementación forzada dentro de las perforaciones existentes, se cañonea la tubería de producción y se balancea un tapón de cemento en el anular, (tubería de producción - revestimiento) a través de ella, dejando en el interior de la tubería un mínimo de 60 pies de cemento. Figura 8.22.
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FIGURA 8.22 ABANDONO DE ZONAS ABIERTAS USANDO TUBERIA Y TAPONES COMO AISLANTES
8.2.2
ABANDONO DE ZONAS CON RECUPERACIÓN PARCIAL DEL REVESTIMIENTO
Es el abandono mediante tapón o aislamiento de las zonas donde se ha cortado y recuperado revestimiento. Para llevar a cabo la operación se utilizan tapones puente o de cemento o combinado, según el caso particular y el tipo de pozo (gas o crudo).
8.2.2.1
Abandono con Tapón de Cemento Balanceado
Un tapón balanceado consiste en un tramo de cemento que se coloca en la sección que se desea aislar, de tal manera que al finalizar la operación de desplazamiento, las columnas en la tubería y en el anular queden balanceadas. Para abandonar con tapón de cemento un pozo donde se ha cortado revestimiento, se balancea éste de tal forma que cubra mínimo cien (100') pies por encima del corte y cien (100') pies dentro del revestimiento. Figura 8.23.
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0 FIGURA 8.23 ABANDONO DE POZO CON TAPON BALANCEADO
8.2.2.2
Abandono con Tapón Forzado a Través de Retenedor
El procedimiento comienza instalando un retenedor de cemento, 50 pies por encima del corte del revestimiento. Posteriormente se realiza una prueba de inyectividad para determinar el volumen de cemento a bombear, luego se forza el cemento procurando lograr una longitud mínima de 150 pies. El retenedor se debe cubrir con cemento, para ello se deja en la tubería el volumen equivalente a 50 pies del revestimiento. Figura 8.24.
8.2.2.3
Abandono con Tapón Puente Permanente
En este caso se instala un tapón puente permanente (Bridge Plug), 50 pies arriba del corte del revestimiento. La parte superior del tapón puente permanente se debe cubrir con un tapón de mínimo 50 pies de cemento. Figura 8.25.
0
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FIGURA 8.24 ABANDONO CON FORZAMIENTO USANDO UN RETENEDOR
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0 FIGURA 8.25 ABANDONO USANDO TAPON PUENTE
8.2.3
ABANDONO DE ZONAS EN HUECO ABIERTO
La operación de abandono en hueco abierto, debe realizarse con tapones de cemento sucesivos en cada una de las zonas que contengan fluidos (aceite, gas o agua). La longitud mínima del tapón de cemento debe ser de 100 pies por encima del tope y 100 pies por debajo de la base del estrato, con el fin de prevenir la migración de fluidos. Figura 8.26.
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0 FIGURA 8.26 AISLAMIENTO DE ZONAS EN HUECO ABIERTO
8.2.4
ABANDONO DE ZONAS EN HUECOS PARCIALMENTE REVESTIDOS
Se refiere a pozos donde se ha bajado revestimiento, se ha continuado perforando y posteriormente se decide abandonar la zona de hueco abierto.
8.2.4.1
Abandono con Tapón de Cemento
Se balancea un tapón de cemento con una longitud mínima de 100 pies por encima y 100 pies por debajo del zapato del revestimiento más profundo. Figura 8.27.
0 Error! Bookmark not defined. FIGURA 8.27 ABANDONO EN HUECO ABIERTO CON TAPON BALANCEADO
8.2.4.2
Abandono con Cementación Forzada
Se instala un retenedor de cemento a una distancia mínima de 50 pies y máxima de 100 pies por encima del zapato del revestimiento. Se bombea una cantidad de cemento equivalente a una longitud de 100 pies por debajo del zapato de revestimiento. El volumen de cemento depende de la prueba de inyectividad realizada con anterioridad. El retenedor se debe cubrir con mínimo 50 pies de cemento. Figura 8.28.
0
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FIGURA 8.28 ABANDONO EN HUECO ABIERTO CON RETENEDOR
8.2.4.3
Abandono con Tapón Puente Permanente
Se recomienda usar esta forma de abandono cuando el hueco abierto presentó pérdida de circulación durante su perforación. Se instala un tapón puente permanente a una distancia máxima de 150 pies arriba del zapato del revestimiento, posteriormente se cubre con cemento una longitud mínima de 50 pies sobre el tapón. El tapón debe ser probado con presión antes de colocar un tapón superior. Figura 8.29.
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0 FIGURA 8.29 ABANDONO EN HUECO ABIERTO CON TAPON
8.2.5
TAPONES DE SUPERFICIE
Son los tapones finales que se colocan para abandonar el pozo; generalmente quedarán dentro del revestimiento, lo que hace más exacto el cálculo de los volúmenes necesarios. Normalmente se coloca un tapón de cemento de construcción, con una longitud mínima de 150 pies desde la superficie.
8.2.6
PRUEBA DE RESISTENCIA A LOS TAPONES DE CEMENTO
Después del tiempo de frague, los tapones de cemento deben probarse por alguno de los siguientes métodos: 1.
Aplicar como mínimo 15000 lb de peso sobre el tapón. Cuando este tapón se elaboró utilizando un retenedor de cemento o un tapón puente permanente, se debe verificar su eficacia, colocándoles 15000 lbs de peso tan pronto se sientan y antes de cubrirlos con cemento.
2.
Aplicar 1000 lppc de presión.
8.2.7
OPERACIONES DE ABANDONO TEMPORAL
Los pozos que se suspenden con posibilidades de ser rehabilitados posteriormente, generalmente siguen el mismo procedimiento de abandono que los permanentes. De todas formas hay que tener en cuenta que los materiales utilizados en el abandono, deben tener la característica de poder ser perforados (no dejar tuberías cementadas). Se debe dejar la principal instalación del cabezal, para permitir colocar equipo de protección durante la rehabilitación. Figura 8.30. Si se opta por colocar un tapón de cemento en superficie, su longitud máxima debe ser 110 pies y el tope debe quedar a quince pies de la superficie del terreno. Figura 8.31.
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0 FIGURA 8.30 ABANDONO TEMPORAL CON TAPON PUENTE
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0 FIGURA 8.31 ABANDONO TEMPORAL CON TAPON DE CEMENTO
8.2.8
NORMAS DEL MINISTERIO DE MINAS PARA ABANDONO DE POZOS
El Ministerio de Minas y Energía emitió una serie de normas para el abandono de pozos en el territorio Nacional, que debe cumplir todo explorador o explotador que haya perforado un pozo que resultare seco. Los artículos que lo consagran son:
Artículo 42. Todo explorador o explotador que haya perforado un pozo que resultare seco, o que por problemas mecánicos haya de abandonarse, deberá taponarlo y abandonarlo en un plazo de tres (3) meses, siguiendo el procedimiento que se indicaa continuación: 1.
Permiso para abandonar un pozo. Antes de comenzar los trabajos de taponamiento y abandono de un pozo de petróleo o gas en explotación, el explorador deberá solicitar permiso por escrito a la Oficina de Zona respectiva. Si el abandono y taponamiento fueren autorizados por el Ingeniero de Zona, éste supervigilará la operación de taponamiento del pozo en la fecha indicada en el aviso. El Ingeniero de Zona tendrá treinta (30) días para decidir sobre el permiso solicitado.
2.
Métodos de taponamiento y procedimiento. a)
El pozo deberá llenarse de lodo desde el fondo hasta el tope de cada formación productiva, o colocarse un tapón puente en el tope de cada formación productiva y, en todo caso, deberá colocarse un tapón de cemento no menor de quince (15) pies de longitud, inmediato a cada una de las formaciones productivas;
b)
Deberá colocarse un tapón de cemento de una longitud aproximada de 50 pies por debajo de los intervalos que contengan agua dulce;
c)
Deberá colocarse un tapón en la boca de todo pozo taponado y una placa metálica en la cual se indique el nombre del operador, la concesión, aporte o propiedad privada, el número del pozo, sus coordenadas, la profundidad del mismo y la fecha de abandono;
d)
Los intervalos entre tapones deberán llenarse con un lodo cuyo peso no sea menor de 12 libras por galón, y
e)
El explorador o explotador escogerá la forma de colocar el cemento en el pozo.
Artículo 43. Cuando un pozo no cumpla los fines para los cuales fue perforado y se desee retirar el revestimiento de producción, el operador deberá solicitar permiso al Ministerio de Minas y Petróleos. Artículo 44. Cuando se desee retirar el revestimiento de producción, el pozo deberá dejarse lleno de lodo o cemento hasta la base del revestimiento de superficie. El lodo deberá tener una gravedad específica adecuada para sellar todos los estratos no productores que contengan agua, gas o petróleo. En la base del revestimiento de superficie deberá colocarse un tapón de cemento no menor de quince (15) pies de largo. Artículo 45. Cuando un pozo haya encontrado mantos de agua dulce utilizables, y haya de abandonarse, el operador efectuará los trabajos de abandono en condiciones tales que permitan su completamiento futuro como pozo de agua, si el Ministerio así lo exigiere. Artículo 46. Cuando el operador no desee abandonar un pozo que ha dejado de producir porque pueda ser utilizado como pozo de observación, deberá obtener para ello permiso del Ministerio. Los demás pozos productores deberán ser reparados o taponados en un plazo máximo de tres (3) meses, contados a partir de la fecha del último cierre. Artículo 47. Para aquellos pozos suspendidos durante la perforación, el operador deberá presentar un informe técnico con las razones por las cuales dichos pozos fueron suspendidos y deberá definir la situación de los mismos en un plazo no mayor de tres (3) meses. Artículo 51. Para cambiar la forma de terminación de un pozo o para realizar cualquier alteración de las condiciones actuales del mismo, o para abandonarlo, el operador deberá solicitar permiso al Ministerio por medio del formulario 7-CR, "Permiso sobre Trabajos Posteriores a la Terminación Oficial". Quince (15) días después de terminado el trabajo, el operador deberá informar sobre los resultados del mismo, por medio del formulario 10-CR, "Informe sobre Trabajos Posteriores a la Terminación Oficial" (Figura 8.32). En los casos de abandono de pozos, el informe se rendirá en el formulario 10A-CR, "Informe sobre Taponamiento y Abandono".
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA +----------------+ DIVISION DE PETROLEOS | Forma 10A-CR | CONSERVACION Y RESERVAS |Revisado Oct.73 | INFORME DE TAPONAMIENTO Y ABANDONO +----------------+ Compañía_________________ Concesión_________________ Clasificación (Lahee)__________ Pozo_____________________ Campo_____________________ Estrucutura____________________ Formación________________ Bloque____________________ Yacimiento_____________________ Fecha iniciac.perforac.____________________ Fecha terminación perforación___________ Elevación mesa rotaria_____________________ Elevación del terreno___________________ Profundidad total inicial__________________ Bajo nivel mesa rotaria_________________ Localización del pozo (Coordenadas Gauss): N (Y) _________________ E (X) ----------------De acuerdo con el aviso sobre "Trabajos Posteriores a la Terminación", Forma No. 7, presentada el día ______________ y aprobada el día _____________ por ________________ los siguientes trabajos fueron realizados el día _________________ en cumplimiento de las disposiciones legales vigentes, con objeto de abandonar el pozo.
Error! Bookmark not defined.INTERV ALO ABIERTO
PIES
NUMERO DISPAROS
SACOS CEMENTO INYECTADO
FONDO TOPE CEMENTO
TOPE DE CEMENTO
SACOS CEMENTO EN TAPON
Se retiró tubería de revestimiento en el intervalo _________________________ pies. Entre los tapones de cemento se dejó un lodo con las siguientes propiedades: Densidad_______________lbs/pie3. Pérdida agua________________cc. a 100 psi/30 min. % sólidos _____________ Lodo base _______________ (Fresco, emulsión, aceite) En superficie se colocó tapón de cemento desde____________ pies, hasta_____________ pies, con___________ sacos de cemento. Se erigió un monumento de concreto, sostenido por un tubo y se colocó una placa inscrita así: Compañía_____________________ Concesión_____________________ Pozo_________________ Comenzado____________________ Terminado_____________________ Abandonado___________ Profundidad total____________ Elevación del terreno_________ pies. NOTA: a) Adjuntar un esquema en que se muestre la condición final del pozo, de las tuberías, de las perforaciones y tapones. b) Cuando esta forma se presente después de quince días a la finalización del trabajo autorizado por la Forma 7-CR, se deberá adjuntar la autorización dada por el Ministerio concediendo la prórroga. Presentado:______________________________ Aprobado:_____________________________ Representante Autorizado Operador Representante Autorizado Ministerio Fecha: ______________________________ Fecha: _____________________________ FIGURA 8.32 FORMA 10A-CR
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DAILY, Martillos de Perforación.
8.
API RP 57, Recommended Practices for Offshore Well Completion: Servicing, Workover and Plug and Abandonment Operations, 1a. Edición, Enero 15/86.
9.
MINISTERIO DE MINAS, Código del Petróleo, Decreto No. 1895 de 1973.
9
ANEXO I. HIDRAULICA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION
9.1
INTRODUCCION
Uno de los tópicos más importantes de la ingeniería de perforación es la hidráulica y el objetivo de este anexo es presentar los conceptos generales de forma clara y fácil de entender y suministrar las herramientas de cálculo que permitan diseñar un programa de hidráulica. Definición. La reología es el estudio de la deformación y flujo de los fluidos. El objetivo principal es establecer la relación que existe entre el gradiente de velocidad y el esfuerzo de corte. La reología de fluidos de perforación es básica para determinar: 1.
Cálculo de las pérdidas de fricción en el sistema de circulación.
2.
Cálculo de las presiones cuando se baja o saca tubería (presiones de surgencia y succión).
3.
Determinar la densidad equivalente de circulación del fluido de perforación.
4.
Estimar la eficiencia de limpieza del hueco en cuanto a transporte y suspensión de cortes.
5.
Determinar la velocidad en las boquillas y las pérdidas por fricción en la broca.
6.
Estimar la magnitud de la erosión del hueco.
9.2
CONCEPTOS BASICOS
9.2.1
RATA DE CORTE (SHEAR RATE)
Es la relación a la cual una partícula de fluido se desliza con respecto a otra, dividido entre la distancia que los separa. Este es el gradiente de velocidad del fluido. Como ejemplo consideremos dos grandes plaquetas de longitud indeterminada separadas la una de la otra 1 cm. El espacio entre las plaquetas se llena con un fluido. Si la plaqueta del fondo, está fija mientras que la plaqueta superior se desplaza paralelamente a ésta a una velocidad de 1 cm/seg, las velocidades del fluido se distribuirán como se muestra en la Figura A1.1.
El fluido más cercano a la placa inferior permanece casi inmóvil mientras que el Error! Bookmark not defined. 0 fluido más cercano FIGURA A1.1 PLACAS PARALELAS LLENAS DE FLUIDO MOSTRANDO LA R POR DESLIZAMIENTO DE UNA PLACA CON RESPECTO A LA OTRA a la plaqueta CORTE superior se mueve a casi 1 cm/seg. En un punto equidistante a las dos placas, el fluido se moverá a un promedio de 0.5 cm/seg. El gradiente de velocidad es la rata de cambio de velocidad (∆V) con respecto a la distancia de la pared (h). La situación cm presentada en el 1 ∆V 1 seg ejemplo anterior no es = = h cm seg 0 usual, ya que allí la Error! Bookmark not defined. rata de corte es constante a través del fluido. Normalmente esto no es lo que en realidad ocurre. En el régimen laminar en una tubería, la rata de corte es bastante alta cerca a las paredes del tubo. Al definir la rata de corte (γ) como gradiente de velocidad, se obtiene la siguiente ecuación: Donde: Error! Bookm V: Velocidad ark R: Distancia not define d. La rata de corte obtenida de los viscosímetros cilíndricos concéntricos, y usada en los trabajos realizados en fluidos de perforación, es análoga a la rata de corte en el tubo o EC. en la pared anular (γw). La velocidad de corte en un tubo puede ser expresado como una A1.1 ∂V función (f) de la velocidad promedio (V) y el diámetro del tubo (D). γ = Donde: ∂R Error! 0 Bookmark Error! not defined. Q: Rata de flujo volumétrico Bookmark EC. A: Area not defined. A1.2 EC. 8 V En un anular de diámetro exterior (D2) y diámetro interno (D1), la rata de corte A1.3 ) γ w= f ( Q 4DQ en las paredes se considera como: V= = 0 A π D2 0
Error! Bookmark not defined. EC. A1.4 Error! 0Bookmark not defined. EC. A1.5 4Q V= π ( D 22 - D12 0
Donde:
9.2.2
ESFUERZO DE CORTE (SHEAR STRESS)
Se relaciona con la fuerza requerida para mantener el flujo de un fluido. Esto es una fuerza por unidad de área y puede también ser considerado como un ) momento de flujo a través de una área dada. Suponiendo en las placas paralelas, que una fuerza de 1 dina fue aplicada a cada centímetro cuadrado de la placa superior para mantenerla en movimiento, entonces el esfuerzo de corte será de 1 dina por cm2. La misma fuerza pero en sentido contrario, será necesaria para mantener la placa inferior, quieta. También un esfuerzo de 1 dina por cm2 deberá encontrarse a cualquier nivel en el fluido. El esfuerzo de corte es constante mientras la geometría del sistema de flujo sea constante. El esfuerzo de corte puede expresarse matemáticamente como: Donde: Erro r! Fuerza Book F: mark A: Area de superficie sujeta al esfuerzo not defin En un tubo de diámetro D, la fuerza que empuja una columna de líquido a través de un ed. tubo puede expresarse como una presión (P) así: EC. π 2 F = D P A1.6 4 0 Error! Bookmark not defined. 0 El área del fluido en contacto con el tubo de longitud (L) está dada por: Entonces el esfuerzo de corte en las paredes del tubo puede expresarse como: Error! En el anular el esfuerzo de corte puede ser expresado como: Bookmar Error! k not not La rata y los esfuerzos de corte son dos magnitudes básicas involucradas en el Bookmark Error! flujo de un fluido. La rata de corte está relacionada con la velocidad del fluido defined. defined. Bookmark not y el esfuerzo de corte con las fuerzas que son transmitidas al fluido. EC. defined.E C. A1.7 A1.8 EC. A1.9 A = π(FD L- D ) 2 D1 P = D= P 0ττ ap = A 4 L4 L 9.2.3 REGÍMENES DE FLUJO 00 Cuando un fluido de perforación se mueve dentro de un pozo, el comportamiento de este flujo varía. Este comportamiento se denominará régimen de flujo. Los regímenes más comunes son laminar, turbulento y transicional. Infortunadamente se hace imposible definir claramente cada tipo de régimen en el pozo. Como ejemplo el flujo de lodo puede ser predominantemente laminar, aunque el flujo en las paredes de la tubería durante le rotación sea turbulento.
9.2.3.1
Flujo Laminar
El movimiento en este tipo de flujo es paralelo a las paredes del canal de flujo. Las partículas de fluido se mueven en línea recta o en suaves ondulaciones. El flujo tiende a ser laminar cuando este es lento o cuando el mismo fluido es viscoso. Ejemplo de flujo de fluidos en régimen laminar son el flujo de fluido muy viscosos tales como la miel o el aceite de motor. En régimen laminar, la fuerza requerida para mover un fluido es mayor cuanto más viscoso es éste. En el anular es el régimen de flujo más común. El régimen de flujo laminar favorece la perforación ya que genera menores pérdidas por fricción y menor erosión en el hueco. Este régimen puede ser descrito como niveles o láminas individuales que se mueven a través de una tubería o un anular. Las láminas centrales usualmente tienden a moverse más rápidamente que las láminas más cercanas a la pared del tubo. El perfil de flujo absorbe entonces las diferentes velocidades de las láminas en el medio. Estas variaciones son controladas por la capacidad de resistencia al corte de el lodo. Un alto punto de cedencia en el fluido, tiende a hacer que las láminas se muevan más uniformemente. La remoción de cortes siempre se ha considerado inadecuada con un régimen laminar. Los cortes tienden a salirse de los niveles de alta velocidad y a depositarse en otras áreas más quietas. Estas áreas tienen bajas velocidades de flujo y allí es donde se presenta una mala remoción de cortes. Una posible solución a lo anterior es aumentar el punto de cedencia del fluido para mejorar la capacidad de arrastre del fluido.
9.2.3.2
Flujo Turbulento
En este régimen el fluido continuamente hace movimientos de remolinos a lo largo del canal de flujo. En una dirección en particular el fluido tiene un movimiento promedio, pero las partículas individualmente se mueven en círculo a lo largo del canal de flujo. Estas fluctuaciones de velocidad en el flujo no son causadas por las rugosidades de las paredes del canal ni por los cambios de dirección del fluido. Sin embargo, estos factores pueden aumentar la turbulencia. El régimen tiende a ser turbulento cuando el fluido alcanza altas velocidades, o cuando el mismo tiene una baja viscosidad. Ejemplo de fluidos en régimen turbulento es el humo en una chimenea. En régimen turbulento, la fuerza requerida para mover el fluido se incrementa linealmente con la densidad y con el cuadrado de la velocidad. La turbulencia generalmente se presenta dentro de la tubería y a veces a la altura de los collares en el anular. La velocidad del fluido en las paredes es mucho mayor que cuando hay régimen laminar.
9.2.3.3
Flujo de Transición
Este tipo de régimen es bastante difícil de estimar. A bajas velocidades, el flujo será laminar. Si la velocidad de un fluido en régimen laminar se incrementa, el flujo en algún punto de repente se convertirá en turbulento.
Si la velocidad se reduce, de nuevo el flujo volverá a ser laminar. Entonces, para cualquier sistema en particular habrá una clara velocidad de transición donde el flujo cambie entre laminar y turbulento. La transición entre el régimen laminar y turbulento está controlada por las fuerzas de viscosidad y fuerzas inerciales. En el flujo laminar las fuerzas de viscosidad son las que predominan, mientras que en el flujo turbulento las fuerzas inerciales son más importantes. La transición entre el régimen laminar y turbulento ocurre porque las fuerzas inerciales varían con el cuadrado de la rata de flujo, mientras la fuerza de viscosidad varía solo con la rata de flujo. La relación de fuerzas inerciales o fuerzas de viscosidad es bien conocida como el Número de Reynolds. Este es un número adimensional cuya fórmula es: Donde: Error! Bookmark not D: Dimensiones del canal de flujo defined. V: Velocidad promedio del fluido EC. A1.10 ρ: Densidad del fluido D x ρ x V µ: Viscosidad del fluido N Re =
µ
0 9.3
PREPARACION DE LAS CURVAS DE FLUJO
Los datos de reología se pueden graficar sobre papel lineal, logarítmico o semilogarítmico. Generalmente se prefiere mostrar el esfuerzo de corte (τ) en el eje vertical y la variable independiente, por ejemplo la rata de corte (γ) o la temperatura en el eje horizontal. Los valores usados en el eje vertical puede expresarse en dinas/cm2, lb/100 pie2, lectura del dial o viscosidad efectiva. La rata de corte (1/seg) o RPM puede expresarse como γ. La gráfica en la que se representa el esfuerzo de corte contra la rata de corte se denomina reograma y se construye a partir de las lecturas reológicas tomadas con el viscosímetro (Ver Figura A1.2).
Error! Bookmark not defined.
0
Error! Bookmark not defined.Curva
1
2
3
Modelo Reológico
Plástico de Bingham
Ley de la Potencia Modificada
Ley de La Potencia
FIGURA A1.2 REOGRAMA. COMPORTAMIENTO REOLOGICO DE UN FLUIDO DE PERFORACION Las curvas de flujo son útiles para clasificar los fluidos y seleccionar el tratamiento matemático para los datos. La Figura A1.3 muestra la gráfica lineal para varios modelos de flujo y la Figura A1.4 ilustra la gráfica logarítmica de varios modelos de flujo de rata de corte contra la viscosidad efectiva.
9.4
MODELOS MATEMAT ICOS DE FLUJO
Estos modelos proveen un medio para convertir la relación entre la rata y el esfuerzo de Error! Bookmark not defined. 0 corte en datos de Error! Bookmark not defined. 0 FIGURA A1.4 GRAFICA LOGARITMICA DE VISCOSIDAD EFECTIVA cálculo. Como se FIGURA A1.3 GRAFICA LINEAL ESFUERZO DE CORTE Vs. RATA DE CORT Vs.DE RATA DE CORTE vio anteriormente, para flujo laminar el esfuerzo de corte en la pared es función de la caída de presión por fricción y de la geometría del conducto, y no depende de la naturaleza del fluido. Contrariamente, la rata de corte en las paredes depende de las propiedades del fluido y de la geometría del conducto, de modo que los diferentes modelos generan diferentes expresiones para la rata de corte en la pared. Estos cálculos se simplifican introduciendo una nueva variable, la viscosidad efectiva (µe) la cual se define como:
Donde: Error ! Esfuerzo de corte Book τ: mark γ: Velocidad de corte not define La viscosidad efectiva se usa en la mayoría de los siguientes cálculos. d. EC. A1.11 9.4.1
µe = 0
MODELO NEWTONIANO
τ γ Este tipo de flujo sigue una simple ecuación lineal, para régimen laminar. Cuando la
velocidad de corte se grafica contra el esfuerzo de corte en coordenadas lineales, resulta una línea recta que pasa a través de origen. La viscosidad para este método será la pendiente de la recta. Para el modelo newtoniano la viscosidad efectiva simplemente se reduce a la relación dada en la ecuación: Error! Bookmar 9.4.2 MODELO NO-NEWTONIANO k not defined. E 9.4.2.1 Modelo Plástico de Bingham C. A1.12 τ Algunos materiales se comportan como un fluido, mientras exista una alta velocidad µe = = µ γ de corte, pero bajo un cierto nivel de rata de corte no fluyen. Este nivel mínimo se 0 denomina punto de cedencia, PC (yield point). A ratas por encima del punto de cedencia, el esfuerzo de corte puede ser Error! proporcional a la velocidad de corte y el fluido tiene entonces un comportamiento Bookmar k not como el newtoniano. Muy pocos fluidos actualmente se consideran ajustados a este defined. modelo, pero el significado empírico de las constantes son de mucha importancia en la industria del petróleo, ya que el punto de cedencia (PC) y la viscosidad plástica τ - τ y = η γ (VP) son probablemente dos de las más conocidas propiedades de los fluidos de 0 perforación. Ellas pueden calcularse a partir de lecturas del viscosímetro de Fann a 600 y 300 RPM, como sigue:
η = VP = θ 600 - θ 300 τy = PC = θ 300 - VP Una expresión explícita para la velocidad de corte en las paredes de una tubería como función de la velocidad no puede ser derivada del modelo de Bingham, pero en un tubo de diámetro interno (D), la viscosidad efectiva puede ser aproximadamente: Donde: Error! Bookmark not defined. EC. V: Velocidad promedio del fluido (pies/seg) A1.13 D: Diámetro interno del tubo (pulg) 5.32 PC D + VP µ ep = V 0
En el anular se expresa así: Donde: Error! Bookmark not defined. EC. A1.14 D2: Diámetro del anular, pulg 3.55 PC ( D 2 - D 1 ) + VPD1: Diámetro externo de la tubería, pulg µ ea = V 0 9.4.2.2
Modelo de Ley de Potencia
La expresión para el modelo de ley de potencia es: Un gráfico de la velocidad de corte vs. el esfuerzo de corte en coordenadas lineales Error! Bookm resultará en una curva. En un gráfico log-log, al graficar τ Vs. γ resultará una línea ark not recta donde n representa el valor de la pendiente y K el intercepto cuando γ = 1. En un defined. gráfico de viscosidad efectiva µe Vs. rata de corte se pueden reconocer también los diferentes modelos para representar el comportamiento de los fluidos. EC. A1.15 τ = K γ n 9.4.2.3 Modelo de Ley de Potencia Modificado 0 Este modelo es similar al expuesto anteriormente, la diferencia radica esencialmente en que emplea el gel inicial, definido como el esfuerzo de corte evaluado a la velocidad de corte cero y para propósitos de campo se utiliza el valor a 3 rpm del viscosímetro. Este modelo es también conocido como modelo de HerschelBuckley y la ecuación de ajuste es la siguiente. Usando las lecturas a 600 rpm y 300 rpm: Error! Bookmark Error! Bookmark not not defined. Error! Bookmark defined. (θ - θ ) not n = 3.32EC. log [ 600 300 ] 9.5 CALCULO DE LA HIDRAULICA POR EL MODELO defined. DE LEY DE POTENCIA ( θ 300 - θ 3 ) A1.165.11 ( ) θ 600 θ 3 0K = τ =τ o + K γ n n 1022 00 En esta sección se describen los parámetros hidráulicos y las correspondientes ecuaciones API usadas en la hidráulica de perforación de pozos. El modelo matemático tradicional para fluidos de perforación es el modelo plástico de Bingham. Sin embargo, se está incrementando el uso del modelo matemático de ley de potencia ya que se acerca más al comportamiento de los fluidos de perforación.
9.5.1
VELOCIDAD DEL FLUIDO
Si la rata volumétrica de flujo a través de un sistema permanece constante, entonces la velocidad del fluido cambia dependiendo del área transversal para cada sección del pozo. La mayor velocidad ocurre cuando el
diámetro de la sección es la más pequeña. La velocidad del fluido es la primera y más importante etapa en el cálculo de la hidráulica para la perforación de un pozo. La velocidad del fluido dentro de la sarta de perforación es: Donde: Error! Bookmark not defined. Vp: Velocidad del fluido en la tubería, pie/seg EC. Q: Rata volumétrica de flujo, gal/min A1.19 D: Diámetro interno de la tubería, pulg 0.408 Q V p= 2 D La velocidad del fluido en el anular es: 0 Va: Velocidad del fluido en el anular, pie/seg Error! Q: Rata volumétrica de flujo, gal/min Bookmark not defined. D1: Diámetro externo de la tubería, pulg EC. D2: Diámetro del hueco, pulg A1.20 V
a
=
0.408 9.5.2 2 D2 - D
CONSTANTES N Y K DE LA LEY DE POTENCIA
0 El factor K describe la dispersión del fluido y es algunas veces análogo con la viscosidad efectiva. El índice de comportamiento de flujo, "n", indica el grado de comportamiento nonewtoniano. Los parámetros reológicos n y K pueden calcularse de cualquier pareja de datos de velocidad de corte esfuerzo de corte. Los mejores resultados se obtienen cuando se usan datos de velocidad de corte en un rango de 10 a 200 1/seg ó un rango entre 200 y 1000 1/seg. Puesto que las lecturas son típicamente obtenidas de un reómetro a 600, 300 y 3 rpm (el gel inicial es aproximadamente igual a la lectura a 3 rpm), se obtienen dos valores de n y K uno para el flujo en la tubería de perforación y otro para el flujo en el anular. Esto se hace para mejorar la precisión de los cálculos de hidráulica en la tubería de perforación y el anular, puesto que el modelo de potencia no describe exactamente el comportamiento de los fluidos de perforación. Generalmente se usan las lecturas de 300 y 3 rpm o la velocidad de corte del gel inicial, para la región de velocidades de corte bajas y las lecturas de 300 y 600 rpm para regiones de alta velocidad de corte. Las fórmulas generales son:
Error! Para obtener las constantes de la ley de potencia correspondientes al flujo de Bookmark Error! fluidos dentro de la tubería, se usan las lecturas a 600 y 300 rpm: not Book defined. mark Error! Para obtener las constantes de la ley de potencia correspondientes al flujo de not Bookmark Log( τ 2 ) not Error! define fluidos en el anular, se usan las lecturas a 300 y 3 rpm (o la lectura de gel τ1 defined. n= Bookmark d. γ 2 θ 600 inicial): not =Log ( Log ) n p τ3.32 K = 2n γ 1 θ 300 defined. Error! γ 5.11 2 00 Donde: θ 600 = Bookmark not K p Error! 0 np defined.1022 Bookmark 0 Indice de comportamiento de flujo, adimensional θ 300 n: not n a = 0.5 Log defined. θ 3 K: Indice de consistencia, poise 0 = 5.11 θ 300 ka 511n a 0 9.5.3 VISCOSIDAD EFECTIVA Es la viscosidad de un fluido newtoniano que exhibe el mismo esfuerzo de corte a la misma rata de corte. Se debe conocer este valor a una rata de corte dada con el fin de calcular otros parámetros hidráulicos. La ecuación general de la ley de potencia para viscosidad efectiva es: La µep en la tubería (cp) es: Error! Bookmark Error! Bookmark not not defined. EC. A1.24 9.5.4 EFECTO DE LA PRESIÓN Y LA TEMPERATURA defined. SOBRE LA VISCOSIDAD EC. 96 V p n p - 1 µ ep = 100 K p ( ) A1.23 D n -1 0µ e = 100 γ 9.5.4.1 Efecto de la Temperatura 0 Con el incremento de la temperatura, la viscosidad decrece. Esta aproximación se mantiene sólo hasta que se alcanza la descomposición térmica o el punto de transición de cualquier componente del lodo. Por encima de esta temperatura las propiedades de flujo del lodo no se rigen por ningún modelo matemático. El efecto de la temperatura se describe matemáticamente, así: Donde: Error! Bookmark not defined. EC. A1.25 Viscosidad efectiva a la temperatura 2 T 2 - T µe(T2): β( µ e ( T 2 ) = µ e ( T 1 ) exp T 1 T 2µ (T ): Viscosidad efectiva a la temperatura 1 e 1 0 T1: Temperatura absoluta 1 T2: Temperatura absoluta 2 ß: Constante de temperatura La constante de temperatura ß, debe determinarse a cada velocidad de corte para cada lodo en particular. Como regla general, el efecto de la temperatura es más alto para lodos base aceite que contienen asfalto,
moderado para lodos base aceite que usan sólidos inorgánicos como viscosificantes y bajo para lodos base agua.
9.5.4.2
Efecto de la Presión
Cuando la presión se incrementa, la viscosidad efectiva tiende a aumentarse. El efecto de presión se describe matemáticamente como: Donde: Error! Bookmark not defined. EC. A1.26 Viscosidad efectiva de la presión 2 µ e ( P 2 ) = µ e ( P 1 )exp α ( P 2 - Pµe(P2): µe(P1): Viscosidad efectiva de la presión 1 0 α: Constante de presión P1: Presión 1 P2: Presión 2 La constante de presión α debe determinarse para cada tipo de fluido. Para fluidos de perforación base agua el efecto de presión sobre el esfuerzo de corte es extremadamente pequeño y puede despreciarse. Sin embargo, para fluidos base aceite la presión tiene un efecto apreciable sobre la viscosidad. Como regla general, el efecto de la presión es mayor en lodos base aceite asfálticos que para los base aceite con sólidos inorgánicos como viscosificadores.
9.5.4.3
Aplicación
El uso de medidores de viscosidad a condiciones de superficie para cálculos de hidráulica puede generar muchos errores. Para mayor exactitud en las medidas, la viscosidad del fluido de perforación debe determinarse a las temperaturas y presiones a las que están sometidos en el pozo. Para hacer esto, se debe contar con un viscosímetro alta temperatura y alta presión (HPHT) para obtener resultados confiables y obtener mejores resultados del análisis. Sin embargo, a los datos leídos a condiciones de superficie se le puede hacer correcciones. Estos factores de corrección son valores promedio obtenidos de medidas de varios lodos sometidos a altas temperaturas y presiones. Aunque el uso de esos factores de corrección no da mucha exactitud de la viscosidad a condiciones reales, es en todo caso una buena aproximación. Las Figuras A1.5, A1.6 y A1.7, muestran los factores de corrección a usarse para tres tipos de lodos de perforación. Para obtener el factor de corrección: 1.
Seleccione la gráfica que corresponde al tipo de lodo que se está usando en la operación.
2.
A la temperatura de interés trace una recta hasta interceptar la curva que se acerca más al valor de presión de interés (para lodos base aceite).
Error! Bookmark Bookmark not not defined. defined. 0 Error! 0 FIGURA A1.5 FACTOR DE CORRECCION PARA LA VISCOSIDAD EN LODO AGUA
Error! Bookmark not defined.Cur va
1
2
3
4
5
6
Presión (lpcg)
20000
16000
12000
8000
4000
0
FIGURA A1.6 FACTOR DE CORRECCION DE VISCOSIDAD PARA LODOS QUE CONTIENEN ASFALTO
Error! Bookmark not defined.
0
Error! Bookmark not defined.Cur va
1
2
3
4
5
6
PresiónErro r! Bookmark not defined. (lpcg)
20000
16000
12000
8000
4000
0
FIGURA A1.7 FACTOR DE CORRECCION DE VISCOSIDAD PARA LODOS QUE CONTIENEN VISCOSIFICANTES INORGANICOS 3.
Una vez ubicado el punto de intersección (presión, temperatura), trace una línea recta en sentido horizontal (intersectando el eje Y) y lea sobre el eje el valor del factor de corrección por presión y temperatura.
4.
9.5.5
Multiplique el valor de la viscosidad efectiva, por el factor de corrección.
NÚMERO DE REYNOLDS Y RÉGIMEN DE FLUJO
Después de calcular la viscosidad efectiva, µe, como una función de la velocidad del fluido y las constantes de la ley de potencia, se calcula el número de Reynolds para determinar el régimen de flujo del fluido (ej: laminar, transición o turbulento). La ecuación de número de Reynolds para el interior de la tubería (Rep), es: EC. A1.27 928 V p D p ρ Donde: Re p = 3 np +1 np ) Vp: µ ep ( Velocidad del fluido dentro de la tubería, pies/seg 4 np Dp: Diámetro interno de la tubería, pulg ρ: Densidad del lodo, lb/gal µep: Viscosidad efectiva dentro de la tubería, cp np: Constante de ley de potencia para la tubería. Para obtener el valor del número de Reynolds en el anular (Rea): EC. A1.28 928 V a ( D 2 - D1 ) ρ Donde: Re a = 2 n + 1 na µ ea ( a ) Va: Velocidad del fluido en el anular, pies/seg 3 na D1: Diámetro externo de la tubería, pulg D2: Diámetro del hueco, pulg ρ: Densidad del lodo, lb/gal µea: Viscosidad efectiva en el anular, cp na: Constante de ley de potencia para la tubería.
9.5.6
RÉGIMEN DE FLUJO Y NÚMERO DE REYNOLDS CRÍTICO
En los experimentos de Reynolds, para flujo de agua a través de un tubo circular, se encontró que el flujo turbulento comenzaba cuando el número de Reynolds era igual a 2000 y era completamente turbulento cuando el número alcanzaba valores de 4000. Definió entonces el régimen transicional entre 2000 y 4000. Puesto que los fluidos de perforación no se comportan como el agua, el número de Reynolds para el cual el flujo pasa de laminar a turbulento, no es el mismo que para el agua. Las siguientes ecuaciones han sido desarrolladas para determinar el número de Reynolds crítico para el cambio de los diferentes regímenes. Para flujo laminar se tiene que:
EC. A1.29 Re c p 3470 - 1370 n Flujo transicional: EC. A1.30 3470 - 1370 n _ Re c _ 4270 - 1370 n Flujo turbulento: EC. A1.31 Re c f 4270 - 1370 n 9.5.7
CAUDAL CRÍTICO DE FLUJO
En las operaciones de perforación se prefiere tener régimen laminar en el anular. Para lograrlo el número de Reynolds en el anular no debe ser mayor de (3470 - 1370 na). Es más fácil calcular la rata crítica de flujo para el número de Reynolds crítico en dos etapas. Primero, despejando la velocidad de la ecuación de Rea y sustituyendo µea para el anular, encontramos que la velocidad crítica anular (Vca), en pies/seg, será entonces: EC. A1.32 El cálculo del caudal crítico anular en gal/min, será 2 na + 1 na ] 1 entonces: 3 na = [ 2 ] na V ca 144 1 - n a 928 ρ ( D 2 - D 1 ) [ ] EC. A1.33 D 2 - D1 Q c = 2.45 x V c ( D 22 - D 12 ) ( 3471 - 1370 n a ) 100 K a [
9.5.8
FACTOR DE FRICCIÓN DE FANNING (F)
Este factor expresa la resistencia del fluido a fluir en la pared de la tubería y es función del número de Reynolds y de las condiciones de la superficie de la pared.
9.5.8.1
Determinación Gráfica del Factor de Fanning
El factor de fricción puede determinarse con la Figura A1.8 para el anular y tubería.
9.5.8.2
Cálculo del Factor de Fanning Dentro de la Tubería
Para flujo laminar dentro de la tubería: EC. A1.34 16 f p= Re p
Error! Bookmark not defined.
0
FIGURA A1.8 FACTOR DE FRICCION DE FANNING Vs. NUMERO DE REYNOLDS
Para flujo transicional en la tubería:
f p= [
EC. A1.36
Re p - (3470 - 1370 n p ) 800
]x[
EC. A1.35 a
(4270 - 1370 n p )
b
16 3470 - 1370 n p
Para las fórmulas anteriores tenemos que:
a fp = b p EC.ReA1.38 Log n p + 3.93 9.5.8.3 a= 50
Cálculo del Factor de Fanning en el Anular
Para flujo laminar en el anular:
]+
flujo 16 Para turbulento en 3470 - 137 tubería:
EC. A1.39 Para el flujo transicional en el anular: 24 f a= Rea EC. A1.40 24 a 24 Para el flujo Re a - (3470 - 1370 n a ) ]x[ ]+ f a=[ turbulento en el b 800 3470 - 13 (4270 - 1370 n a ) 3470 - 1370 n a anular: EC. A1.41 Para las fórmulas anteriores tenemos que: aA1.42 f EC. a= b Rea- Log n a 1.75 b= 9.5.9 CÁLCULO DEL GRADIENTE POR PÉRDIDAS DE FRICCIÓN 7 La pérdida total requerida para circular el fluido de perforación no solo incluye la caída de presión a través de las boquillas de la broca, sino también las pérdidas por fricción a través del sistema de circulación en superficie, dentro de la sarta de perforación y la sección anular. El factor de fricción apropiado es sustituido dentro de la ecuación de Fanning para determinar el gradiente de pérdida de presión para cada sección con diferente diámetro de tubería o anular.
9.5.9.1
Cálculo del Gradiente por Pérdidas de Fricción en la Tubería (Pp/Lm)
EC. A1.43 f p V 2p ρ Donde: Pp = 25,81 D Lm Pp / Lm: Pérdidas de presión en la tubería por profundidad medida, lppc/pie fp: Factor de fricción (depende del régimen de flujo) Vp: Velocidad del fluido en el interior de la tubería, pies/seg. ρ: Densidad del fluido, lb/gal. D: Diámetro interno de la tubería, pulg.
Pp= Error! Bookmark not defined.
9.5.9.2
Pp
* Longitud de la tuberia
Lm
0
Cálculo del Gradiente por Pérdidas de Fricción en el Anular (Pa/Lm)
EC. A1.44 Pa / Lm: Pérdidas de presión en el anular por profundidad medida, lppc/pie f a V a2 ρ Pa = fa: Factor de fricción (depende del régimen de flujo) L m 25,81 ( D 2 - D 1 ) Va: Velocidad del fluido en el anular, pies/seg ρ: Densidad del fluido, lb/gal D2: Diámetro del hueco, pulg
D1:
Diámetro externo del hueco, pulg
Pa = Error! Bookmark not defined.
Pa * Longitud del anular Lm 0
9.5.10 PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN EL EQUIPO DE SUPERFICIE
De acuerdo a la clase de equipo existente en superficie, se busca la pérdida de presión en la Figura A1.9 o se aplica la siguiente fórmula: EC. A1.45 Donde: 2 L1 + 6 d 1 L2 L3 + 6 d 3 L + _ P s = 0,00162 ρ f Q [ + 5+ 5 5 d d1 d2 d3 Ps: Caída de presión en el equipo de superficie, lppc L1: Longitud del stand pipe, pies L2: Longitud de la manguera, pies L3: Longitud del swivel washpipe, pies L4: Longitud del cuadrante, pies d1: Diámetro interno del stand pipe, pulg d2: Diámetro interno de la manguera, pulg d3: Diámetro interno del washpipe, pulg d4: Diámetro interno del cuadrante, pulg 6d1: Longitud agregada por pérdida en las uniones del stand pipe 6d3: Longitud agregada por pérdida en la unión del cuello de ganso f: Factor de fricción con viscosidad de 3 cp Q: Rata de flujo, gpm ρ: Densidad del fluido, lb/gal
9.5.11 DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN
Cuando el fluido de perforación se circula a través del hueco, la presión de circulación debe ser suficiente para superar no solo las pérdidas por fricción a través de la sarta de perforación y la broca, sino también la presión hidrostática del fluido y las pérdidas por fricción en el anular. La presión requerida para sobrepasar las pérdidas por fricción en el anular, más la presión hidrostática del fluido, da la densidad equivalente de circulación (D.E.C.): EC. A1.46 Donde: Σ Pa +ρ D.E.C. = O.O52 P.V.V. 4ΣPa: Sumatoria de las pérdidas de fricción en el anular, lppc P.V.V.: Profundidad vertical verdadera, pies
ρ:
Densidad del fluido, lb/gal
9.5.12 HIDRÁULICA DE LA BROCA
Las brocas convencionales tienen un número determinado de boquillas a través de las cuales el fluido de perforación pasa a una alta velocidad. Esta velocidad que adquiere el fluido da como resultado fuerzas hidráulicas que afectan la rata de penetración, la limpieza del hueco y la broca, y otros parámetros. En cuanto se tenga un valor óptimo de todos los parámetros de perforación se obtendrán mejores resultados, esto no significa que al optimizar un parámetro se tenga que perder o afectar otros, por ejemplo, maximizar la
Error! Bookmark not defined.
0
Error! Bookmark not defined.Curva
Standpipe
Manguera
Swivel Washpipe
Cuadrante
1
40 pie * 3.0 plg
45 pie * 2.0 plg
4 pie * 2.0 plg
40 pie * 2.25 plg
2 3 4
40 pie * 3.5 plg 45 pie * 4.0 plg 45 pie * 4.0 plg
55 pie * 2.5 plg 55 pie * 2.5 plg 55 pie * 3.0 plg
5 pie * 2.5 plg 5 pie * 2.5 plg 6 pie * 3.0 plg
40 pie * 3.25 plg 40 pie * 3.25 plg 40 pie * 4.00 plg
FIGURA A1.9 CAIDA DE PRESION A TRAVES DEL EQUIPO DE SUPERFICIE rata de penetración no necesariamente indica un bajo costo por pie perforado, otros factores tales como la reducción de la vida de la broca o el empaquetamiento con cortes del anular puede elevar los costos.
9.5.12.1 Velocidad en las Boquillas
La velocidad del fluido de perforación está determinada por la rata de circulación y el área total de las boquillas. Aun cuando las boquillas sean de diferente tamaño, la velocidad es la misma a través de cada una. En otras palabras, la velocidad es independiente del diámetro de las boquillas debido a la mecánica de flujo a través de un orificio. Primero calculamos el área de las boquillas, así: EC. A1.47 2 2 2 J + J 2 + J 3 + . . .+ J n Donde: Ab = 1303.8 Ab: Area total de boquillas, pulg2 J: Tamaño de las boquillas, 1/32 pulg (ej: 11, 12, etc) 2 1
La velocidad en las boquillas (pies/seg) será: EC. A1.48 Vb: Q Vb = 3.117 Ab Ab: Q:
Velocidad en las boquillas, pie/seg Area de las boquillas, pulg2 Rata de flujo, gpm
9.5.12.2 Caída de Presión a Través de las Boquillas
Cuando el fluido de perforación pasa a través de las boquillas, se produce una caída de presión por pérdidas de fricción. Esta caída tiene un número de aplicaciones importantes tales como la optimización de la perforación por potencia hidráulica o fuerza de impacto sobre la formación, y mejoramiento de la remoción de los cortes y limpieza de la broca. Las boquillas son diseñadas para maximizar la porción de las caídas de presión en el sistema de circulación que puede usarse para aumentar el trabajo sobre la formación. El análisis de las caídas de presión a través de un orificio, como en una boquilla, es complicado. Sin embargo, el coeficiente ha sido empíricamente deducido por la importancia de la turbulencia y la velocidad a través de las boquillas.
El total de la caída de presión a través de la broca se deriva del balance de energía de la ecuación de Bernoulli e incluye un coeficiente de boquilla de 0.95. La caída de presión en las boquillas se calcula así:
∆ Pb =
ρ: Q: J:
EC. A1.49 156 ρ Q 2
( J 12 + J 22 + . . .+ J n2 )
Donde: 2
∆Pb: Caída de presión total a través de las boquillas, lppc Densidad del fluido, lb/gal Caudal de flujo, gal/min Tamaño de la boquillas, 1/32 pulg (ej: 11, 12, etc.).
9.5.12.3 Potencia Hidráulica y Fuerza de Impacto
La potencia hidráulica es el producto de la presión por la rata de flujo, mientras que la fuerza de impacto es el producto de la densidad del fluido, la rata de flujo y la velocidad. Ambos, potencia e impacto son medidas de la cantidad de trabajo del fluido de perforación disponible en la broca, aunque se derivan de manera diferente. Adicionalmente ambos parámetros son afectados por las pérdidas de presión en todas las partes del sistema de circulación. La potencia hidráulica en la broca está dada por: EC. A1.50 Q ∆ P b Donde: HHP b = 1714 HHPb: Potencia hidráulica, caballos Q: Rata de flujo, gal/min ∆Pb: Caídas de presión a través de la broca, lppc Algunos operadores prefieren analizar la relación de la potencia hidráulica respecto al área del hueco, así: EC. A1.51 HHP b 1.2732 HHP b Donde: = 2 2 Pulg Dh Caballos por pulgada cuadrada HHPb/pulg2: Dh: Diámetro del hueco o tamaño de la broca La fuerza de impacto está dada por: EC. A1.52 ρ x Q x V b Donde: FI = 1932 FI: Fuerza de impacto, lbf ρ: Densidad del fluido, lb/gal Q: Rata de flujo, gal/min
Vb:
Velocidad en las boquillas, pies/seg
9.5.12.4 Selección de las Boquillas
Cuando se selecciona un programa de hidráulica, algunas veces se desea maximizar la potencia hidráulica o la fuerza de impacto dentro de las restricciones de rata de flujo mínima, máxima y mínima presión en el stand pipe. Una detallada derivación de la maximización de estos parámetros se hace más adelante, sin embargo, se asume comúnmente que la máxima potencia hidráulica ocurre cuando el 65% de la presión en el stand pipe cae en la broca. Correspondientemente, la máxima fuerza de impacto ocurre cuando el 48% de la presión disponible en el stand pipe cae en la broca. Se puede observar que no se puede maximizar simultáneamente por fuerza de impacto y potencia hidráulica. El cálculo para maximizar involucra encontrar el área total requerida de boquillas para desarrollar una pérdida de presión específica en la broca, y entonces simplemente se selecciona el número y tamaño de boquillas que dan el área total requerida. Las boquillas no deben ser todas del mismo tamaño. Algunas veces es necesario correr boquillas de gran tamaño para circular material para controlar pérdidas de circulación. Esto causa una disminución en la fuerza de impacto o potencia hidráulica. Sin embargo, en algunos casos es posible mantener una hidráulica razonable reduciendo el número de las boquillas. Por ejemplo, dos boquillas de 16/32" tienen aproximadamente la misma área de tres boquillas de 13/32". La siguiente fórmula se utiliza para encontrar el área total de boquillas para obtener la máxima potencia hidráulica o fuerza de impacto:
Ab =
EC. A1.53 Q
2.96 [
P: ρ: C:
(1238.5) C P
Donde: 1/2
]
Ab: Area total óptima de las boquillas, pulg2 Q: Rata de flujo, gal/min Presión disponible en el standpipe, lppc Densidad del fluido, lb/gal Constante: 0.65 para Máxima Potencia Hidráulica 0.48 para Máxima Fuerza de Impacto 0.59 para compromiso de Fuerza de Impacto y Potencia Hidráulica
ρ
Una vez se obtiene el área total, se usa el siguiente algoritmo para recalcular el tamaño de las boquillas: EC. A1.54 1303,797 1/2 J 1= [ Ab ] N
J 2= [
Error! Bookmark not defined. J 3= [ J 4=[
1303,797 N -2
J N -1= [
1303,797 4 1303,797 3 1303,797 2
1303,797 1
2
J 1+J 2 ) ] 1/2 1303,797 0 2
2
J + J 2 + J 3 1/2 )] ( Ab - 1 1303,797 0
N -3
J N -2= [
2
( Ab -
2
1303,797
J N -3= [
J N=[
2 1303,797 J1 ) ] 1/2 ( Ab 1303,797 N -1 0
2
2
2
2
2
2
( Ab -
J 1 + .... J N - 4 ) ] 1/2 1303,797 0
( Ab -
J 1 + .... J N - 3 ) ] 1/2 1303,797 0
J 1 + .... J N - 2 ) ] 1/2 ( Ab 1303,797 0 2
( Ab -
2
J 1 + .... J N - 1 ) ] 1/2 1303,797 0
Donde: N: Número de boquillas deseadas J1, J2, etc.: Tamaño de las boquillas en 1/32", las cuales deben redondearse al número entero más cercano.
9.5.13 PRESIONES DE SURGENCIA Y SUCCIÓN
Cuando viajamos la tubería dentro o fuera del hueco se presenta el movimiento de la sarta de perforación en una columna de lodo sin circulación. La mayoría de los reventones ocurren cuando se saca tubería del hueco y las pérdidas de circulación cuando se baja tubería en el hueco. El factor común es el movimiento de la tubería y su efecto sobre la presión hidrostática, especialmente en el zapato del último revestimiento y a la profundidad total medida. Las presiones de surgencia y succión son efectos causados por los efectos combinados de arrastre viscoso del fluido de perforación sobre la sarta y la velocidad anular debido al desplazamiento del lodo por la sarta de perforación. Las presiones de surgencia y succión se calculan por un método similar al usado para calcular las pérdidas de presión anulares. El mayor problema es determinar la rata de flujo del fluido en el anular cuando la tubería está abierta en un extremo, puesto que la distribución de flujo en la tubería y el anular no puede determinarse con un método simple. Para simplificar los cálculos, se asume que la tubería está cerrada o que toda la rata de flujo es en el anular, entonces el análisis permitirá presiones de surgencia o succión iguales o que probablemente excedan las verdaderas presiones. Se asume tubería cerrada aún cuando la broca tenga boquillas o el revestimiento tenga equipo de flotación. Otros métodos de cálculo, como asumir que la tubería está abierta y con igual nivel de fluido en la tubería y el anular, es raramente justificado y las presiones calculadas usualmente son muy bajas. Otro procedimiento
alternativo considera la tubería y el anular como un tubo en "U" - con diferentes niveles de fluido en la tubería y en el anular - donde la suma de las pérdidas de presión en la tubería y la broca son iguales a las pérdidas de presión en el anular. Este procedimiento requiere una solución por prueba y error debido a la incertidumbre del nivel del fluido en la tubería Por lo anterior, el procedimiento escogido para cálculo asume que la tubería está cerrada para los cálculos de surgencia y succión, porque es el método más conservador y provee un buen margen de seguridad. Al final de los cálculos de surgencia y succión, los valores calculados serán comparados contra el valor requerido para romper el gel del lodo. Si las presiones calculadas son menores que la suma de las presiones para romper el gel, debe usarse en los cálculos de densidad de lodo equivalente la presión para romper el gel.
9.5.13.1 Velocidad de Lodo Equivalente
Cuando movemos la sarta de tubería a través de una columna de lodo estacionaria, debe calcularse una velocidad de lodo equivalente debido a la velocidad de movimiento de la tubería. Puesto que la combinación del movimiento de la tubería y el arrastre viscoso tiene un efecto sobre la presión de surgencia y succión, se introduce la constante de Burkhardt con el fin de tener en cuenta el efecto de arrastre viscoso. Es una práctica común asumir la constante de Burkhardt igual a 0.45 y cualquier error introducido por esta consideración será un factor de seguridad. Para encontrar la velocidad de lodo equivalente en el anular: EC. A1.55 2 Donde: D1 ] V m = [0.45 + 2 V t 2 D 2 - D1 Vm: Velocidad de lodo equivalente, pie/min D1: Diámetro externo de la tubería, pulg D2: Diámetro del hueco, pulg Vt: Velocidad promedio del movimiento de la tubería, pie/min La velocidad promedio de la tubería puede calcularse, así: 1.
Midiendo el tiempo requerido para bajar o sacar una parada de tubería de cuña a cuña, dividido por 1.5 veces la longitud de la parada.
EC. A1.56 90 Ls Donde: Vt= t Ls: Longitud de la parada, pies t: Tiempo de cuña a cuña, seg
2.
Midiendo el tiempo que requiere la junta de la mitad de una parada de tres juntas para pasar a través de la mesa rotaria, dividida por la longitud de la junta.
EC. A1.57 60 L j Donde: = Vt t Lj: Longitud de la junta, pies t: Tiempo a través de la mesa rotaria, seg
9.5.13.2 Régimen de Flujo
Se debe considerar la posibilidad de flujo turbulento en el anular. La velocidad del lodo equivalente (Vm) debe compararse con la velocidad crítica de flujo para las secciones anulares de interés previamente calculadas (Vca), si las propiedades del lodo y los diámetros de tubería no han cambiado. Si las propiedades han cambiado calcule na, Ka y determine Vc.
9.5.13.3 Presiones de Surgencia y Succión
Calcule los números de Reynolds anulares (Rea), los factores de Fanning apropiados para el flujo anular (fa) y los gradientes de pérdidas de presión en el anular (Pa/Lm) para obtener las pérdidas de presión por surgencia y succión en cada intervalo usando como velocidad del fluido la Velocidad de Lodo Equivalente (Vm).
9.5.13.4 Densidad de Lodo Equivalente (DLE)
Con el fin de ser significativas, las presiones de surgencia y succión y su densidad de lodo equivalente resultante deben compararse con la presión de fractura y la presión de poro. Bajando tubería en el hueco, la densidad de lodo equivalente debido a la surgencia es: EC. A1.58 Sacando tubería del hueco el peso de lodo equivalente por succión es: ∑ Pa DLE = ρ + (0.052) (P.V.V) ∑ Pa DLE = ρ (0.052) (P.V.V) 0 Error! Bookmark not defined. Donde: DLE: Densidad de lodo equivalente, lb/gal ρ: Densidad del fluido, lb/gal ΣPa: Sumatoria de las pérdidas de presión en cada intervalo anular, lppc P.V.V: Profundidad vertical verdadera, pies Si la densidad de lodo equivalente debido a las presiones de surgencia exceden el gradiente de fractura puede ocurrir en algún punto del hueco abierto una pérdida de circulación. De otro lado, si el peso de lodo debido a
succión es menor que la presión de formación en algún punto del hueco, entonces puede ocurrir un cabeceo del pozo.
9.5.13.5 Presión para Romper el Gel del Lodo
Cuando la tubería se baja al hueco, se encuentra con un lodo que ha estado en condiciones estáticas por un período de tiempo y la presión para romper el gel del lodo puede ser significativa, sobre todo si los geles son progresivos. La primera razón para tomar el gel a 30 minutos es determinar la naturaleza progresiva o fragilidad de la resistencia al gel. Si las presiones de surgencia y succión son menores que la presión para romper el gel, debe usarse la presión para romper el gel en los cálculos de densidad equivalente de surgencia y succión. La presión para romper el gel es: EC. A1.59 Donde: 4 Lτ g = Pg 1200 ( D 2 - D 1 ) Pg: Presión para romper el gel, lppc L: Longitud de la sección anular, pies τg: Resistencia del gel a 30 minutos, lb/100 pie2 D2: Diámetro del hueco, pulg D1: Diámetro externo de la tubería, pulg La densidad de lodo equivalente se encuentra de la misma manera que en las ecuaciones de DLE.
9.5.14 TRANSPORTE DE CORTES
Una de las funciones primarias de los lodos de perforación es transportar los cortes a superficie. La inadecuada limpieza del hueco puede permitir un gran número de problemas incluyendo rellenos, empaquetamiento del hueco, pega de tubería y excesiva presión hidrostática. La capacidad de los fluidos para levantar los cortes afecta algunos factores y no hay una teoría universalmente aceptada que pueda explicar todos los fenómenos observados. Algunos de estos parámetros son la densidad del fluido, tamaño y excentricidad anular, velocidad anular y régimen de flujo, rotación de la tubería, densidad de los cortes y tamaño y forma de los cortes. La siguiente Figura A1.10 muestra características generales del transporte de cortes en flujo laminar. Si las partículas son de forma irregular, ellas están sujetas a un corte causado por el cizallamiento del lodo. Si la tubería de perforación se rota, el efecto centrífugo causa que las partículas se muevan hacia la pared externa del anular y ayuda a mantener los cortes en movimiento, lo cual disminuye las camas de cortes en huecos horizontales. Sin embargo, la rata de transporte de cortes depende fuertemente del tamaño y la forma, la cual durante las operaciones de perforación es irregular y variable.
Error! Bookmark not defined. FIGURA A1.10 TRANSPORTE DE CORTES
0
La manera práctica para estimar el transporte y la velocidad de deslizamiento de los cortes, es el desarrollo de correlaciones empíricas basadas en datos experimentales. Aún con esta aproximación, hay una amplia disparidad en los resultados obtenidos por los investigadores. El cálculo de la velocidad de deslizamiento de las partículas está basado en el número de Reynolds, el coeficiente de arrastre y el tamaño de la partícula. Se realizan simplificaciones para permitir que la velocidad de deslizamiento sea determinada como sigue:
9.5.14.1 Transporte de Cortes en Condición de Flujo Laminar
Encontrar la rata límite de corte: EC. A1.60 186 Encontrar el esfuerzo de corte desarrollado por la partícula: γ b= ρ DEC. A1.61 c Encontrar la rata de corte desarrollada por la partícula usando las constantes τ p = 7.9 T (20.8 - ρ ) anulares de la ley de potencia para el lodo: EC. A1.62
γ p= [
τp Ka
1/ n a
]
Si γp < τp, la velocidad de deslizamiento está determinada por:
EC. A1.63
γ p Dp ] V s = 1.22 τ p [ ρ Dp: ρ: τp: T: γp: τp: na: Ka: Vs:
1/2
Donde:
γb: Rata límite de corte, seg-1 Diámetro de partícula, pulg Densidad del fluido, lb/gal Esfuerzo de corte de la partícula, lb/100 pie2 Tamaño de partícula, pulg Rata de corte de la partícula, seg-1 Esfuerzo cortante de la partícula, lb/100 pie2 Indice de comportamiento de flujo anular Factor de consistencia anular, poise Velocidad de deslizamiento, pie/min
Si γp > τp, la velocidad de deslizamiento está determinada por la ecuación Vs de la condición de flujo turbulenta.
9.5.14.2 Transporte de Cortes en Condición de Flujo Turbulento
Encontrar el esfuerzo de corte desarrollado por la partícula: EC. A1.64 Donde: τ b = 7.9 T (20.8 - ρ )
ρ: τp: T:
Densidad del fluido, lb/gal Esfuerzo de corte de la partícula, lb/100 pie² Espesor de la partícula, pulg
La velocidad de deslizamiento de la partícula en flujo turbulento es: EC. A1.65 16.62 τ p Donde: = Vs
ρ
τp:
Vs: Velocidad de deslizamiento, pie/min Esfuerzo de corte de la partícula de condición laminar o turbulenta según el caso, lb/100 pie²
9.5.14.3 Velocidad de Transporte de Cortes
El transporte de cortes para cada geometría de hueco se obtiene substrayendo la velocidad de deslizamiento de cortes de la velocidad anular en cada sección del hueco. EC. A1.66 V t = V a - V s Donde:
Vt: Va: Vs:
Velocidad de transporte de cortes, pie/min Velocidad anular, pie/min Velocidad de deslizamiento, pie/min
9.5.14.4 Eficiencia de Transporte de Cortes
Quizás más importante que el transporte de cortes es la eficiencia de transporte de cortes, la cual es la relación de velocidad de transporte de cortes a la velocidad anular: EC. A1.67 V t x 100 Donde: Et = Va Et: Eficiencia de transporte, % Note que si la velocidad de deslizamiento es cero la eficiencia de trasporte es 100%.
9.5.14.5 Concentración de Cortes
Debido a la velocidad de deslizamiento en el anular, la concentración de cortes en el anular depende de la eficiencia de transporte como también de la rata de flujo y la rata de generación de cortes en la broca (rata de penetración y tamaño del hueco). La experiencia ha demostrado que la concentración de cortes que exceda de 4 a 5% en volumen, puede permitir el empaquetamiento del hueco o la pega de tubería. Cuando se perfora en formaciones suaves donde las conexiones de la tubería a la sarta de perforación se realizan tan rápido como es posible, la concentración de cortes fácilmente puede exceder el 5% si la rata de penetración no es controlada. La concentración de cortes se calcula así: Cc =
Error! Bookmark not defined.
(ROP) D h2 x 100 14.71 E t Q 0
Donde: Cc: Concentración de cortes, % vol Dh: Diámetro del hueco, pulg Et: Eficiencia de transporte, % Q: Rata de flujo, gal/min ROP: Rata de penetración, pie/hora
9.5.14.6 Densidad Efectiva del Lodo
Cuando la concentración de cortes exceda el 5% en volumen, el efecto sobre la presión hidrostática y la densidad equivalente de circulación pueden cambiar sustancialmente. El cambio en la presión hidrostática
depende de la densidad de los cortes como también de la concentración de los cortes en esa sección del hueco. La densidad efectiva del lodo debido a la concentración de cortes en esa sección es: EC. A1.69 C c Donde: Cc ] )] + ρ [1 ρ e = (G. E c ) (8.34) [ 100 100 ρe: cortes,lb/gal G.Ec: Gravedad específica de los cortes Cc: Concentración de cortes, % volumen ρ: Densidad del fluido, lb/gal
9.6
Peso efectivo del lodo debido a la concentración de
OPTIMIZACION DE LA HIDRAULICA DE PERFORACION
La determinación del tamaño óptimo de las boquillas en la broca es una de las más frecuentes preocupaciones del personal de perforación. Esta determinación se basa en los cálculos de pérdidas por fricción en todo el sistema de perforación. Una buena selección de las boquillas permitirá alcanzar ratas de penetración óptimas. A su vez una limpieza adecuada del hueco contribuye a mejorar la rata de penetración en ciertas formaciones, si el fluido circulante a través de la broca permite la rápida remoción de los cortes tan pronto como se formen. En formaciones blandas, una alta velocidad del fluido en la broca, contribuye a perforar la formación rápidamente. Antes de hacer una verdadera optimización de hidráulica, se deben obtener ciertas relaciones matemáticas que permitan conocer el efecto de la hidráulica sobre: (1) la rata de penetración; (2) Costos operacionales; (3) Desgaste de la broca; (4) Problemas del hueco como erosión y (5) Capacidad de arrastre del lodo. Los parámetros más comúnmente usados para los diseños y optimización de la hidráulica son: (1) Velocidad en las boquillas; (2) Potencia Hidráulica en la broca y (3) Fuerza de Impacto. Generalmente en el campo se selecciona el tamaño de boquillas buscando tener en el sistema uno de estos 3 parámetros maximizado.
9.6.1
POR MÁXIMA VELOCIDAD EN LAS BOQUILLAS
La velocidad en las boquillas es directamente proporcional a la raíz cuadrada de las caídas de presión a través de la broca. EC. A1.70 Entonces, la velocidad en las boquillas es máxima, cuando la caída de presión disponible en la ν n ∝ ∆Pb broca es máxima. La caída de presión en la broca es máxima cuando la presión en la bomba es
máxima y las pérdidas por fricción en el sistema (sarta de perforación y anular) son mínimas. Las pérdidas de presión por fricción en el sistema son mínimos cuando el caudal (Q) sea un mínimo.
9.6.2
POR MÁXIMA POTENCIA HIDRÁULICA EN LA BROCA
En 1958, Speer opinó que la efectividad de las boquillas en la broca puede mejorarse incrementando la potencia hidráulica en la bomba. El razonó que la rata de penetración se incrementará con la potencia hidráulica en la medida en que los cortes fueran removidos tan pronto como estos sean generados. Una vez alcanzada esta perfecta limpieza, no debería haber un incremento significativo en la rata de penetración con potencia hidráulica. Al poco tiempo de tener estos conceptos, otros investigadores dedujeron que debido a las pérdidas de presión por fricción en la sarta de perforación y en el anular, la potencia hidráulica alcanzada en el fondo del hueco era diferente a la potencia hidráulica alcanzada en la bomba. Ellos concluyeron que el caballaje de la broca era el parámetro más importante antes que el caballaje de la bomba. Se concluyó que el hecho de maximizar la potencia en la bomba no indicaba una maximización de la potencia en la broca. Las condiciones para maximizar la potencia hidráulica fueron derivadas por Kendall and Goins. La presión entregada por la bomba se gasta en: (1) Pérdidas por fricción en el equipo de superficie, ∆Ps; (2) Pérdida por fricción dentro de la tubería, ∆Pdp, y collares, ∆Pdc; (3) Pérdidas de presión por la aceleración del fluido de perforación a través de la boquillas, ∆Pb y; (4) Pérdidas por fricción en el anular, tanto en los collares ∆Pdca y en el drill pipe ∆Pdpa. Matemáticamente se expresa como: EC. A1.71 ∆Pp = ∆Ps + ∆Pdp + ∆Pdc + ∆Pb = ∆Pdca + ∆Pdpa Si las pérdidas de presión hasta y desde la broca son llamadas "pérdidas de presión parásitas", entonces: Error! Bookmark not defined. ∆Pd = ∆Ps + ∆Pdp + ∆Pdc + ∆Pdca + ∆Pdpa 0 _ ∆Pp = ∆Pb + ∆Pd 0
∆Pb = ∆Pp - ∆Pd
Asumiendo que:
EC. A1.73 Donde: ∆Pd = c Q m Q: m: C:
Caudal de flujo en GPM Constante que teóricamente equivale a 1.75 Constante que depende de las propiedades del lodo y de la geometría del hueco.
EC. A1.74 Como la potencia hidráulica en la broca está dada por la ecuación: _∆Pb = ∆Pp - c Q m
EC. A1.75 m + 1 Derivando esta ecuación con respecto a "Q" para determinar la rata de ∆Pb Q ∆Pp - c Q = = HHP b flujo a la cual la potencia en la broca tiene un valor máximo: 1714 1714 EC. A1.76 Resolviendo esta ecuación se tiene que: m HHP b ∆Pp - (m + 1) c Q = =0 dQ 1714EC. A1.77 2 2 ∆PpPuesto que (d HHPb)/dQ es menor que cero, esto m ∆Pp = (m + 1) c Q = (m + 1) ∆Pd ,o, ∆Pd = indica que la potencia hidráulica en la broca es un m +1 máximo cuando las pérdidas de presión parásitas en el sistema ∆Pd sean [1/(m+1)] veces la presión de la bomba; esto equivale a decir que el 36.3% de las caídas de presión deben ser en el sistema y el otro porcentaje debe ser perdido en la broca (63.64 %). Desde el punto de vista práctico no siempre es conveniente mantener la relación de ∆Pd/∆Pp, durante la perforación de las diferentes etapas del pozo. Se recomienda seleccionar el tamaño de liner de las bombas apropiado para perforar el pozo completamente, en lugar de hacer reducciones periódicas al tamaño del liner a medida que se va alcanzando mayor profundidad, para con esto alcanzar el máximo de potencia hidráulica teórica adecuada a cada fase. Entonces así se tendrá que para una potencia hidráulica dada de una bomba, el máximo caudal será: EC. A1.78 1714 HHP P E Donde: q max = p max E: Eficiencia de la bomba pmax: Máxima presión disponible de las bombas dada por el contratista Potencia hidráulica de la bomba HHPP: Dependiendo de la etapa en la que se está perforando el pozo y del método de optimización escogido, este caudal máximo será usado hasta alcanzar la profundidad a la cual ∆Pd/∆Pp alcance su valor óptimo. La rata de flujo irá disminuyendo a medida que se incrementa la profundidad para tratar de mantener la relación ∆Pd/∆Pp en un valor óptimo. Sin embargo, el caudal nunca debe disminuirse por debajo de la rata mínima de flujo para levantar los cortes de perforación.
9.6.3
POR MÁXIMA FUERZA DE IMPACTO EN LA BROCA
Algunos operadores, prefieren seleccionar un tamaño de boquillas que maximicen el efecto de fuerza de impacto en las boquillas en lugar de maximizar por efecto de potencia hidráulica. Los estudios de McLean concluyeron que la velocidad de fluido a través del fondo del hueco era máximo para la máxima fuerza de impacto. Se encontró que la rata de penetración era correlacionable con el número de Reynolds equivalente en la broca así:
EC. A1.79 dD ρ J Donde: ∝ ( V b )a dt µa dD/dt: Rata de penetración ρ: Densidad del fluido Velocidad de las boquillas Vb: J: Diámetro de la boquilla ν2: Viscosidad aparente del fluido a una rata de corte de 10000 seg-1 a: Constante Esto muestra que cuando el tamaño de la boquilla sea seleccionada para que la fuerza de impacto sea máxima, entonces el número de Reynolds para la broca será también máximo. La derivación de las condiciones apropiadas para máxima fuerza de impacto fueron publicadas primero por Kendall and Goins. La ecuación de fuerza de impacto en las boquillas está dada por: EC.A1.80 Descomponiendo las caídas de presión en FI = 0.01823 Cd Q ρ ∆Pb = 0.01823 Cd Q ρ ( ∆Pp - ∆Pd ) el sistema se tiene: EC. A1.81 Derivando la ecuación con respecto al caudal y resolviendo, FI = 0.01832 Cd ( ρ ∆Pp Q 2 - ρ c Q m + 2 ) 0.5 obtenemos la máxima fuerza de impacto: EC. A1.82 Error! Bookmark not defined. ρ Q [ 2 ∆Pp - ( m + 2 ) ∆Pd ] = 0 _ 2 ρ ∆Pp Q - (m + 2) ρ c Q m + 1 = 0
0
Puesto que d2FI/dQ2 es menor de cero, entonces se tendrá que la fuerza de impacto será 2 ∆Pp ∆Pd = máxima cuando las caídas de presión en el sistema son [ 2/(m+2) ] veces la presión de la m+2 bomba; esto equivale a decir que el 53,3% de las pérdidas de presión son por presión parásita y el 46,7% es en la broca.
9.6.4
POR ANÁLISIS GRÁFICO
La selección del tamaño de boquillas de la broca, puede simplificarse con el uso de una técnica de solución gráfica que involucra el uso de papel logarítmico. Para el caso del flujo turbulento, las caídas de presión parásitas en el sistema (∆Pd), pueden representarse como una línea recta sobre el papel logarítmico. Como ∆Pd es proporcional a Q1.75, una gráfica de log ∆Pd vs. Log Q teóricamente tiene una pendiente "m" de 1.75.
La Figura A1.11 resume las condiciones para seleccionar el tamaño adecuado de boquillas usando los diferentes parámetros de hidráulica.
0 Error! Bookmark not defined. FIGURA A1.11 USO DE UNA GRAFICA LOGARITMICA PARA LA SELECCION APROPIADA DE LA PRESION DE OPERACION Y EL TAMAÑO DE LAS BOQUILLAS (METODO DE ANALISIS GRAFICO)
Las condiciones para obtener una apropiada operación de las bombas en superficie y una óptima selección de tamaño de boquillas, se presenta en la intersección de la línea que representa las caídas de presión parásitas en el sistema (∆Pd) con la línea que indica la hidráulica óptima (Ver gráfico). La línea de hidráulica óptima son tres segmentos de líneas conocidas como 1, 2, y 3. El intervalo 1 definido por Q=Qmax, corresponde a la porción poco profunda del pozo donde las bombas se operan a la presión máxima disponible y al máximo caudal posible entregado por un tamaño de camisas en la bomba que cumpla con los rangos de trabajo permitidos para la bomba. El intervalo 2, definido por la constante ∆Pd, corresponde a la porción intermedia del hueco, donde la rata de flujo es reducida gradualmente para mantener la relación ∆Pd/Pmax en el valor apropiado que maximice la hidráulica, ya sea por potencia hidráulica, por fuerza de impacto o jet velocity.
El intervalo 3, definido por Q=Qmin, corresponde a la porción profunda del pozo, en donde la rata de flujo ha sido reducida a un mínimo valor que permite sin embargo levantar eficientemente los cortes de perforación a superficie. Gráficamente, la intersección entre la línea que determina las caídas de presión parásitas en el sistema y la línea de hidráulica óptima aparece en el intervalo 2. Esto corresponde a la corrida de una broca a una profundidad intermedia. Ya que las caídas de presión en el sistema se incrementan con la profundidad, una broca corrida a poca profundidad estaría ubicada en el intervalo 1 y una broca corrida a mayor profundidad se ubicaría en el intervalo 3. Una vez obtenido el punto de intersección, se lee el caudal óptimo (Qopt) de la gráfica. Adicionalmente las caídas de presión en la broca ∆Pb se conocen, ya que este valor corresponde a (pmax - ∆Pd) en la gráfica en punto de intercepción. El área óptima de boquillas (Ab)opt será entonces: EC. A1.84
El más fácil y quizá el método más preciso para determinar las caídas de presión 8.311 x 10 - 5 ρ Q 2 parásitas en el sistema a una profundidad dada es: medir la presión de bomba al Aopt = 2 Cd ( ∆Pb )opt menos a dos ratas durante las operaciones de perforación (a la presión de operación y a la presión reducida de circulación). Puesto que el área total de las boquillas es conocida, se puede calcular la caída de presión en la broca, y las caídas de presión parásitas se pueden determinar por la diferencia entre la presión de la bomba y la caída de presión a través de la broca a cada rata de flujo. Ejemplo: Se trata de determinar las condiciones óptimas de operación de las bombas y el tamaño adecuado de las boquillas, para maximizar la hidráulica por fuerza de impacto para la broca que se correrá a continuación. La broca corrida actualmente tiene tres boquillas de 12/32". El perforador registró para un peso de lodo de 9.6 lpg con un caudal de 485 GPM una presión de 2800 lppc y para un caudal de 247 GPM una presión de 900 lppc. La bomba entrega una potencia de 1250 HP y tiene una eficiencia del 91%. El mínimo caudal de flujo para levantar cortes de perforación es de 225 GPM. La máxima presión en superficie es de 3000 lppc. Para la próxima corrida, el peso del lodo no tendrá ninguna variación. Solución: Aplicando las fórmulas de caída de presión en la broca. ∆ Pb 1 =
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156 x 9.6 x 485 2 ( 12 2 + 12 2 + 12 2 ) 2
= 1890 psi
156 x 9.6 x 247 2 ∆ Pb 2 = = 490 psi ( 12 2 + 12 2 + 12 2 ) 2 0
Las caídas de presión parásitas en el sistema serán entonces: Error! Bookmark not defined.
∆Pd = Pp - ∆Pb 0
0
Error! Bookmark not defined.
∆ Pd 1 = 2800 - 1890 = 910 psi 0 ∆ Pd 2 = 900 - 490 = 410 psi 0
Estos dos puntos se grafican (Figura A1.12) para establecer la tendencia de caídas de presión parásitas en el sistema con respecto al caudal de flujo, dadas unas condiciones de geometría y propiedades del lodo. La pendiente de esta línea se determina gráficamente para obtener el valor "m" de 1.2. 910 ) 410 = 1.18 ≈ 1.2. m= 485 ) log ( 247 0 log (
Error! Bookmark not defined.
La línea que indica una hidráulica optimizada se puede determinar como: Intervalo 1:
Error! Bookmark not defined.
Q max =
1714 x 1250 x 0.91 3000
Q max = Error! Bookmark not defined.
= 650
1714 Hp bomba E p max
gal
min 0
0
Donde: E:
Eficiencia de la bomba
Intervalo 2: ∆Pd = Error! Bookmark not defined.
2 m+2
p max =
2 1.2 + 2
( 3000 ) = 1875 psig
0
Intervalo 3:
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Q min = 225
gal min 0
Como se muestra en la Figura A1.12, la intersección de las caídas de presión parásitas en el sistema, con la línea de hidráulica óptima ocurre en: El intervalo No. 1:
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Q opt = 650
gal ∆Pd = 1300 psi min 0
así: Error! Bookmark not defined.
∆Pb = 3000 - 1300 = 1700 psi 0
El área óptima de boquilla se calcula: Ab = Error! Bookmark not defined.
Ab =
116 ρ q2 ∆ Pbopt
0
(156) ( 9.6 ) ( 650 ) 2 = 0.47 pulg 2 ( 1700 )
0
Error! Bookmark not defined. 0 FIGURA A1.12 APLICACION DE LA TECNICA DE ANALISIS GRAFICO A LA SELECCION DEL TAMAÑO DE LAS BOQUILLAS
9.7
CORRELACION PARA LA LIMPIEZA DEL HUECO
En el campo algunos factores que afectan la predicción de la capacidad de arrastre del lodo no pueden determinarse con exactitud, como: -
El tamaño de los cortes, no puede cambiarse o conocerse.
-
Es impredecible el tamaño y la excentricidad del hueco.
-
No se conocen con exactitud las propiedades de los fluidos de perforación, ni los modelos de flujo en el anular.
Sólo tres variables pueden controlarse en el equipo de perforación para mejorar la limpieza del hueco: -
La densidad del lodo.
-
La viscosidad del fluido.
-
La velocidad anular.
El incremento de cualquiera de las anteriores variables aumenta la limpieza del hueco.
9.7.1
INDICE DE CAPACIDAD DE ARRASTRE
Después de estudiar los "shale shaker" y el efecto de varias características reológicas del fluido de perforación, los investigadores han desarrollado una ECUACION EMPIRICA para predecir la limpieza del hueco, llamada INDICE DE CAPACIDAD DE ARRASTRE, en la cual el producto de las tres variables en unidades de campo petroleras es 400.000 cuando los cortes están llegando apropiadamente a superficie. EC. A1.85 ρ K V Donde: ICA = 400.000 ρ: Densidad del lodo, lpg K: Factor de consistencia, cp V: Velocidad anular, pie/min El valor de 400.000 es un valor aproximado. El valor real está entre 380.000 y 430.000. La viscosidad seleccionada es el valor de K del modelo reológico de potencia, donde: 2 VP + PC 511 θ 300 θ511 600 (VP + PC) = 3.3222 log nKaa==3.3222nlog= Se espera buena limpieza cuando el ICA es igual a 1. VP + PC θ 300 511 n 511
Los cortes son largos y de bordes agudos. Cuando el valor del ICA es 0.5, los cortes son redondeados y generalmente pequeños, esto indica una acción de deslizamiento en el anular puesto que los cortes no son transportados eficientemente. Cuando es menor a 0.3 los cortes pueden ser muy pequeños. Frecuentemente la cantidad de cortes es engañosa, de modo que el mejor indicador es la apariencia de los cortes. El máximo valor del ICA es 1.5 para los más altos valores de velocidad anular en lodos viscosos. En el campo se encuentran valores tan altos como 2. En estos casos la velocidad anular o el valor de K frecuentemente pueden disminuirse sin crear problemas en el hueco. Otra vez, un examen de los cortes provee indicios concernientes a la capacidad para limpiar el hueco.
9.7.2
USO DE LA CORRELACIÓN
Para ilustrar el uso de la correlación, consideramos un lodo de 13.6 lpg, VP = 22, PC = 13 y una velocidad anular revestimiento-tubería de perforación de 62 pie/min. El valor de K es: 2 * 22 + 13 = 0.703 22 + 13 0
n = 3.3222 log Error! Bookmark not defined.
K=
511* (22 + 13)
Error! Bookmark not defined.
ICA =
Error! Bookmark not defined.
0.703
511
= 223 cp
0
13.6 * 223 * 62 = 0.46 400.000 0
Si mantenemos la VP constante, el PC debe incrementarse a 19 -20 lb/100 pies2, para incrementar el ICA a un valor cercano a 1.0. La correlación también puede usarse como una herramienta de diagnóstico. Asuma un pozo perforando hasta 12.500', la velocidad anular en la tubería de perforación es 130 pies/min. La presión de formación es 8.7 lpg equivalentes y unas propiedades de lodo de: 9.0 lpg, VP = 15 cp, PC = 10 lb/100 pies2 y geles de 4/8. En el reporte de la mañana se lee "arrastre en conexiones, hueco estrecho, se necesita peso para mantener la formación". Con este diagnóstico se incrementó el peso del lodo a 12.5 lpg (cambiaron las propiedades del lodo a: densidad = 12.5 lpg, VP = 23, PC = 15, geles = 6/10). No se reportó arrastre o hueco estrecho. Aparentemente la formación se sostiene con el nuevo peso del lodo. Sin embargo, suponga que los cortes en la rumba son bien redondeados en el fluido de 9.0 lpg y después de incrementar la densidad del lodo tienen bordes agudos (infortunadamente la mayoría de las formas de reporte no tienen espacio para la descripción de la forma del recorte). Para probar que esto sea una posible alternativa, el ICA debe probarse para cada peso de lodo. El valor de K para 9.0 y 12,5 lpg es equivalente a 186 123 cp, respectivamente. Para el fluido de 9.0 lpg el ICA calculado es:
ICA =
9.0 * 186 * 130 = 0.54 400.000 0
ICA =
12.5 * 283 * 130 = 1.10 400.000 0
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Para el fluido de 12.5 lpg el ICA calculado es:
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Con un ICA cercano a 0.5 un gran número de cortes no alcanzan la rumba hasta que tengan un tamaño pequeño. El incremento en el peso del lodo, sin embargo, también cambia la viscosidad del fluido en el anular y crea una capacidad de arrastre que limpiaría el hueco. Pero estuvo el hueco cerrado o fueron los cortes los que se asentaron alrededor de los tool joint y crearon una significativa cantidad de arrastre?. Esta pregunta probablemente podría responderse en algunos casos mirando el caliper del hueco.
9.8
28 REGLAS PARA MEJORAR LA LIMPIEZA EN HUECOS DESVIADOS
El objetivo de estas reglas es trazar una apropiada perspectiva de la importancia de los parámetros claves para la limpieza del hueco. Esto se logra a través de las siguientes 28 reglas basadas en pruebas de laboratorio y observaciones de campo. Estas reglas han sido acertadamente aplicadas e igualmente refinadas en el campo. Sin embargo, las soluciones son complejas y los problemas persisten en algunas operaciones de perforación.
9.8.1
POR INCLINACIÓN
Hay identificados cuatro tipos de rango para la limpieza del hueco: 1.
Cerca de la vertical, 0° - 10°.
2.
Bajo, 10° - 30°.
3.
Intermedio, 30° - 60°.
4.
Alto, 60° - 90°.
La tendencia de los cortes a segregarse y acumularse en la parte baja del hueco se incrementa con la inclinación para los ángulos que excedan los 10°.
REGLA 1: El más problemático de los cuatro rangos de limpieza es el rango intermedio (30° - 60°): El comportamiento de los cortes después de la depositación es crítico, ya que la cama de cortes tiende a deslizarse o sufrir avalanchas en dirección opuesta de flujo en el rango intermedio, especialmente en el rango de 35° - 55°. El movimiento es reducido por el arrastre viscoso sobre la superficie de la cama. Sin embargo, con la bomba apagada, los cortes pueden no quedar soportados, causando empaquetamiento alrededor de restricciones como los tool joint. Con un lodo disperso ligeramente tratado en un hueco de 35°, se ha visto que el 75% de las partículas se sedimentan verticalmente en la parte superior y el 25% se deslizan en la parte más baja.
El rango de ángulo intermedio es la zona más problemática en cualquier hueco y en este intervalo la limpieza del hueco puede complicarse por factores adicionales a los mencionados. Controlar la rata de perforación es difícil si es como resultado de los requerimientos de peso sobre la broca para control direccional. Si se usan ensamblajes de control direccional, la rotación de la tubería, también como los viajes cortos y la frecuente limpieza del hueco nuevo, puede ser costosa con respecto al tiempo de equipo. Los requerimientos hidráulicos para los motores de fondo pueden también imponer limitaciones para alcanzar las velocidades anulares requeridas. Como resultado, las propiedades del fluido en este intervalo pueden ser críticas. REGLA 2: Los límites superiores e inferiores para cada rango de ángulo de hueco son afectadas por factores los cuales influencian la estabilidad de la cama, los cortes (forma, tipo y tamaño), fluido de perforación (tipo, reología, tixotropía) y rugosidad del hueco: En fluidos limpios como agua y aceite hay poca cohesión y los cortes se mueven como partículas discretas. El ángulo de deslizamiento es afectado primariamente por la fricción entre partículas y la rugosidad de la pared, sólo cambia esto ligeramente. En fluidos viscosos, la cama desliza como una sola unidad. La fricción entre la capa de fondo y la pared de la tubería es más influyente que la cohesión de las partículas. Los ángulos de deslizamiento son mayores para los fluidos base aceite debido a la reducción de la fricción. REGLA 3: El sentamiento "Boycott" puede acelerar la formación de la cama particularmente en el intervalo de 40° a 50°: Los cortes pueden sentarse más fácilmente en huecos inclinados que en huecos verticales. En el sentamiento atribuido a "Boycott", el incremento de la rata de sentamiento es más evidente si el hueco está inclinado de 40° a 50°, un rango que también favorece el deslizamiento de la cama (ver Figura A1.13).
El descubrimiento de este fenómeno es atribuido al físico "A. E. Boycott" que reportó en 1920 que corpúsculos de sangre se sientan muy fácilmente en tubos inclinados. Un comportamiento similar se observa en los lodos de perforación. En algunos fluidos bajo condiciones estáticas, una capa delgada de fluido clarificado aparece inmediatamente la parte superior del hueco, mientras los cortes se sedimentan verticalmente y forman una cama de cortes en la parte baja del hueco. Coincidiendo con el deslizamiento hacia abajo de la cama, resultado del gradiente de densidad a través de la sección, generado por el desbalance de presión. Esto causa corrientes de convección las cuales empujan el fluido más liviano hacia arriba y la cama hacia abajo, acelerando su sentamiento.
Error! Bookmark not defined. 0 FIGURA A1.13 SENTAMIENTO "BOYCOTT" EN UN CONDUCTO INCLINADO
En algunos casos, la circulación del lodo aumenta el efecto Boycott. Como resultado, la rata de sentamiento de cortes puede ser más alta bajo condiciones dinámicas. Un aumento en la velocidad del lodo, la viscosidad y los geles pueden ayudar a reducir, más no a eliminar el sentamiento "Boycott".
9.8.2
POR GEOMETRÍA DEL HUECO
Las variaciones en la geometría del hueco afectan la velocidad anular y la rata de corte, y también se pueden crear cavernas donde los cortes deslizados pueden acumularse. Estas variaciones son causadas por cambios en la sarta de perforación y en el diámetro del hueco (revestimientos sentados, huecos lavados, intervalos apretados, etc.). REGLA 4: Los parámetros de limpieza que se consideran óptimos para un intervalo pueden ser inadecuados para otro en el mismo pozo: Es importante recordar que en un pozo puede existir los cuatro tipos de rangos de inclinación. Las propiedades del fluido seleccionado y las prácticas operacionales estarán comprometidas para solucionar los problemas de limpieza en el intervalo más crítico. Usualmente, las estrategias de diseño de fluido para una limpieza óptima del hueco estarán enfocadas a los intervalos con un rango de ángulo crítico de 35° a 55°. REGLA 5: Los cortes se acumulan en los intervalos donde disminuye la velocidad anular y pueden descargarse cuando se para la circulación, si la inclinación es menor de 50°: Los cortes pueden entramparse en secciones lavadas como resultado de la disminución de la velocidad anular. Cuando la zona se lava completamente, se puede desarrollar un equilibrio donde la remoción es igual al reemplazamiento. Cuando se para la circulación, los cortes atrapados se descargan si la inclinación es menor de 50° y empaquetan la sarta en la primera restricción debajo de la zona lavada que puede ser un tool joint. Los cortes
también tienden a agruparse de la misma manera si la velocidad disminuye o se forman remolinos detrás de los tool joint o estabilizadores.
9.8.3
POR TIPO DE LODO
Se han usado diferentes tipos de lodo variando el ángulo de inclinación. La lista incluye lodos base agua (agua, salmueras, polímeros, bentonita, saturados de sal, sales pesadas, dispersos, etc.), sistemas base aceite (aceite, emulsiones) y sistemas neumáticos (aire, espumas, vapor). Como en cualquier pozo, la selección del lodo depende de los problemas previstos anticipadamente y el costo. REGLA 6: Los sistemas de lodo considerados para pozos altamente desviados serán versiones modificadas de los que proveen efectiva limpieza en las áreas verticales o cerca de la vertical: El proceso de selección del mejor lodo para altos ángulos está guiado por la geología, regulaciones y costos. Las consideraciones geológicas primarias son las lutitas hidratables, shales plásticos, arenas pobremente consolidadas, zonas de pérdidas de circulación, sensibilidad del yacimiento, zonas de alta temperatura o sobrepresionadas. Se incluyen regulaciones ambientales, logística y costos.
Los lodos base aceite han sido el fluido escogido para algunos pozos de alto ángulo, debido a que proveen mayor inhibición y lubricidad, Infortunadamente, su uso en algunas áreas se desaprueba o se prohibe por regulaciones ambientales. El desarrollo de lodos base agua y otras alternativas de lodos base aceite están progresando y será el mayor objetivo de la industria en el futuro. REGLA 7: Fluidos de perforación con propiedades reológicas similares proporcionan limpiezas de hueco comparables, si las características de los cortes permanecen constantes: Se compararon lodos base agua y base aceite con reologías y pesos similares usando cortes de arena no reactiva. Las capacidades de transporte fueron cercanamente idénticas, pero no a las más bajas ratas de flujo. La divergencia en el rendimiento a bajas ratas de flujo se atribuye a la diferencia en la reología a bajas ratas de corte. Si en las pruebas se hubiera utilizado arcillas reactivas, los resultados claramente habrían sido diferentes. REGLA 8: Un lodo inhibido ayuda a la limpieza del hueco en formaciones reactivas: Las pruebas con finos indican que la cohesión después de la depositación incrementa la dificultad para remover la cama. Se requieren altas velocidades anulares para iniciar y mantener la erosión. Es más fácil transportar las partículas sueltas que los cortes hidratados que se han pegado. Sin embargo, en ciertos ambientes la inhibición es esencial para la limpieza efectiva del hueco.
9.8.4
POR CAMA DE CORTES
Las camas de cortes han sido observadas en lodos base aceite y agua, y en casi todos los ángulos cercanos a la vertical. La cantidad de acumulación depende de algunos factores como: la inclinación, velocidad anular, propiedades de lodo, características del corte y la concentración.
REGLA 9: Las camas de cortes se depositan fácilmente y son difíciles de remover: La inclinación del pozo crea condiciones altamente favorables para la formación de camas de cortes, en la parte baja del hueco. Una vez depositada, la energía necesaria para erodar o resuspender los cortes incrementa dramáticamente. Puesto que las camas de cortes son la causa de la mayoría de los problemas asociados con la pobre limpieza del hueco, debe hacerse énfasis en las propiedades del lodo y prácticas de perforación con las cuales se minimiza su depositación. REGLA 10: Mejorar la suspensión minimiza la formación de camas de cortes: Las partículas que permanecen en la corriente de flujo no formarán parte de la cama. A bajas ratas de flujo y condiciones estáticas son muy importantes las características de suspensión del fluido. Se pueden mejorar las condiciones de suspensión elevando las resistencias de gel y la viscosidad.
9.8.5
POR PERFIL DE VELOCIDAD
Se desarrollaron perfiles de velocidad basados en las ecuaciones de flujo para determinar los efectos de la geometría, excentricidad de la tubería y la reología en la distribución de la velocidad anular. Los modelos están limitados al flujo laminar y no incluye rotación de la tubería, pero sirven para demostrar importantes principios (ver Figura A1.14).
Error! Bookmark not defined. 0 FIGURA A1.14 PERFILES DE VELOCIDAD MOSTRANDO LOS EFECTOS DE LA EXCENTRICIDAD DE LA TUBERIA DE PERFORACION Y EL VALOR DE n DE LA LEY DE POTENCIA
REGLA 11: La variación de la distribución de la velocidad en flujo laminar, causada por la excentricidad de la tubería en fluidos no-newtonianos, no favorece el transporte de cortes: En un anular completamente concéntrico, la velocidad está uniformemente distribuida alrededor de la sarta de perforación, con lo cual hay igual distribución de energía para el transporte de cortes. El desplazamiento de la sarta de perforación hacia la parte baja del hueco, da como resultado una variación del perfil de velocidad en el lado alto. Valores bajos de "n" causan una variación adicional del perfil.
La variación del perfil puede aprovecharse para remover cortes en un intervalo de levantamiento de ángulo, desplazando la sarta de perforación a la parte alta del hueco, aplicando tensión a la tubería y así invertir el perfil de velocidad. Esto incrementará el volumen en la parte baja del anular, cuando la cama de cortes ya está depositada. REGLA 12: Cambiar el perfil de velocidad para minimizar la formación de camas de cortes sobre la parte baja del hueco: La disminución de la energía en el fluido sobre la parte baja del hueco incrementa la dificultad para remover las camas de cortes existentes. La mejor estrategia es disminuir la depositación. REGLA 13: La estratificación de la densidad en los lodos pesados, agrava la variación del perfil de velocidad: El asentamiento de barita en lodos pesados, causa una densidad diferencial de la parte más alta a la parte más baja del hueco mientras se circula en un anular inclinado. Se han reportado diferenciales de densidades superiores a 3 lpg. La estratificación dinámica de la densidad también causa el desarrollo de un gradiente de viscosidad, con menor viscosidad en el lodo más liviano de la parte más alta del hueco y más pesado y viscoso a la parte más baja. Este fenómeno adicionalmente varía el perfil de velocidad.
9.8.6
POR VELOCIDAD DE FLUJO
La rata de flujo es en algunos casos el parámetro más crítico que afecta la limpieza del hueco. La bomba del equipo suministra la mayoría de la energía disponible para el transporte de cortes y controla la velocidad y la rata de corte anular. REGLA 14: Un incremento en la velocidad anular mejora la limpieza, indiferente del régimen de flujo: Un incremento de la velocidad anular siempre incrementa las líneas de flujo, el movimiento de los cortes y trae la correspondiente reducción del espesor de las camas de cortes en el anular. REGLA 15: En huecos de alto ángulo la altura de las camas de cortes es inversamente proporcional a la velocidad anular: Cuando la inclinación excede los 60°, las camas de cortes no exhiben la gran tendencia al deslizamiento observada a menores ángulos. Como resultado, la altura de la cama de cortes es primariamente una función de la velocidad anular y las propiedades del fluido. Por otro lado, el incremento de la velocidad anular da como resultado una disminución en la altura de la cama. REGLA 16: El mecanismo de transporte de cortes es función de la velocidad anular: El modelo de flujo observado mientras los cortes son transportados, depende de las características de suspensión y velocidad. A
mayor velocidad, los cortes están completamente suspendidos y están distribuidos simétricamente alrededor del eje de la tubería. Cuando la velocidad se disminuye sistemáticamente, las fuerzas que tienden a suspender los cortes se debilitan y más cortes se concentran en la parte más baja. Eventualmente, la acumulación de cortes en la parte más baja del hueco forma primero dunas separadas, las cuales migran hacia arriba del hueco. A bajas velocidades, la cama es estacionaria y el transporte de cortes ocurre como resultado del empuje y salto de las partículas a lo largo de la superficie de la cama.
9.8.7
POR RÉGIMEN DE FLUJO
El régimen de flujo en un intervalo dado, está determinado por un gran número de factores, incluyendo la rata de flujo, reología, peso de lodo, diámetro hidráulico y excentricidad de la tubería. Los fluidos poco viscosos en flujo turbulento, suministran mayor limpieza del hueco en los intervalos con alto ángulo. Pero estos no tienen la suficiente capacidad de arrastre para limpiar las secciones de bajo ángulo y verticales del hueco. REGLA 17: Se prefiere el flujo laminar en formaciones sensitivas a la erosión: En huecos de gran tamaño probablemente es imposible mantener turbulencia. Por debajo de la velocidad crítica, la depositación de cortes puede ser más severa, si se escogió el régimen laminar, lo cual involucra que el lodo sea tratado con aditivos que incrementan la viscosidad. Las propiedades reológicas son vitales si el lodo está en flujo laminar, ya que a mayor viscosidad es más difícil hacer que el lodo alcance turbulencia. REGLA 18: El flujo turbulento es efectivo en formaciones competentes de alto ángulo y pequeño diámetro: La turbulencia promueve la buena limpieza del hueco. Primero, la geometría del pozo, las propiedades del lodo y el equipo disponible debe ser tal que se alcance la turbulencia del fluido, y segundo, la formación debe ser competente y no reactiva para resistir las fuerzas erosivas.
Puesto que la viscosidad es usualmente mantenida a bajos valores para promover la turbulencia, el lodo puede perder características de suspensión. Cuando se suspende la circulación, se pueden formar camas de corte en todo el intervalo. A altos ángulos la cama es estacionaria, pero a bajos ángulos, sin embargo, las camas pueden deslizarse y empaquetar el hueco.
9.8.8
POR REOLOGÍA
En pozos horizontales es crítica la viscosidad y los geles. La viscosidad provee un importante mecanismo con el cual la energía del fluido es trasferida a los cortes. Los geles proveen suspensión bajo condiciones estáticas.
REGLA 19: La capacidad de limpieza en flujo laminar se mejora con grandes geles y bajas ratas de corte: Los fluidos que exhiben elevados esfuerzos de corte a bajas ratas de corte poseen más alto porcentaje de transporte de ripios.
El mejor indicador de la viscosidad a bajas ratas de corte son las lecturas a 3 y 6 rpm y el gel inicial. Una regla general es que el valor de estas propiedades tendrá un valor cercano al diámetro del hueco. Algunos aditivos que aumentan la viscosidad y el gel a bajas ratas de corte son la bentonita, ciertos polímeros viscosificadores y varios floculantes. REGLA 20: Es más fácil alcanzar las propiedades reológicas deseadas en ciertos sistemas de lodo: En lodos altamente tratados o pesados, es más difícil obtener elevadas viscosidades y geles a bajas ratas de corte. Los defloculantes y dispersantes pueden disminuir la efectividad de algunos viscosificadores que usados de otra manera incrementarían los valores a bajas ratas de corte. El alto contenido de sólidos puede limitar la cantidad de material que puede añadirse antes de que el lodo se ponga muy viscoso a todas las ratas de corte. REGLA 21: Es más fácil mantener las propiedades reológicas en un sistema de lodo "limpio": Indiferente del tipo, los lodos con bajo contenido de sólidos proveen la más grande aptitud para control de la reología. Se obtiene una baja concentración de sólidos usando equipos de control de sólidos o dilución.
9.8.9
PARA USO DE PÍLDORAS
Es una práctica común el desplazamiento de píldoras viscosas para mejorar la remoción de cortes. La eficiencia de las píldoras depende del ángulo, velocidad y el movimiento de la tubería. REGLA 22: Usualmente a bajas velocidades, las píldoras son inefectivas en intervalos con alto ángulo, si la tubería no es rotada o reciprocada: La función de las píldoras viscosas es evidente, pero en la práctica, la técnica sólo funciona si los cortes están en la corriente de flujo. Infortunadamente, es difícil remover efectivamente los cortes de la cama debido a que la interacción entre la píldora y la cama de cortes es mínima a menos que la cama sea agitada, lo cual puede lograrse rotando o reciprocando la sarta de perforación. REGLA 23: Las píldoras turbulentas pueden ayudar a limpiar si la rata de flujo es alta y el volumen de la píldora es adecuado: La turbulencia ayuda a erodar la cama de cortes. Sin embargo, si el volumen de la píldora es insuficiente, los cortes serán transportados sólo una corta distancia antes de reasentarse en la parte baja del hueco. Este problema algunas veces puede solucionarse EVITANDO PILDORAS TURBULENTAS SEGUIDAS POR PILDORAS VISCOSAS.
9.8.10 POR ROTACIÓN DE LA TUBERÍA
La rotación de la sarta de perforación es parte de las operaciones convencionales de perforación. Cuando se usan motores de fondo, la rotación puede ser mínima o inexistente, pero la acción mecánica de la sarta de perforación es importante para aumentar la capacidad de limpieza del hueco. REGLA 24: La rotación de la tubería es más efectiva en lodos viscosos: Mientras la rotación de la tubería pueda agitar la cama y mover los cortes dentro de la corriente de flujo, las partículas pueden sentarse y redepositarse si la viscosidad y geles son insuficientes. Una excelente unión resulta entre el movimiento de la tubería y el lodo si son elevados los geles y las viscosidades a bajas ratas de corte. REGLA 25: La rotación (y la reciprocación) pueden mejorar la limpieza del hueco: La combinación de circulación, rotación de la tubería y propiedades reológicas pueden mejorar la limpieza del hueco. El incremento de los cortes en la corriente de flujo causados por la rotación de la tubería, resulta más efectiva en lodos viscosos.
9.8.11 POR PESO DEL LODO
El peso del lodo puede tener efectos negativos y positivos sobre la limpieza. Por un lado, los lodos pesados mejoran la boyancia y por el otro, ellos contienen más sólidos, son más viscosos y son más difíciles de bombear en flujo turbulento. REGLA 26: El peso del lodo incrementa la fuerza de boyancia sobre los cortes y ayuda a mantener el hueco limpio: La rata de sentamiento es función de la diferencia de densidades entre el lodo y los cortes. Diferencias pequeñas dan como resultado bajas ratas de sentamiento y generalmente mejoran la limpieza del hueco. REGLA 27: El material pesado puede sedimentarse del lodo y combinarse con la cama de cortes en intervalos con alto ángulo: Se ha comprobado la tendencia del material pesante a sedimentarse fuera del lodo, mientras se circula. Pocos pozos horizontales han sido perforados con altos pesos de lodo, pero la práctica se está volviendo común. REGLA 28: La limpieza por estabilidad del hueco se corrige mejor cambiando el peso del lodo: El hueco es más susceptible a colapsarse a mayores ángulos. Los síntomas de inestabilidad o pobre limpieza del hueco pueden ser similares. Consecuentemente los problemas de inestabilidad del hueco algunas veces pueden ser mal diagnosticados como problemas de limpieza. Tratar los problemas de inestabilidad del hueco como problemas de limpieza puede ayudar, pero estos problemas se corrigen mejor aumentando el peso del lodo.
9.9
PARAMETROS PRACTICOS PARA EL DISEÑO DE LA HIDRAULICA
En esta sección se presentan las reglas generales PRACTICAS DE OPERACION para un diseño de hidráulica, basados en la rata de bombeo, caballos de fuerza en la broca, propiedades del fluido de perforación, velocidad anular y velocidad de las boquillas.
9.9.1
RATA DE BOMBEO
AMOCO considera que la rata de bombeo debe estar entre 30 a 50 GPM/pulgada de diámetro de la broca. El flujo debe ser suficiente para limpiar la broca, pero un caudal muy elevado dañará la broca y producirá erosión en el hueco. Esta norma se considera como una aproximación empírica, sin embargo, de no contar con una experiencia satisfactoria, no se deben usar caudales menores a los 30 GPM/pulgada de diámetro de la broca. Para ratas de penetración inferiores a 15 pies/hora, se debe tratar de usar 35 GPM/pulgada de diámetro de broca. Para altas ratas de penetración, se prefiere de 40 a 45 GPM/pulgada, pero en todo caso no use más de 50 GPM/pulgada ya que caudales más altos pueden deteriorar la broca, y causar erosión y altas presiones en el anular. Otro criterio se presenta en la Tabla A1.1, donde se dan las máximas y mínimas ratas de circulación definidas por la compañía NEDDRILL para diferentes tamaños de huecos. Los datos están basados en las siguientes fórmulas empíricas: EC. A1.89 Donde: Qm x = 10 D ( D + 1.5) Qmáx: Qmín: D:
Máxima rata de circulación, gal/min Mínima rata de circulación, gal/min Diámetro de la broca, pulg
Debido a las limitaciones de las bombas puede ser posible perforar las secciones superiores de huecos grandes más rápido de lo que los cortes pueden circularse fuera del hueco. Esto puede crear un aumento de los cortes en el anular que puede llevar a un retrituramiento de cortes por la broca, reducir la rata de penetración, excesivos períodos de circulación, pega de tubería e innecesarias pérdidas de circulación. Para eliminar estas posibilidades, es prudente mantener el máximo volumen de la bomba y calcular la máxima rata permisible correspondiente a la máxima hidráulica disponible. TABLA A1.1 RATAS DE CIRCULACION Y VELOCIDADES ANULARES Error! Bookmark not defined.TAM AÑO DE LA BROCA (Pulg.)
4 3/4
DRILL PIPE OD (pulg.)
2 7/8
gpm
ppm
Máx.
Mín.
Máx.
Mín.
175
104
300
178
6
237
147
244
151
8 1/2
376
248
177
117
9 7/8
458
311
145
98
613
430
116
81
15
790
565
97
70
17 1/2
1000
735
86
63
8 1/2
376
248
195
129
9 7/8
458
311
155
105
613
430
120
84
15
790
565
99
71
17 1/2
1000
735
88
64
12 1/4
12 1/4
3 1/2
4 1/2
5
El cálculo de la máxima rata de penetración (MRP) debe hacerse antes de perforar huecos de 14 3/4" o más grandes. La MRP se calcula basada en el peso de lodo anticipado y el máximo peso de lodo tolerado saliendo del hueco, incluyendo el peso de los cortes, y la máxima rata que puede usarse sin exceder la velocidad crítica en el anular. La densidad del lodo anular para cálculos iniciales no debe sobrepasar 0.5 lb/gal la densidad del lodo entrando. La experiencia de campo indicará más bajos o altos ajustes después de comenzar a perforar. Para uso en el campo, la siguiente regla del dedo gordo es lo suficientemente precisa para calcular la MRP y es válida para el rango de densidad de lodo entre 8.4 y 11.5 lb/gal. EC. A1.90 ( ρ saliendo - ρ entrando ) Q MRP = 67 9.9.2 2 D2
CABALLOS DE FUERZA EN LA BROCA
El criterio de AMOCO es utilizar de 2.5 a 5.5 caballos/pulgada² de área de fondo. El máximo caballaje de fuerza que puede utilizarse en las brocas modernas está basado en los datos publicados. Para ratas de penetración menores a 10 pies/hora se necesita máximo de 2 1/2 a 3 caballos de fuerza hidráulicos/pulgada². Los caballos de fuerza que pueden utilizarse a ratas de penetración más altas se aproxima a la raíz cuadrada de la velocidad de penetración en pies/hora (Ejemplo: 4 HP para 16 pies/hora o 5 HP para 25 pies/hora). Caballos de fuerza hidráulica en la broca que excedan los 5.5 HP/hora pueden causar daño en la broca, de manera que se deben usar sólo cuando las altas ratas de penetración justifican los costos adicionales de brocas y tiempos de viaje. Otros criterios a tener en cuenta, para cualquier rata dada de creación de ripios, WR, donde W es el peso en la broca en lb/pulg y R es la velocidad de rotación en RPM, es que se requiere una capacidad hidráulica de remoción de ripios para limpiar el fondo del pozo. Si el fondo del pozo no es mantenido limpio, ocurrirá el retrituramiento de ripios y una condición llamada deflección hidráulica se hará presente. Esta condición fue
estudiada por Fullerton, quien estableció la relación entre la energía mecánica (WR) y el caballaje hidráulico en la broca que se muestra en la Figura A1.15. Cuando se perfora con un peso, velocidad de rotación y diámetro de hueco dados, hay un óptimo caballaje hidráulico en la broca que ejercerá una perfecta limpieza del hueco. Si se utiliza menos caballaje, la rata de penetración sufrirá porque se están retriturando los ripios en el fondo del hueco. Si se utiliza mayor caballaje, este es desperdiciado y el equipo no estará funcionando tan efectivamente como fuese posible.
Error! Bookmark not defined. FIGURA A1.15
0
La deflección hidráulica puede pensarse como un fenómeno de transición que comienza cuando los ripios son reperforados y termina cuando hay tantos de ellos empacados alrededor de la broca que ningún aumento en WR dará un incremento en la rata de penetración. Lummus mostró este fenómeno de transición en unas curvas (Figura A1.16), en las cuales la rata de penetración está relacionada directamente al caballaje hidráulico de la broca para cualquier WR dado y la formación.
Error! Bookmark not defined. FIGURA A1.16
0
Dicho de manera simple, una rata de penetración puede mejorarse hasta un nivel máximo a partir del cual con mayor caballaje en la broca no hay aumento en la rata de penetración. En resumen, se requiere WR para crear ripios y generalmente la rata de penetración aumentará así como el WR vaya en aumento. La energía hidráulica es requerida para limpiar del hueco los ripios producidos y un aumento del WR normalmente requiere un incremento en el caballaje en la broca. Un balance debe obtenerse entre el WR y el caballaje para usar eficientemente el equipo de perforación y maximizar el rendimiento.
9.9.3
PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
Se reconoce casi universalmente que en el anular es deseable un flujo laminar. El flujo laminar produce menos erosión del pozo, menor pérdida de filtrado y un mejor transporte de cortes que el flujo turbulento.
Considerando que el tamaño del hueco, de la tubería, la densidad del lodo y el caudal de la bomba son relativamente fijos, casi la única forma de cambiar las condiciones es cambiar las propiedades del lodo. La viscosidad plástica refleja la concentración de sólidos en el lodo. El agua y los equipos de control de sólidos tienden a disminuirla y los dispersantes tienden a aumentarla. La viscosidad plástica sólo tiene efectos menores en las pérdidas de presión, pero puede tener un efecto negativo significante en la rata de penetración. El punto cedente es un reflejo de las fuerzas entre las partículas coloidales y las moléculas del lodo. Un aumento en el volumen cedente, especialmente en lodos no dispersos de bajo contenido de sólidos, tiende a disminuir las pérdidas de presión dentro de la sarta de perforación, aumentando así la hidráulica en la broca y tiende a promover el flujo laminar y el transporte de cortes en el anular. Pero valores cedentes altos causarán altas presiones en el anular y la amenaza de pérdida de circulación. El valor cedente es afectado principalmente por el tratamiento químico y puede ser afectado de forma difícil de predecir por la temperatura de fondo. Valores cedentes superiores a 3 lb/100 pies² generalmente resultará en flujo laminar en un hueco de 12 1/4" y mayor de 7 lb/100 pies² para flujo laminar en un hueco de 8 1/2" para lodos dispersos y no dispersos.
9.9.4
VELOCIDAD ANULAR DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
La velocidad anular debe ser lo suficientemente alta para remover los cortes y prevenir su deslizamiento, pero sin embargo lo suficientemente baja para minimizar el lavado del hueco. El flujo turbulento en el anular puede causar serios problemas de lavado de hueco e indirectamente incrementar las pérdidas de fricción anular, de tal forma que se pueda perder circulación. Velocidades anulares más altas pueden tolerarse en huecos más pequeños a través de formaciones muy duras y no en grandes huecos a través de formaciones muy blandas. En la Tabla A1.1 se recomiendan velocidades anulares máximas y mínimas para varias combinaciones de tamaño de hueco y diámetro de la tubería de perforación. Hay dos ecuaciones de reglas del dedo gordo para calcular la velocidad crítica con bastante precisión en el campo: EC. A1.91 64.8 (VP + 3.04 ( D 2 - D 1 ) PC + ρ ) Para una rápida aproximación pero menos precisa: Vca = EC. A1.92 ( D2 - D1) ρ Una fórmula empírica para calcular la velocidad anular Vc = 57 PC (pie/min) recomendada para una adecuada remoción de ripios es: EC. A1.93 11800 Donde: = Va recomendada ρ D2 Vca: Velocidad crítica anular, pie/min ρ: Densidad del lodo, lb/gal PC: Punto de cedencia, lb/100 pie²
VP: D2: D1:
9.9.5
Viscosidad plástica, centipoise Diámetro del hueco, pulg Diámetro externo de la tubería, pulg
VELOCIDAD EN LAS BOQUILLAS
La velocidad en las boquillas debe ser lo suficientemente alta para remover los cortes perforados por debajo de la broca para evitar el retrituramiento, y lo suficientemente baja para minimizar el daño de la broca o boquillas por erosión. Procurar mantener la velocidad en las boquillas en 300 pie/seg o más. Recordar que altas velocidades en las boquillas también crearán altas caídas de presión en la broca. Limite las caídas de presión en la broca máximo a 2000 lppc o la velocidad en las boquillas a no más de 500 pie/seg. En brocas convencionales si hay problemas de taponamiento, use dos boquillas con el área equivalente a las tres boquillas y una boquilla ciega. Aunque el desbalance de las fuerzas que resulta de usar dos boquillas en una broca convencional puede en algunos casos reducir la vida de la broca, otros autores están de acuerdo en que dos boquillas a menudo tienen ventajas significativas. Resultado de pruebas en el laboratorio y en el campo confirman que el uso de dos boquillas puede causar una mejor limpieza del fondo, resultando en una mejor penetración. Sin embargo, hay indicaciones que a altas ratas de perforación o con brocas grandes, el flujo desbalanceado de cortes puede interferir con la acción cortante de uno de los conos. Por lo tanto, actualmente recomendamos tapar una boquilla sólo en brocas menores de 9 1/2", con ratas de penetración menores de los 50 pie/hora. Preferiblemente instalar tres boquillas en la broca y luego dejar caer una bola para bloquear una boquilla, luego de haber regresado al fondo. Si los cálculos indican usar dos boquillas de distinto tamaño (por ejemplo una de 13/32" y una de 14/32"), se ha encontrado práctico poner una de 13 y dos de 14 y depender de la bola para bloquear una de las boquillas más grandes. Una ventaja de usar dos boquillas es que éstas son de mayor tamaño y existe menor posibilidad de taparlas, especialmente cuando se debe usar material de pérdida de circulación. BIBLIOGRAFIA
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BOURGOYNE, A; MILLHEIM, K.; CHENEVERT, M., YOUNG, F., "Applied Drilling Engineering", SPE Textbook Series, Vol. 2, Cap. IV, 1986, 156-162.
4.
BROUSE, M., "Practical Hydraulics: A Key to Efficient Drilling", World Oil, Octubre 1982, 8184.
5.
ROBINSON, L., "Empirical Correlation for Borehole Cleaning Developed", Petroleum Engineering International, Septiembre 1993, 37-42.
6.
ZAMORA, M.; HANSON, P., "Rules of Thumb to Improve High-Angle Hole Cleaning", Petroleum Engineer International, Enero-Febrero 1991, 44-51, 22-27.
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10 ANEXO II. DISEÑO DE SARTA
10.1 INTRODUCCION
La sarta de perforación de pozos, incluye todos los componentes entre la broca y el vástago giratorio, tales como: las botellas, la tubería de perforación, las válvulas de seguridad, los estabilizadores, los sustitutos, la tubería pesada de perforación y el vástago. La función esencial de la sarta es transmitir la rotación a la broca y transportar los fluidos desde superficie hasta la broca. Existe gran variedad de tubulares por la diversidad de diámetros externos, internos, conexiones, pesos nominales, esfuerzos a las tensiones, colapso, estallido, etc., por lo cual el Instituto Americano del Petróleo, API, estandarizó los criterios y dimensiones en las tablas de la norma API RP7G, actualizada en Agosto 01 de 1990. Este anexo, presenta un estudio sobre cada uno de los componentes más comúnmente usados en la sarta de perforación, junto con sus cuidados y formas de inspección, para finalmente exponer los criterios existentes en el diseño, de acuerdo con las recomendaciones del Instituto y las normas de Ecopetrol.
10.2 CARACTERISTICAS DE LA FORMACION
La tendencia de las sartas a desviarse está relacionada con las características de las formaciones a perforar así: 1.
Buzamiento de la formación.
2.
Fallamiento presente.
3.
Fracturamiento.
4.
Dureza.
5.
Perforabilidad.
Las formaciones pueden ser clasificadas en duras, medio duras, blandas, abrasivas y no abrasivas.
De acuerdo con la información previa dada por los pozos perforados en el área, cada intervalo del hueco a perforar debe ser clasificado con tendencia ligera, media, o alta a la desviación. Existen sartas para evitar la formación de ojos de llave (keyseat) o curvaturas severas (doglegs), como las tipo péndulo o las empacadas. Una curvatura severa puede ser formada cuando hay un cambio significativo en la inclinación o en la dirección del hueco. El ojo de llave generalmente se produce con la acción de trabajo continua de la tubería en la curvatura severa. Lubinski, en 1957, desarrolló un nomograma para determinar la severidad de la curvatura, expresada en grados por cada 100 pies. Estas tablas están disponibles en el API D8. Los ensamblajes de sartas empacados, permiten colocar más peso sobre la broca, reflejándose en los aumentos de ratas de penetración. La sarta péndulo es normalmente usada en la perforación de formaciones inconsolidadas, de superficie, o como sarta para decrecer el ángulo del pozo respecto a la vertical.
10.3 BOTELLAS DE PERFORACION
Son tubos de acero, pesados, de paredes gruesas, con conexiones de rosca en ambos extremos y una longitud promedio de 30 pies. Se utilizan para suministrar el peso sobre la broca manteniendo la tubería de perforación en tensión. La mayoría de las botellas son redondas, pero existen en el mercado cuadradas y acanaladas en espiral, estas últimas ayudan en la reducción de las pegas diferenciales. Woods & Lubinsky en 1954, determinaron mediante la siguiente fórmula, el diámetro de hueco promedio para operaciones de perforación: Lo anterior demuestra que entre Error! Bookmark not defined. mayor sea el diámetro de las botellas, di metro broca + di metro botella Di metro disponible = mayor será el promedio del tamaño 2 del hueco obtenido. Robert S. Hoch, 0 basándose en la ecuación anterior, dedujo la fórmula para calcular el mínimo diámetro de las botellas de perforación que mejor permitirán la bajada del revestimiento (Figura A2.1). La Tabla A2.1 muestra los diámetros Error! Bookmark not defined. MÍn. di metro botellas = 2 ( di m. cople revestim. ) - di m.broca de botellas EC. A2.1 recomendados para diferentes tamaños de broca (hueco) y revestimientos. Una combinación de diámetro externo e interno grandes en las botellas, significa disponer de suficiente peso nominal y menores pérdidas por fricción para optimizar sus diseños. Evitar al máximo crear desviaciones bruscas al aplicar peso, puesto que aunque a mayor tamaño de botellas mayor es la rigidez de la sarta y más difícil crearlas, una vez presentes, mayores son los problemas que causan.
El mismo razonamiento es aplicado para las sartas empacadas. El uso de botellas de gran diámetro, tanto cortas como normales, concentra más peso y rigidez cerca a la broca, que al agregarle el área de los estabilizadores, permite colocar más peso sobre la broca sin desviar el hueco. La experiencia ha demostrado que las continuas fallas por fugas en las conexiones y la fatiga de la tubería se incrementa, cuando los cambios de área seccional entre botellas de gran diámetro y tubería o botellas de mucho menor diámetro están presentes, por lo tanto es recomendable el uso de sartas con disminución gradual del diámetro externo de la tubería o la combinación de dos o más tamaños de botellas y tubería pesada de perforación. TABLA A2.1
Error! Bookmark not defined.RANGOS IDEALES PARA LAS BOTELLAS Tamaño del Hueco, Pulg.
Revestimiento a Correr, Pulg.
Rango Ideal de las botellas de Perforación
Min.
Max.
Tamaños disponibles según API, Pulg.
6 1/8 6 1/4 6 3/4
4 1/2 4 1/2 4 1/2
3.875 3.750 3.250
4.750 4.875 5.125
4 1/8, 4 3/4 4 1/8, 4 3/4 3 1/2, 4 1/8, 4 3/4, 5
7 7/8
4 1/2 5 1/2
2.125 4.225
6.125 6.125
3 1/8, 3 1/2, 4 1/8, 4 3/4, 5, 6 4 3/4, 5, 6
8 3/8
5 1/2 6 5/8
3.725 6.405
6.500 6.500
6 1/2, 6 3/4 6 3/4
8 1/2
6 5/8 7
6.280 *6.812
6.750 6.750
6 1/2, 6 3/4 6 3/4
8 3/4
6 5/8 7
6.030 6.562
7.125 7.125
6 1/4, 6 1/2, 6 3/4, 7 6 3/4, 7
9 1/2
7 7 5/8
6.812 7.500
7.625 7.625
6, 6 1/4, 6 1/2, 7, 7 1/4 **7 5/8
9 7/8
7 7 5/8
5.437 7.125
8.000 8.000
6, 6 1/4, 6 1/2, 6 3/4, 7, 7 1/4, 7 3/4, 8 7 1/4, 7 3/4, 8
10 5/8
7 5/8 8 5/8
6.375 *8.624
8.500 8.500
6 1/2, 6 3/4, 7, 7 1/4, 7 3/4, 8, 8 1/4 8 1/4
11
8 5/8
8.250
9.625
8 1/4, 9, 9 1/2
12 1/4
9 5/8 10 3/4
9.000 *11.250
10.1235 10.125
9, 9 1/2, 9 3/4, 10 10
13 3/4 14 3/4 17 1/2 20 24 26
10 3/4 11 3/4 13 3/4 16 18 5/8 20
9.750 8.750 11.250 14.000 15.500 16.000
11.250 12.000 13.375 14.750 16.750 19.500
9 3/4, 10, 11 9, 9 1/2, 9 3/4, 10, 11, ***12 **12 **14 **16 **16
Existe una regla del dedo gordo, que dice: "Nunca se debe reducir el diámetro más de dos pulgadas de una sección a otra de la sarta". Colocar al menos una parada de tubería (3 sencillos) que haga la transición más suave. Igualmente se demostró por experiencia de campo, que el radio de rigidez, Ecuación A2.2, entre las secciones adyacentes de botellas y tubería, no debe exceder a 5.5 para reducir las fallas por fatiga.
La sección 9.2 del momento de inercia API RP7G, muestra la RADIO DE RIGIDEZ = radio externo del tubo 0 efectividad en la Error! Bookmark not defined. EC. A2.2 reducción de la fatiga con el uso de la tubería pesada de perforación.
10.3.1 CONEXIÓN DE LAS BOTELLAS DE PERFORACIÓN
La conexión en las botellas es el punto más débil en el ensamblaje de tubulares y en su selección se deben tener en cuenta los siguientes tres factores:
10.3.1.1 Esfuerzo al Doblamiento
Lo ideal es que la caja y el pin de conexión se comporten con la misma rigidez que el cuerpo de la botella, pero esto jamás ha sido posible. El rango de comportamiento para el esfuerzo a la curvatura ha sido estandarizado entre los valores de 2.25 a 2.75 por los fabricantes de tubería. Estos valores son la relación entre la rigidez de la caja y del pin, comúnmente conocido como el balance de conexión. Las figuras 3.1 a 3.7 del API RP7G son las básicas para la selección de la conexión con respecto al diámetro de la botella.
10.3.1.2 Esfuerzo a la Torsión
La Tabla 3.2 del API RP7G, muestra el torque recomendado para las botellas. Sin embargo, el API sugiere un esfuerzo de unidad de 62500 lppc para conexiones API y de 56200 lppc para conexiones H90. Por lo tanto las ecuaciones resultantes serán: 10.3.1.3 Forma de la Rosca
Error! Bookmark not defined.
Resistencia al torque ( Lb. - pie ) =
torque recomendado x esfuerzo mÍnimo a la tensi n
62500 (API) o 56200 (H90) La forma de la rosca influye en el EC. A2.3 comportamiento de la conexión. En general, el roce entre las roscas disminuye la resistencia de la conexión, lo cual podría crear una falla o rotura. Todas las conexiones API tienen 60 grados pero puede variar, dependiendo del número de roscas por pulgada.
10.3.2 OPERACIÓN DE ENSAMBLAJE
Cuando se está armando la sarta, hay que prestar atención a varios factores importantes, con el fin de evitar riesgos, aumentar la vida útil de la sarta, etc.
-
Colocar el torque recomendado por el API o el fabricante; torques superiores pueden generar daños en sellos y roscas y conexiones difíciles de soltar. (API RP7G, Tabla 3.2). Torques inferiores pueden causar que se suelte la unión o que se reaprete al perforar produciéndose un efecto de soldadura que daña los sellos y la rosca.
-
Colocar las cuñas para botellas y la grapa, dejar aproximadamente de 2 a 3 pies sobre la mesa para la conexión, menor cantidad dificulta la colocación de las llaves, mayor cantidad puede doblar el tubo. Colocar las llaves en el sitio apropiado, usar cuñas (muelas) en buen estado.
-
Utilizar la grasa indicada; las grasas API contienen entre un 40 - 60 % por peso de zinc metálico finamente pulverizado o un 60% por peso de grafito fino metálico y un máximo de 0.3% de sulfuro. El API SPEC7, apéndice F, da las recomendaciones para el uso de las distintas grasas en diferentes conexiones.
10.3.3 CÁLCULO Y SELECCIÓN DE BOTELLAS
El primer paso es definir el tamaño de las botellas recomendado para el tamaño del hueco a perforar, luego determinar: el peso máximo a colocar sobre la broca, el máximo peso del lodo y la verticalidad del pozo. El factor de seguridad comúnmente usado para diseño de peso sobre la broca es 1.25, con el fin de mantener la tubería siempre en tensión. La Tabla A2.2 muestra el peso y tamaño de las botellas. El peso disponible de las botellas -PBA- para colocar sobre la broca, se obtiene por el siguiente balance basado en la Figura A2.1. Desarrollando, PSB = PBA + F1 π + F2 - F3 reemplazando y Error! Bookmark not defined. F1 = Ph1* A1 = Ph1* * ( Dit 20- Dib 2 ) EC. A2.4 4 0 despejando de la Error! Bookmark not defined. EC. A2.5 ecuación A2.4 la longitud de las π F2 = Ph1* A2 = Ph1* * ( Deb 2 - Det 2 ) botellas necesarias 4 0 para peso sobre la Error! Bookmark not defined. EC. A2.6 broca, tenemos:
π
= Ph2 * BOTELLAS A3 = Ph2 * * ( Deb 2 - Dib 2 ) TABLA A2.2 TAMAÑO Y F3 PESO DE 4 * D * L * ( Det 2 0- Dit 2 )] Error! Bookmark not defined. PSB * F s + [0.0408 L = Lb EC. A2.7 2 2 2 2 W b - 0.0408 * D L ( Deb + Dit - Det - Dit ) 0 Error! Bookmark not defined. EC. A2.8 Error! Bookm ark not define d.DIAMET
DIAMETRO INTERNO DE LAS BOTELLAS, (PULG)
RO EXTERNO DE LAS BOTELLAS (PULG) 1
1 1/4
1 1/2
1 3/4
2 13/16
2 1/4
2 7/8
19
18
16
3 3 1/8 3 1/4 3 1/2 3 3/4
21 22 26 30 35
20 22 24 29 33
18 20 22 27 32
4 4 1/8 4 1/4 4 1/2 4 3/4
40 43 46 51
39 41 44 50
37 39 42 48 54
35 37 40 46 52
32 35 38 43 50
29 32 35 41 47
5 5 1/4 5 1/2 5 3/4
61 68 75 82
59 65 73 80
56 63 70 78
53 60 67 75
6 6 1/4 6 1/2 6 3/4
90 98 107 116
88 96 105 114
85 94 102 111
7 7 1/4 7 1/2 7 3/4
125 134 144 154
123 132 142 152
8 8 1/4 8 1/2
165 176 187
9 9 1/2 9 3/4
2***
3
3 1/4
50 57 64 72
60 67
64
60
83 91 99 108
79 88 96 105
75 83 91 100
72 80 89 98
68 76 85 93
72 80 89
120 130 139 150
117 127 137 147
114 124 133 144
110 119 129 139
107 116 126 136
103 112 122 132
163 174 185
160 171 182
157 168 179
154 165 176
150 160 172
147 158 169
210 234 248
208 232 245
206 230 243
203 227 240
200 224 237
195 220 232
10
261
259
257
254
251
11
317
315
313
310
12
379
377
374
371
Donde: Lb: L ongitud de botellas requeri das, pies PSB: Peso sobre la broca, libras DL:
L: Wb:
Error! Bookmark not defined.
0
FIGURA A2.1
Densid ad del lodo, libras/galón Longitud vertical total del pozo, pies Peso nominal de botellas, libras/pie
2 1/2
3 1/2
3 3/4
4
98 108 117 128
93 103 113 123
84 93 102 112
143 154 165
138 149 160
133 144 155
122 133 150
192 216 229
188 212 225
184 209 221
179 206 216
174 198 211
246
243
239
235
230
225
307
302
299
295
291
286
281
368
364
361
357
352
347
342
44
Det: Deb: Dit: Dib: Fs:
Diámetro externo de la tubería, pulg Diámetro externo de botellas, pulg Diámetro interno de la tubería, pulg Diámetro interno de botellas, pulg Factor de seguridad. Puede ser tomado también en el peso sobre la broca.
La Ecuación A2.8 ofrece como resultado la longitud necesaria de botellas, para obtener el peso sobre la broca deseado, en el peso de lodo utilizado. Usa el sistema de balance de fuerzas para dos secciones diferentes (una de tubería y otra de botellas). Cuando se requieren dos secciones de botellas, se debe fijar el peso de las botellas de mayor diámetro por lo menos entre un 50 a 60 % del peso total requerido, balanceando los siguientes factores para obtener los mejores resultados: -
Diámetro externo de las botellas y riesgos de pega en el intervalo. Esto es definir cual de los dos criterios es crítico y determinar la posibilidad de usar botellas acanaladas, diámetro menor al recomendado, diámetro interno pequeño, etc.
-
Diámetro interno e hidráulica. Calcular la mejor alternativa, entre mayor peso en menor longitud (diámetro interno menor) o mayor longitud pero mayor diámetro.
-
Longitud, tamaño y manejo de las botellas. Esto se refiere a tiempos empleados en conexión y desconexión de botellas de gran diámetro, que puede ser representativo cuando el número de botellas es alto.
Luego, utilizando la siguiente fórmula, calcular la longitud de botellas de menor diámetro: Donde: Lb1:
Lb2: Pb1: Deb1: Deb2: Dib2:
Error! Bookmark not defined. PSB + Pb 1 + 0.0408 * D L [ L * ( Det 2 - Dit 2 ) + Lb 1 * ( Dit 2 + Deb 12 - Dib 22 - Det 2 ) ] Longitud de * = Lb2 2 2 2 2 0.0408 * ( + ) Det W Deb Dit Dib D L 2 2 b2 botellas EC. A2.9 de mayor diámetro, pies Longitud de botellas de menor diámetro, pies Peso total de las botellas de mayor diámetro, lb Diámetro externo de las botellas de mayor diámetro, pulg Diámetro externo de las botellas de menor diámetro, pulg Diámetro externo de las botellas de menor diámetro, pulg
10.3.4 CUIDADO E INSPECCIÓN DE LAS BOTELLAS
El API recomienda el siguiente procedimiento para inspeccionar la botellas: 1.
Inspección visual del tubo para determinar su condición general.
2.
Medición de los diámetros externos e internos de la caja y del pin. Revisar con una herramienta de filo la cresta de las roscas, para registrar algún desbalance debido al trabajo excesivo en la caja.
3.
Limpieza completa de las roscas de la caja y el pin. Inmediatamente se continua con inspección magnética fluorescente para la detección de grietas o fisuras.
4.
Usar un medidor de perfil para revisar la forma de la rosca y el alargamiento de los pines.
5.
Registrar daños en los hombros de la caja y el pin. Revisar el contorno del diámetro interno de la caja para detectar abolladuras, además usar un medidor de lado recto para la cresta de la rosca en la caja. Las reparaciones deben hacerse por refacción y biselamiento. Si el daño es excesivo se deberá enviar al taller con calificación y procedimientos API.
Las botellas de perforación por su forma y espesor no son tan afectadas en el cuerpo por daños, como sucede con la tubería. Sin embargo, el hecho de que la mayoría de fallas en las botellas se presentan en la conexión, es ella el eslabón más débil en la sarta. El cuerpo del tubo sufre el desgaste normal interno por la erosión del lodo, y externo por la fricción contra el hueco. La inspección de las conexiones, por lo tanto, reviste la mayor importancia en la revisión de las botellas. Cualquier tipo de falla, deberá ser reparada para continuar su uso. En la inspección de las botellas en el campo se deben revisar dos tipos de daños comunes: el cambio en la forma o el deterioro de las roscas de la conexión, los hombros y las zonas adyacentes a ella. El deterioro de las roscas se va presentando de acuerdo con la frecuencia de enrosque y desenrosque de los hilos. La primera indicación de desgaste es un afilamiento de la cresta de la rosca, que va ampliando la distancia entre ellas y su altura. La segunda es determinar las fisuras o grietas visibles resultantes del daño por fatiga en el cuerpo. Las deformaciones que pueden ocurrir en una botella y que hacen necesaria su reparación son:
10.3.4.1 Deformación Plástica
Cambia la forma de las roscas de manera permanente. Una de las formas como se presenta esta falla es al descargar el pin de la parada de botellas a conectar, sobre la rosca de la caja que está en la mesa rotaria, lo cual podría generar un alisamiento en el tope de las roscas o desviación del ángulo del hilo. Después de la conexión, el daño se incrementa notoriamente con los altos torques que se producen cuando se usan brocas PDC.
Otra causa de deformación sucede cuando se conectan pines gastados en cajas buenas o pines buenos en cajas gastadas o botellas de diferente diámetro, en los cuales, al aplicar el torque recomendado, no es recibido proporcionalmente por todas los hilos o es transmitido en mayor proporción a los hombros. Se detectan por medición periódica de diámetros externos e internos.
10.3.4.2 Raspaduras o Asperezas
Se presentan con mayor frecuencia en los hombros de las botellas, y son causados por la falta de lubricación entre las partes en contacto bajo la acción de grandes esfuerzos o por golpes directamente sobre ellos.
10.3.4.3 Fatiga
Este daño se produce cuando las botellas son rotadas en zonas de desviaciones severas y aún consideradas suaves para tubería de perforación. Debido a la mayor rigidez de las botellas, los altos esfuerzos cíclicos de tensión-compresión, el daño se produce con mayor rapidez, puesto que es más fácil exceder la mitad del esfuerzo de rompimiento del acero que es cuando se inicia el fallamiento. Cuando el tubo ha fallado, para devolver las propiedades originales del acero es necesario fundirlo y hacer un nuevo tubo o cortar el extremo fallado y dejar el tubo más corto. El desgaste normal por uso de un botella de perforación se muestra en la Figura A2.2. 10.3.5 CUIDADO DE ELEVADO RES 0 El área de contacto Error! Bookmark not defined. FIGURA A2.2 de los elevadores se disminuye por el desgaste del diámetro externo de la botella, y la carga soportada por el elevador se incrementa por el aumento del ángulo y el radio en el collar y el desgaste en el sitio de asentamiento en el elevador. La capacidad del elevador se reduce, mientras que la carga soportada por unidad de área aumenta, lo que pone en peligro la capacidad de soporte del elevador. Los elevadores están diseñados para usarse con hombros cuadrados solamente. Por ejemplo, un desgaste de 1/16 de pulgada en el diámetro externo de una botella, combinado con un desgaste de 1/32 de pulgada en el radio de una esquina del elevador y un ángulo de 5 grados en el hombro, disminuye la capacidad del elevador de un 40% a un 60%, dependiendo del tamaño de la botella y del diseño del elevador.
Por lo tanto, antes de presentarse un desgaste como el del ejemplo anterior, tanto el elevador como la botella deben ser refaccionados y los hombros vueltos a su condición inicial. El diámetro interno en el tope del elevador (Figura A2.3), debe ser medido y corregido si existe una flojedad entre el diámetro de la botella y el diámetro del elevador, que reduzca el área de soporte de los hombros y parte de la carga sea soportada por las partes del elevador. Los siguientes son algunos de los procedimientos recomendados para la Error! inspección de las herramientas utilizadas en el manejo de tubería: 1.
Bookmark
Limpiar totalmente el elevador y buscar defined. las posibles grietas visualmente. FIGURA A2.3
not
0
2.
Revisar los brazos y observar cuidadosamente que no existan fracturas y medirlos para asegurarse que no haya una diferencia mayor de 1/8" de pulgada del original.
3.
Efectuar una inspección magnética. Comprobar que el cerrojo de seguridad, cuando se requiera, funcione fácilmente. Compruebe que el asentamiento en el tope del elevador de las botellas sea realmente cuadrado.
10.4 TUBERIA DE PERFORACION
Es la parte de la sarta que transmite la potencia rotacional a la broca y conduce el fluido de perforación al fondo del hueco. Como todo equipo petrolero, sus especificaciones son dadas por el Instituto Americano del Petróleo API. Los puntos básicos para control de la tubería son: su diámetro externo, cuyo rango va de 2 3/8" a 6 5/8" y su peso nominal promedio en libras por pie. El peso nominal es incrementado por el de la conexión (Tool Joint), por lo tanto el peso real es superior al nominal. Existen tres rangos de longitud disponibles así: Rango 1
18 - 22 pies (obsoleto)
Rango 2
27 - 30 pies
Rango 3
38 - 45 pies
El rango más usado es el 2. Las longitudes estándar no incluyen el largo de la conexión. El API tiene especificaciones para la fuerza necesaria para alargar o comprimir el tubo, hasta producir una deformación permanente (Mínimo Esfuerzo de Elongación, Minimum Yield Strength) y la fuerza que soporta el cuerpo del tubo antes de partirse por torsión y la fuerza necesaria para apretar o desenroscar la tubería (Esfuerzo Mínimo de Torsión, Minimum Torsional Strenght). Los tamaños más comunes utilizados en la industria del petróleo son: 3 1/2" - 13.3 lb/pie nominal 4 1/2" - 16.6 lb/pie nominal 5" - 19.5 lb/pie nominal El número que acompaña el grado de la tubería indica en miles de libras el mínimo esfuerzo de elongación que ella resiste así: D-55 = 55000 lb E-75 = 75000 lb X-95 = 95000 lb G-105 = 105000 lb S-135 = 135000 lb Cuando se hacen cálculos de diseño de sartas y un grado de tubería no cumple con las especificaciones buscadas, el paso normal es buscar una tubería de mayor grado y no de mayor peso, contrario a los diseños de revestimiento. El API ha establecido las siguientes guías de clasificación para la tubería, de acuerdo a su estado de uso: 1.
Nueva:
Tubería que nunca ha sido usada.
2.
Premium: Tubería con desgaste uniforme y un espesor de pared del 80% del original como mínimo, teniendo el desgaste sólo al lado externo.
3.
Clase 2:
Tubería usada, con espesor mínimo permisible del 65 %, teniendo el desgaste a un solo lado, es decir no más de una reducción de diámetro externo del 20 %.
4.
Clase 3:
Espesor mínimo de pared permisible del 55% del original, con el desgaste hacia un solo lado.
Teniendo en cuenta que de acuerdo con la clase se establece una resistencia, es importante la clasificación de tubería y su reconocimiento a simple vista. El API ha diseñado una codificación de colores para distinguir las clases de tubería como se ve en la Figura A2.4.
Se usa en la unión, identificación con bandas verdes como reparable en el campo, o con bandas rojas para Error! Bookmark not defined. reparar en el taller. FIGURA A2.4
0
10.4.1 UNIÓN PARA CONEXIÓ N DE LA TUBERÍA
Las conexiones son fabricadas mucho más rígidas y fuertes que el cuerpo del tubo, para evitar los daños por fatiga causados por el esfuerzo de doblamiento. El conector en la tubería de perforación va soldado al cuerpo del tubo. La Figura A2.4a, muestra las características de un conector, el recubrimiento de dureza (hardfacing), (opcional) y rasgos especiales del tubo. Actualmente existen más de 20 tipos de uniones con al menos siete (7) formas diferentes de roscas. La primera conexión API fue la llamada API regular, diseñada para aguante de esfuerzo pero reducía el diámetro considerablemente, por esto solamente las brocas de perforación la conservan. La primera variación fue el tipo FH (Full Hole), que fue desarrollada para suministrar un mayor diámetro interno para las operaciones con cable. La siguiente fue el tipo IF (Internal Flush), cuyo diámetro interno es reducido, haciéndose necesario mover el ajuste (upset) al exterior del tubo, lo que provoca mayores desgastes. Lo anterior produjo el desarrollo de la conexión tipo XH (Extra Hole), que es un conector intermedio entre el FH y IF, teniendo una cavidad interna ligeramente más grande que el FH y un diámetro externo un poco menor que el IF.
NOTA A: La tubería grado E de peso estánda r designa da por un (*) Error! Bookmark not defined. en el código de peso no tendrá ranura ni canalpa ra identifi cación. La grado E superpe sada tendrá una ranura solamente en el centro de la unión.
0
NOTA B: Radio del canal aproximadamente 3/8" por 1/4" de profundidad en 5 1/4 pulg. OD y en uniones más grandes. 3/16" en uniones de 5" y más pequeñas. NOTA C: Marca el símbolo de código de grado y peso (número) correspondiente al grado y peso del tubo en la ranura del pin. Marca de 1/4" de alto, las letras pueden ser leidas con el tubo colgado en los elevadores.
LPB = Longitud para las llaves en el pin (Tabla 4.2 RP7G) FIGURA A2.4a METODO DE RANURA Y CANAL PARA IDENTIFICACION DE TUBERIA DE PERFORACION
Error! Bookmark not defined.CODIGO DE COLORES DE GRADOS ESTANDAR
GRADOS DE ALTO ESFUERZO
GRADO
SIMBOLO
GRADO
SIMBOLO
N-80
N
X-95
X
D
D
G-105
G
E
E
P-110
P
C-75
C
S-135
S
V-150
V
Error! Bookmark not defined.CODIGO DE PESO DE TUBERIA 1
2
3
4
Tamaño, OD, pulg
Peso Nominal, lb por pie
Espesor Pared, pulg
Número de Código de Peso
2 3/8
4.85 6.65*
.190 .280
1 2
2 7/8
6.85 10.40*
.217 .362
1 2
3 1/2
9.50 13.30* 15.50
.254 .368 .449
1 2 3
4
11.85 14.00* 15.70
.262 .330 .380
1 2 3
4 1/2
13.75 16.60* 20.00 22.82 24.66 25.50
.271 .337 .430 .500 .550 .575
1 2 3 4 5 6
5
16.25 19.50* 25.60
.296 .362 .500
1 2 3
5 1/2
19.20 21.90* 24.70
.304 .361 .415
1 2 3
6 5/8
25.20*
.330
2
* Designa pesos estándar para cada tamaño de tubería.
FIGURA A2.4a METODO DE RANURA Y CANAL PARA IDENTIFICACION DE TUBERIA DE PERFORACION (Continuación)
El API RP 7G presenta en la Tablas No. 2.8 a 2.11, las propiedades mecánicas para conexiones y tubería de diferente grado nuevas. El Instituto Americano del Petróleo, adoptó la designación NC (conexión numerada) para identificar las conexiones y reducir la confusión existente. Esta identificación consta de las dos letras NC seguidas por dos números, que representan el diámetro externo de la conexión. Por ejemplo, el antiguo 4 1/2" API IF es ahora llamado API NC 50, lo cual relaciona el diámetro externo del conector que en este caso es de 5.042 pulgadas. La siguiente tabla nos ilustra varios casos:
Error! Bookma rk not defined. NC API
ANTIGUO API
NC 26
2 3/8" IF
NC 31
2 3/8" IF
NC 38
3 1/2" IF
NC 50
4 1/2" IF
10.4.1.1 Esfuerzo de Torsión
Los esfuerzos para enroscar la tubería nueva están en la Tabla No. 2.3 del API RP 7G, y las Tablas No. 2.10 y 2.11 para conectores nuevos, con tubería grado E y de alta resistencia, respectivamente. Cuando se trata de conexiones usadas, el API recomienda el uso de las Figuras 2.1 a 2.25, bajo ciertas consideraciones: 1.
Cada curva está hecha para un tamaño y tipo específico de conectores.
2.
Los valores de esfuerzo torsional obtenidos de las curvas son teóricos. Las uniones en el campo pueden estar sujetas a muchos factores no tenidos en cuenta para la determinación gráfica.
3.
Todas las curvas están basadas en esfuerzos mínimos a la cedencia de 120.000 lppc y un 60% del esfuerzo mínimo recomendado para apretar.
La Tabla A2.3 tomada del API RP 7G, muestra los valores de tensión y torsión para tubería premium, basado en un desgaste uniforme del 20 % en el diámetro externo.
10.4.1.2 Recubrimiento de Dureza
Su propósito es minimizar el desgaste de la conexión. Esta cobertura está hecha de partículas finas de carburo de tungsteno con especificación malla 80 y una banda de 3 pulgadas. ECOPETROL deberá ejercer un control estricto en su uso, puesto que si su posición está dentro del revestimiento, podría desgastarlo internamente. TABLA A2.3 Error! Bookmark not defined.DATOS DE TENSION Y TORSION PARA TUBERIA CLASE PREMIUM 1 Diámetro Externo pulg
2 Peso Neto Nominal con Cople lb/pie
2 3/8
4.85 6.65 8.85. 10.40. 9.50 13.30 15.50 11.85 14.00 15.70 13.75
2 1/8 3½
4
4½
3
E 3725. 4811. 8332 8858. 11094. 14361. 16146. 15310. 18196. 20067. 20403.
4 5 Esfuerzo por torsión basado en desgaste uniforme pie - libras 95 105 4719. 5215. 6093. 6735. 8620 8865 11220. 12401. 14052. 15531. 18191. 20106. 20452. 22605. 19392. 21433. 23048. 25474. 25418. 28094. 25844. 28564.
6
135 6705. 8659. 11397. 15945. 19968. 25850. 29063. 27557. 32752. 35120. 36725.
7 8 9 10 Datos por tensión basados en desgaste uniforme a un esfuerzo mínimo de tensión libras E 95 105 135 76893. 97398. 107650. 138407. 107616. 136313. 150662. 193709. *** 135465. **** 192503. 166535. 210945. 233149. 299764 152979. 193774. 214171. 275363. 212150. 268723. 297010. 381870. 250620. 317452. 350868. 451115. 182016. 230554. 254823. 327630. 224182. 283963. 313854. 403527. 253851. 321544. 355391. 456931. 213258. 270127. 298561. 383864.
5
5½
6 5/8
16.60 20.00 22.82 16.25 19.50 25.60 19.20 21.90 24.70 25.20
24139. 28683. 31587. 27607. 32285. 40544. 34764. 39863. 44320. 55766.
30576. 36332. 40010. 34969. 40895. 51356. 44035. 50494. 56139. 70637.
33795. 40157. 44222. 38650. 45199. 56762. 48670. 55809. 62048. 78072.
43450. 51630. 56856. 49693. 58113. 72979. 62575. 71754. 79776. 100379.
260165. 322916. 367566. 259155. 311536. 414690. 294260. 344780. 391285. 387466.
329542. 409026. 465584. 328263. 394612. 525274. 372730. 436721. 495627. 490790.
364231. 452082. 514593. 361827. 436150. 580566. 411965. 482692. 547799. 542452.
468297. 581248. 661620. 466479. 560764. 746443. 529669. 650604. 704313. 697438
10.4.1.3 Esfuerzos de Doblamiento
Las Figuras A2.5 y A2.6 muestran el esquema para el desarrollo de la ecuación que permite el cálculo de la máxima altura (Hmax,) a la cual es permisible colocar la conexión, sin que la fuerza de doblamiento afecte el tubo de perforación. Los factores que afectan la altura máxima son: 1.
El ángulo de separación entre las llaves de trabajo. Como se observa en la Figura A2.4, es de 90° y en la Figura A2.6 es de 180°.
2.
El mínimo esfuerzo de elongación de la tubería.
3.
La longitud de la llave.
4.
El torque máximo recomendado.
Las ecuaciones son: Donde: Error! Bookmark not defined. Ym: Mínimo esfuerzo cedente de Error! Bookmark not defined. tensión, lppc LT: Longitud del brazo de la llave, pies P: Fuerza aplicada para apretar al Error! Bookmark not defined. torque recomendado , lbs T: Torque recomendado para apretar la conexión (Px*LT), lb-pie C: Módulo seccional de la tubería (pul3) (Tabla A2.4)
0.053 Y m L T ( C ) T 0 EC. A2.9 CASO I 0.038 Y m L T ( C ) H max = 0 T 0 FIGURA A2.5 CASO EC. A2.10 CASO II I
H max =
0
FIGURA A2.6 CASO II
TABLA A2.4 Error! Bookmark not defined.VALORES DEL MODULO SECCIONAL Peso nominal de la tubería, lbs/pie C 4.85 0.66 6.65 0.87 6.85 1.12 10.40 1.60 9.50 1.96 13.30 2.57 15.50 2.92 11.85 2.70 14.00 3.22 15.70 3.58 13.75 3.59 16.60 4.27 20.00 5.17 22.82 5.68 24.66 6.03 25.50 6.19 16.25 4.86 19.50 5.71 25.60 7.25 19.20 6.11 21.90 7.03 24.70 7.84 25.20 9.79
Ejemplo: Tubería de 4 1/2" - 16.6 lb/pie - E - TJ 4 1/2" XH, 6"OD * 3 1/4" ID LT T C Ym
= = = =
3.5 pies Caso I (90°). 18000 lb-pie (Tabla 2.11 RP 7G). 4.27 (Tabla A2.4). 75000 lppc. (Tubería grado E).
Aplicando la fórmula tenemos: 10.4.1.4 Manejo y Cuidado
La vida de las conexiones depende del cuidado en el
H max = Error! Bookmark not defined.
0.053 (75000) (3.5) (4.27) 18000 CASO I Ejemplo
= 3.3 pies
0
seguimiento de las recomendaciones relacionadas con su limpieza, inspección constante, ajuste en el enroscado, manejo, etc., desde el comienzo de su vida útil, período más crítico, por lo cual se debe observar lo siguiente: 1.
Usar el torque recomendado por el API para cada conexión.
2.
El equipo de trabajo como llaves, cuñas, torquímetros, deben estar en buen estado.
3.
El enrosque inicial debe ser suave, para luego obtener el torque deseado con firmeza y así evitar un posible daño prematuro en las roscas.
4.
Evitar ajustes excesivos o defectivos o roscas montadas, que pueden producir aplanamiento en las crestas de las roscas o cambiar el ángulo del hilo.
En los trabajos sobre las conexiones, durante los viajes y la perforación, es importante la limpieza de las roscas en la caja y en el pin y de los hombros, porque además de remover desechos abrasivos, permite una mejor inspección visual. Para evitar que haya un contacto pleno metal-metal debido a los altos torques, es necesario el uso de grasa y lubricantes que provean una película de separación entre los metales. Las grasas se fabrican para los diferentes tipos de conexiones, por lo tanto usar la recomendada por el fabricante para el tipo de conexión en uso.
10.4.2 FALLAS EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN
La tubería de perforación es sometida constantemente a múltiples esfuerzos, que la hacen propensa a sufrir diversas y variadas deformaciones, hasta llegar a romperse. A pesar de que la tubería está diseñada para usarse hasta su agotamiento, debe existir un cuidado en su transporte y un uso razonable, además del mantenimiento preventivo para obtener el máximo aprovechamiento durante su vida útil. Las principales causas de fallas en la tubería suceden por alguno o varios de los siguientes factores:
10.4.2.1 Fatiga
El metal se debilita cuando está sometido a cargas; el acero tiene la capacidad de absorber cargas dinámicas o ciclos de esfuerzos, siempre y cuando se mantengan bajo los límites de su resistencia. Estos límites están sujetos a factores como: la composición química del metal, superficie del tubo, terminado, propiedades de tensión del acero, condiciones de trabajo, etc. Muchos de estos esfuerzos se van acumulando, a esta acumulación se le conoce como fatiga del metal. Cuando dicha acumulación llega a sobrepasar los límites de resistencia del metal, se causan rompimientos del tubo sin causa externa aparente.
Los esfuerzos más comunes que causan fatiga son el doblamiento rotacional. Estos esfuerzos son originados por el trabajo de la tubería en compresión, lo cual produce daños irreversibles que rompen la tubería, generalmente a dos (2) pies de la conexión. Se recomienda tomar un factor de seguridad mínimo del 30 % sobre el peso máximo a aplicar sobre la broca, para determinar la cantidad de botellas requeridas, lo que asegura que el punto muerto o neutro permanecerá en las botellas. Otro tipo de fatigas son las fisuras, resultantes de las imperfecciones o cortes producidos en la superficie del tubo, por efecto de las cuñas, cadenas, quemaduras eléctricas, hendiduras, cortes, llaves, etc. y es allí donde se concentran la mayoría de esfuerzos de torsión. Si la imperfección se produce en un sitio propenso al doblamiento, puede ser el comienzo de la fatiga del tubo.
10.4.2.2 Corrosión
Es la alteración o degradación química del material por causas del medio que lo rodea como: los gases con sulfuro de hidrógeno, el oxígeno, el bióxido de carbono, las sales disueltas formando ácidos en el fluido de perforación (Ph bajo), etc. El efecto de la corrosión combinado con otro tipo de esfuerzo, hace crítico el problema, tanto que no se puede determinar un límite de resistencia verdadero. Los siguientes son los agentes corrosivos más comunes: 1.
El oxígeno es más común, en presencia de humedad produce la herrumbre del tubo, forma más común de corrosión.
2.
Bióxido de Carbono (CO2). Disuelto en agua forma un ácido débil (carbónico), que corroe de la misma manera que cualquier otro ácido, sobre todo con Ph por debajo de 6.0. El CO2, se puede formar del fluido de perforación, o provenir de las formaciones perforadas, por descomposición térmica de sales disueltas de aditivos orgánicos del fluido o por acción bacterial.
3.
Sulfuro de hidrógeno (H2S). Forma un ácido débil, pero en presencia de oxígeno o C02 puede causar picaduras. Su acción más crítica se conoce como el esfuerzo de agrietamiento sulfúrico, que debilita tanto la tubería, hasta que se rompe sin haber mostrado apariencia de daño.
4.
Sales disueltas (cloruros, carbonatos y sulfatos); su actividad hace incrementar la conductividad eléctrica del fluido de perforación. Aunque la mayor parte de los procesos de corrosión generan reacciones electromecánicas, un incremento de la conductividad puede dar como resultado altas ratas de corrosión.
5.
Acidos orgánicos (fórmico, acético), pueden formarse por la acción bacterial sobre el lodo o por la degradación térmica de los componentes orgánicos.
Los factores que pueden afectar las ratas de corrosión incluyen:
1.
Ph del medio: medida de la concentración del ión hidrógeno. El Ph del agua pura es 7.0. Abajo de este valor corresponde a los ácidos y superior, a los alcalinos; los rangos altos en los dos sistemas favorecen la corrosión.
2.
Temperatura del metal: normalmente la corrosión se incrementa proporcionalmente con el incremento de la temperatura.
3.
Heterogeneidad del metal: cualquier variación en la microestructura o en la composición química del tubo aumentará la tendencia a la corrosión.
Los métodos o procedimientos para medir y controlar la corrosión en la tubería de perforación, están indicados en el API RP 13B, Procedimientos normales de prueba de corrosividad para fluidos de perforación. Se recomienda el uso del anillo indicador de corrosión. Está diseñado con el mismo diámetro interno de la conexión donde se coloca. El anillo es colocado en el fondo de la caja de conexión y se asegura con el pin del siguiente tubo. Su remoción y examen puede indicar claramente tanto el tipo de corrosión que está atacando la tubería como su intensidad. Si se tiene el registro de la pérdida de peso del anillo por efectos de corrosión en un tiempo determinado, se puede determinar la rata de corrosión así: Rata de corrosión en libras por pulgada cuadrada por año: Los fabricantes de lb/ pul 2 miligramos perdidos * 2.781 anillos los proveen ]= K[ aæo rea ( pulg 2 ) * horas exposici n 0 con un factor de Error! Bookmark not defined. densidad del metal y EC. A2.11 el área de la superficie. Hay formas de controlar o minimizar la corrosión como son los recubrimientos plásticos internos de la tubería, los inhibidores de corrosión, los agentes depuradores de oxígeno y/o el mantenimiento de un Ph de 9.50 - 10.5. Los fluidos de perforación base aceite son efectivos controladores de los efectos del sulfuro de hidrógeno.
10.4.2.3 Velocidades de Rotación
Entre más alta sea la velocidad de rotación, los efectos adversos son mayores. Pueden causar vibraciones que producen esfuerzos de curvatura, desgaste excesivo, etc. Las velocidades críticas son aquellas que causan vibración en la sarta, están sujetas a varios factores tales como longitud y tamaño de la tubería, botellas de perforación y tamaños del hueco.
Las vibraciones que pueden ocurrir en la sarta de perforación son del tipo nodal, que ocurre al vibrar la tubería entre las uniones, similar a una cuerda de violín. Otro tipo común puede ser el pendular. Para cada clase de vibración hay una velocidad crítica. Para el caso nodal, la velocidad crítica puede predecirse con la Ecuación A2.12 y para el pendular con la Ecuación A2.13: Donde: Error! Bookmark not defined. RPM: Velocidad crítica, RPM D: Diámetro externo tubería, pulg. d: Diámetro interno tubería, pulg. l: Longitud de un tubo, pulg. L: Longitud total de la sarta, pies
6 4.76 x2.58 10 x 10 52 RPM =2 ( D +d 2) RPM = L l 0 0 EC. A2.13 A2.12
Para un mismo diámetro de tubería y velocidad crítica, hay varias profundidades del pozo en las cuales los dos tipos de vibración coinciden y es peligroso por lo tanto caer en estos valores. Se puede determinar con la Figura 8.2 del API RP 7G.
10.4.2.4 Colapso
Es la resistencia del tubo a cualquier fuerza que trate de unir sus paredes. Es crítica cuando se tiene la tubería completamente vacía, p.e., en una prueba de formación o cuando baja la tubería con la broca tapada. Si la presión externa es mucho mayor que la resistencia al colapso se genera el colapso. La resistencia al colapso se disminuye si la tubería está en tensión y tiene desgaste. Por lo anterior, se corrige la presión de colapso de la tubería por tensión, de acuerdo con la Figura 8.3 del API RP 7G (esto no incluye factor de seguridad, sólo corrección por tensión). Se recomienda un factor de seguridad del 15% al 20%.
10.4.2.5 Estallido
El estallido ocurre cuando la presión dentro de la tubería de perforación excede su resistencia de estallido. Para una misma presión interna, el peor caso es cuando se tiene el anular vacío, por ejemplo en una pérdida total de circulación. La Tabla A2.5 presenta los valores mínimos por tensión y colapso para la tubería de perforación clase premium.
10.4.2.6 Severidad en la Curvatura del Hueco
Como resultado de la fatiga producida por la rotación, en secciones del hueco con cambios severos en la dirección o curvatura del hueco "dogleg", se producen daños en la tubería. La cantidad de daño por fatiga que sufre la tubería depende de: TABLA A2.5 Error! Bookmark not defined.Datos de presión interna y de colapso para tubería usada API Clase Premium 1
2
Diám. Ext. pulg.
Presión nomimal incluyendo rosca y cople. lb/pie
3
4
5
6
E
95
105
135
E
95
105
135
2 3/8
4.85 6.65
8522. 13378.
10161. 16945.
10912. 18729.
12891. 24080.
9600. 14147.
12160. 17920.
13440. 19806.
17280. 25465.
2 1/8
6.85 10.40
7640. 14223.
9017. 18016.
9633. 19912.
11186. 25602.
9057. 15110.
11473. 19139.
12680. 21153.
16303. 27197.
3 1/2
9.50 13.50 15.50
7074. 12015. 14472.
3284. 15216. 18331.
8813. 16620. 20260.
10093. 21626. 25049.
8709. 12617. 15394.
11031. 15982. 19499.
12192. 17664. 21552.
15675. 22711. 27710.
4
11.85 14.00 15.70
5704. 9012. 10914.
6508. 10795. 13825.
6827. 11622. 15190.
7445. 13836. 18593.
7860. 9900. 11400.
9956. 12540. 14440.
11004. 13860. 15960.
14148. 17820. 20520.
4 1/2
13.75 16.60 20.00 22.82
4686. 7525. 10975. 12655.
5190. 8868. 13901. 16030.
5352. 9467. 15350. 17718.
5908. 10964. 18806. 22780.
7227. 8987. 11467. 13333.
9154. 11383. 14524. 16889.
10117. 12581. 16053. 18667.
13008. 16176. 20640. 24000.
5
16.25 19.50 25.60
4490. 7041. 11458.
4935. 8241. 14514.
5067. 8765. 16042.
5661. 10029. 20510.
7104. 8688. 12000.
8998. 11005. 15200.
9946. 12163. 16800.
12787. 15638. 21600.
5 1/2
19.20 21.90 24.70
3736. 5730. 7635.
4130. 6542. 9011.
4336. 6865. 9626.
4714. 7496. 11177.
6633. 7876. 9055.
8401. 9977. 11469.
9286. 11027. 12676.
11939. 14177. 16298.
6 5/8
25.20
2931.
3252.
3353.
3429.
5977.
7571.
8368.
10759.
Valores mínimos de la presión de colapso, lppc
7
8
9
10
Valores mínimos de la presión de estallido a la mínima resistencia a la elongación, lppc
1.
Carga de tensión en la curvatura forzada.
2.
Severidad de la curvatura forzada.
3.
Número de ciclos soportados en la curvatura forzada.
4.
Dimensiones del pozo, la tubería y sus propiedades mecánicas.
Lubinski y Nicholson publicaron varios métodos para calcular la máxima curvatura permisible por cada cien (100) pies, para cualquier tubería de perforación, basados en las siguientes ecuaciones: Donde: Error! Bookmark not defined. π σb tanghip 432000 (KL) 4 4 C = l = EC.( A2.15 D -d ) 64π ED KL 0 Error! Bookmark not defined. 0 C: Máxima EC. A2.16 A2.14 curvatura permisible, grados/100 pies E: Módulo de Young, 30 x 106 lppc (acero)
D: L: T: σb: l: A: d:
Diámetro externo tubería, pulgadas Punto medio entre las uniones, pulgadas (180 pulgadas para tubería rango 2) Tensión bajo la curvatura forzada, libras Máximo esfuerzo de doblamiento permisible, lppc Momento de inercia de la tubería con respecto a su diámetro, pulgadas4 Area seccional de la tubería, pulgadas2 Diámetro interno tubería, pulgadas
El máximo esfuerzo de doblamiento permisible (σb), se calcula a partir del esfuerzo de tensión flotado (σf), de acuerdo con las siguientes ecuaciones: Para la tubería grado T E, la Ecuación A2.18 σf = A0 y para la tubería grado Error! Bookmark not defined. EC. A2.17 S-135, la Ecuación A2.19: 10.4.3 INSPECCIÓ N DE TUBERÍA
Error! Bookmark not defined. Error! Bookmark not defined.
10 (1t -- [ σb = 20.000 -( )σ σb = 19500
t σ(0.6)
) ] ( σt - 33500 ) 2 145000 67 (670 ) 0 0 EC. A2.19 EC. A2.18 2
Se realiza para determinar la capacidad y el grado de uso (estado) que tiene la tubería. Las fallas en la tubería pueden causar largas y costosas operaciones de pesca, inclusive el abandono del pozo. La mayoría de las fallas que presentan las tuberías están relacionadas en alguna forma con la fatiga del metal de la tubería. Las fracturas por fatiga son progresivas, comenzando por pequeñas grietas que se incrementan hasta convertirse en canales o huecos visibles. Una grieta por fatiga es una línea de ruptura sencilla en la superficie de la tubería, que puede ser detectada durante una inspección magnética con partículas de hierro o identificada mediante inspección visual de la parte exterior del tubo o inspección óptica de la parte interna.
10.4.3.1 Procedimiento de Inspección
El sistema API - IADC recomienda los siguientes pasos: 1.
Determinar el área seccional del tubo.
2.
Medir el diámetro externo de la unión, la caja debe tener el suficiente diámetro externo para ajustar con el cuerpo del tubo con el mismo esfuerzo torsional.
3.
Revisar las superficies externas e internas de la unión, para determinar la presencia de posibles fracturas, grietas u anomalías.
4.
Revisar las áreas de enroscado para detectar posibles grietas y cortes afilados, longitudinales o transversales.
5.
Revisar las uniones para registrar desgastes, asperezas, cortes, lavados, grietas de fatiga en la base de las roscas y cualquiera otra anomalía que pueda afectar la capacidad de sostenimiento o la estabilidad de la junta.
6.
Revisar si la junta tiene el bisel en buen estado.
7.
Esporádicamente, observar las marcas del fabricante para detectar cualquier posible observación.
8.
La inspección magnética de partículas para detectar grietas se debe realizar si se encuentran evidencias de alargamiento o protuberancias, tanto en el cuerpo del tubo como en las roscas del pin o la caja. También cuando se considere que la tubería ha realizado un trabajo que le ha causado fatiga cercana a su resistencia.
9.
Medir el perfil de las roscas para detectar posibles indicaciones de sobretorque.
En el campo se puede realizar una inspección con equipo portátil así: Inspección Optica: Consiste en el examen visual externo y en la revisión interna del tubo mediante un instrumento para detectar grietas u otros defectos. Las limitaciones de este método son diversas como son la velocidad y calidad de la inspección, limitada por la capacidad humana, que en el mejor de los casos podría detectar sólo las grietas o fracturas de gran extensión. Inspección de Partículas Magnéticas: Es el método normalmente usado para inspeccionar la tubería; su principio consiste en magnetizar un lado de la tubería para causar un flujo magnético, de tal forma que exista comunicación a través de las fracturas o grietas, que atraiga las partículas de hierro que han sido esparcidas sobre la tubería, dándole así la forma a la grieta para su registro. Introducción Magnética: Consiste en magnetizar la tubería con altos niveles de pulsación por flujo de corriente directa y registrando en la superficie del tubo los disturbios causados por las grietas o fisuras del metal. Método Ultrasónico:
Se transmiten vibraciones al metal a través de una columna de agua. Este método es efectivo para medir el espesor promedio y mínimo de la pared y el área seccional de la tubería. ECOPETROL exigirá el reporte de inspección de la tubería que será usada en el pozo bajo un nuevo contrato, antes de iniciar la perforación y ordenará el cambio o la nueva inspección cuando el caso lo requiera.
10.4.4 CÁLCULOS DE DISEÑO
10.4.4.1 Parámetros de Diseño
Para efectuar los cálculos de longitudes se necesita: 1.
Profundidad total del pozo o de la sección a diseñar.
2.
Tamaño del hueco.
3.
Máxima densidad esperada del lodo.
4.
Tensión extra. Se toman 100.000 libras.
5.
Factor de seguridad por tensión = 1.5
6.
Factor de seguridad por colapso = 1.15
7.
Factor de seguridad por estallido = 1.25
8.
Longitud, diámetro externo e interno y peso en libras por pie de las botellas.
9.
Tamaños disponibles y existentes de tubería de perforación.
10.4.4.2 Diseño por Tensión
Se efectúa con base en la carga estática soportada en el tope de cada clase o sección de tubería, teniendo en cuenta el peso flotado de la tubería, botellas, etc., inmediatamente por debajo. Con el siguiente procedimiento se calcula la máxima longitud a bajar de la tubería seleccionada, comenzando en el fondo por la tubería de menor esfuerzo de tensión y teniendo en cuenta los parámetros de diseño dados.
1.
El valor del mínimo esfuerzo por tensión se divide por el factor de seguridad y al resultado se le resta: la tensión extra asumida, el peso flotado de las botellas, la tubería pesada y las tuberías seleccionadas para la parte inferior.
2.
El peso real del tubo (nominal más la unión), se multiplica por el factor de flotación que se halla con la siguiente fórmula:
3.
El resultado densidad lodo actual (lb/gal) obtenido en el FF = 1 (65.5 lb/gal) 0 numeral 1., se Error! Bookmark not defined. EC. A2.20 divide por el obtenido en 2., para hallar la máxima longitud permisible por tensión que se puede bajar de la tubería seleccionada.
4.
El peso total flotado de la longitud hallada se usa para diseñar la siguiente sección de tubería de mayor resistencia.
10.4.4.3 Diseño por Colapso
Una vez calculadas las longitudes de cada sección de tubería, se revisa la resistencia de la tubería por colapso en la base de cada sección, tomando los parámetros de diseño y la tubería completamente vacía, dividiendo la resistencia al colapso del tubo inferior corregida por tensión entre la presión hidrostática externa máxima que soportará y asegurándose que el resultado (factor de seguridad al colapso), sea igual o mayor de 1.15. La corrección por tensión se puede hacer con fórmulas, o mediante la Elipse Biaxial adjunta (Figura A2.7), como se ilustra con los datos a continuación: Tubería premium, 5"-19.5# - E. Tubería vacía con lodo de 15 lpg en el anular y último tubo tensionado con 50000 lb. Esfuerzo de cedencia de la grado E = 85000 lb. 1.
Hallar la reducción de diámetro para la clase premium con respecto a la nueva:
OD nominal = 5", Espesor de pared nominal = 0.362", ID nominal = 4.276" (Tabla 2.1 RP 7G). Reducción de pared para clase premium = 20%, por lo tanto: 0.362 * 0.2 = 0.0724 a cada lado. Reducción total de pared = 0.0724" * 2 = 0.1448". El nuevo OD quedaría en: 5" - 0.1448" = 4.8552" 2.
Calcular el área seccional remanente así:
Area R = π/4 (ODR2 - IDN2), A = 3.1416/4 [(4.8552)2 - (4.276)2 ) = 4.1538 pulg2. 3.
Calcular la presión equivalente a la tensión:
PE = T/A = 50000 / 4.1538 = 12037 lppc.
4.
Hallar el porcentaje del esfuerzo de cedencia que representa la carga anterior:
Porcentaje = 12037 / 85000 * 100 = 14.16 % Con este valor se va a la gráfica, parte superior derecha y se baja hasta interceptar la curva de colapso, se va horizontal hasta interceptar el porcentaje de la resistencia nominal al colapso. En este caso, 92%, el valor del colapso para esta tubería es 7041 lppc (Tabla A2.5), por lo tanto el colapso corregido será: 7041 * 0.92 = 6477 lppc.
10.4.4.4 Diseño por Torque
El esfuerzo por torsión es crítico en caso de huecos desviados, huecos profundos, durante Error! Bookmark not defined. FIGURA A2.7 operaciones de limpieza por las altas revoluciones, y en caso de tuberías pegadas.
0
El torque aplicado durante cualquier tipo de operación no debe exceder el torque recomendado para ajustar la conexión; el API RP 7G en su sección quinta presenta una fórmula para aproximar un valor de torque durante la perforación, de tal forma que pueda controlar las revoluciones para no exceder el torque máximo. Donde: HP * 5250 T= RPM 0 Error! Bookmark not defined. T: Torque EC. A2.21 entregado a la tubería de perforación, lb-pie HP: Potencia usada para rotar la tubería, HP
RPM: Velocidad de rotación, RPM.
10.4.4.5 Diseño por Estallido
Ocasionalmente la tubería puede estar sometida a alta presión interna, por lo tanto se puede revisar para determinar un factor de seguridad, recomendable mayor o igual a 1.25. Se obtiene dividiendo la resistencia al estallido de la tubería, entre la presión total interna que se prevé soportará.
10.4.5 MÉTODO COMBINADO DRILCO - API PARA DISEÑO DE BOTELLAS Y TUBERÍA
Es el método comúnmente usado para calcular, tanto la cantidad de botellas como de tubería para la perforación de un pozo. ECOPETROL ha usado este método durante la perforación de la mayoría de sus pozos sin mayores problemas reportados. El método se acompaña del siguiente ejemplo: Profundidad Vertical del pozo (L): 10.000 pies. Peso sobre la broca (PSB): 40.000 lb. Botellas disponibles: 8" * 2 13/16" - 150 lb/pie. Longitud promedio: 30 pies. Peso del lodo (DL): 10 lpg. Factor de Flotación (FF): 0.847 Tubería de Perforación: 5"- 19.5 lb/pie. Grado G105, Premium. Unión 6 3/8" XH * 3 1/2". Peso total de la tubería (Wt): 21.09 lb/pie. Resistencia al colapso: 8760 lppc. Resistencia al estallido: 12160 lppc. Resistencia a la tensión: 436150 lb. Resistencia al torque: 45200 lb-pie. Torque recomendado para la unión: 23400 lb-pie. Tensión extra : 150.000 lb. 1.
Hallar el peso y la longitud de las botellas para el peso sobre la broca requerido:
Pb = (PSB * FS) / FF Pb = (40000 * 1.3) / 0.847 = 61400 lb. Lb = 61400 lb./ (150 lb/pie) = 409 pies. Cantidad de botellas = 409 pies / (30 pie/botella) = 13.6 botellas. Como es conveniente manejar las botellas por paradas, aproximamos para completarlas. Por lo tanto serán 15 botellas. El peso real será: 15 * 30 * 150 = 67500 lb y la longitud: 450 pies.
2.
Determinar la resistencia a la tensión de las tres formas siguientes:
a.
R1 = (máx.resistencia a la tensión * 0.9) / C R1 = (436150 * 0.9) / 1.42 = 276400 lb.
OD de tubería = C : 2 1/2" = 1.18, 2 7/8" = 1.22, 3 1/2" = 1.28, 4 1/2" = 1.37, 5" = 1.42, 5 1/2" = 1.47, 6 5/8" = 1.59. b.
R2 = (máx.resistencia a la tensión * 0.9) - Tensión Extra. R2 = (436150 * 0.9) - 150.000 = 242.000 lb.
c.
R3 = (máx.resistencia a la tensión * 0.9) / 1.3 R3 = (436150 * 0.9) / 1.3 = 301.950 lb.
Escoger la menor de las tres resistencias obtenidas: R1, R2, R3 es decir R2 = 242.000 lb. 3.
Hallar la longitud de tubería permisible a bajar:
Lt = (R2 - Pb * FF) / Wt * FF Lt = (242.000 - 67500 * 0.847) / 21.09 * 0.847 = 10346 pies. Número de juntas: 10346 pies / 31 = 334 juntas. Cantidad necesaria: Prof. del pozo - Lb Cantidad necesaria: 10.000 pies - 450 pies = 9550 pies. Se puede usar la tubería en todo el pozo. 4.
Probar por colapso:
FSC = RC / PhExt FSC = 8760 lppc / (0.052 * 10 * 10346) = 1.62 Cumple. Cuando el tubo del fondo será sometido a tensión o soportará una sección inferior, se debe corregir la resistencia al colapso por tensión.
Supongamos que el tubo soportará 100.000 lb. Haciendo un cálculo similar al realizado en el numeral 2.4.4.3, obtenemos un valor en la gráfica del 86%, por lo tanto, la nueva resistencia al colapso será: 8760 lppc * 0.86 = 7533 lppc. De acuerdo con esto, el nuevo factor de seguridad será: FSC = 7533 lppc / (0.052 * 10 * 10346) = 1.40 Continua cumpliendo hasta la profundidad calculada. Cuando se presenta el caso de que el factor de seguridad no cumple (menor de 1.15), se toma el factor de seguridad de 1.15 y se calcula la profundidad permitida con la presión de colapso corregida (PCC), así: Lt = (PCC) /(0.052 * DL * 1.15) 5.
Probar por estallido:
FSE = RE / PhInt Suponemos una presión interna adicional de 3000 lppc. (P.e. para destapar boquillas). FSE = 12160 lppc./ (5380 + 3000) = 1.45 Cumple 6.
Probar por torque:
T = (600 HP * 5250)/200 T = 15750 lb - pie FST = 23400 / 15750 = 1.48 Esto significa que si tengo una entrega de 600 HP por la rotaria, no puedo colocar más de 200 RPM so pena se reducir el factor de seguridad y acercarme al límite máximo.
10.5 VASTAGO DE PERFORACION (KELLY)
Es la herramienta superior o tope de la sarta de perforación, que transmite la rotación de la mesa rotaria a la tubería, a través de una guía de manejo (drive bushing). Generalmente mide al rededor de 43 pies de longitud y su forma puede ser triangular, cuadrada, hexagonal u octagonal. Una de las causas más comunes de daño en el vástago, sucede por el redondeamiento de sus esquinas debido al desajuste con la guía de manejo; aunque el redondeamiento es un proceso natural de desgaste, causado por la fuerza comprensiva que imprimen los rodillos de la guía en los flancos del vástago, es acelerado el proceso respectivamente por el torque en la rotaria y el incremento del espacio libre entre los rodillos y el flanco. Para minimizar este problema se pueden seguir las siguientes recomendaciones:
1.
Todo vástago de perforación nuevo debe ser inicializado con un nuevo conjunto de rodillos en su guía.
2.
Si el conjunto de rodillos es implementado mediante el uso o remoción de cuñas, se deberá lograr un ajuste mínimo, buscando el menor espacio libre rodillos-flanco vástago.
3.
La unidad de guía debe ser periódicamente reemplazada, para asegurar que el espacio libre por desgaste se mantenga al mínimo. No soldar las superficies impulsoras del vástago.
4.
Los vástagos no están diseñados para trabajar en compresión, evitar descargarle excesivo peso porque se puede doblar.
10.6 TUBERIA PESADA DE PERFORACION (HEAVY WALL DRILLPIPE)
Es una tubería de peso intermedio entre las botellas y la tubería de perforación. Se caracteriza por tener el diámetro externo similar al de la tubería de perforación y el interno similar al de las botellas, paredes gruesas y una unión de conexión extralarga. El tubo externamente muestra un hombro integral en su centro, el cual lo protege del desgaste excesivo y le sirve de estabilizador. La Figura A2.8 muestra un tubo de este tipo. Su uso normal en la sarta se justifica en la zona de transición, entre las botellas y la tubería de perforación, que es al área de mayor acumulación de fatiga por la concentración de esfuerzo de doblamiento, causado principalmente por dos (2) factores: 1.
La oscilación cíclica torsional se concentra más, a medida que se acerca a las botellas.
2.
Movimiento lateral de pared a pared tanto de la tubería como los saltos y vibraciones de las botellas. TABLA A2.6
Error! Bookma rk not defined. TAMA ÑO Y TIPO DEL VÁSTA GO DE PERFO RACIO N,
ESPA CIO LIBR E INTE RNO, pulg.
CONEXIÓN INFERIOR
ESFUERZO A LA TENSIÓN
ESFUERZO A LA TORSIÓN
ESFUERZO AL DOBLAMIENT O
pulg. TAMAÑ OY TIPO
DIA MET RO EXT ERN O, pulg.
CONEX ION INFERI OR, lb
SECCI ON DEL VASTA GO, lb
CONE XION INFE RIOR, pie-lb
SECCI ON DEL VAST AGO, pie-lb
SECCI ON DEL VAST AGO A TRAV ES DE LAS ESQU INAS
SECCI ON DEL VAST AGO A TRAV ES DE LOS LADO S
2 1/4 Sq
1 3/8
23/8"I.F
3 3/8
379,600
386,200
9,000
9,800
10,000
15,100
2 3/4 Sq
1 7/8
27/8" I.F
4 1/8
485,300
515,400
13,300
16,000
16,600
25,900
3 1/4 Sq
2 3/8
31/2" I.F
4 3/4
661,800
648,800
21,100
23,900
25,100
40,400
4 Sq
2 7/8
41/2" I.F
6 1/8
1,344,20 0
1,020,00 0
55,500
45,800
47,900
76,400
4 Sq
2 7/8
4" I.F
6
1,011,60 0
1,020,00 0
38,300
45,800
47,900
76,400
5 Sq
3 3/4
51/2" F.H
7
1,356,80 0
1,488,50 0
58,800
82,800
87,800
143,600
5 Sq
3 3/4
51/2" I.F
7 3/8
1,924,30 0
1,488,50 0
92,700
82,800
87,800
143,600
2 3/4 Hex
1 3/4
23/8" I.F
3 3/8
278,400
454,000
6,500
16,400
18,100
15,000
3 Hex
1 7/8
27/8" I.F
4 1/8
485,300
551,400
13,300
21,700
23,800
19,800
3 1/4 Hex
2
27/8" I.F
4 1/8
443,400
658,000
12,100
28,000
30,600
25,500
4 Hex
2 5/8
31/2" I.F
4 3/4
553,800
924,700
17,500
48,900
54,100
44,800
4 27/32
3 1/4
4" I.F
6
809,800
1,316,80 0
30,600
84,600
94,200
77,500
5 Hex
3 1/4
4" I.F
6
809,800
1,463,10 0
30,600
96,600
106,70 0
88,300
5 Hex
3 1/2
41/2" I.F
6 1/8
999,900
1,317,30 0
40,800
87,800
99,000
80,6000
5 3/4 Hex
4
51/2" F.H
7
1,189,50 0
1,764,50 0
51,300
134,800
151,60 0
123,700
5 3/4 Hex
4 1/8
51/2" I.F
7 3/8
1,676,20 0
1,676,70 0
80,400
128,300
146,10 0
118,200
El número de juntas a correr en la zona de transición es importante; la experiencia de campo recomienda de 4 a 6 paradas en huecos verticales; para huecos desviados se recomienda una cantidad de 30 juntas. Las propiedades son mostradas en la Tabla A2.7. TABLA A2.7
Error! Bookmark not defined. FIGURA A2.8
0
Error! Bookmark not defined.ESPECIFICACIONES DE LA TUBERIA PESADA DE PERFORACION CUERPO UNIÓN DE CONEXIÓN PESO TAMA ÑO NOMI NAL, pulg. A DIMENSIONE SECCIÓN PROPIEDA TA DIAM DIAM PROPIEDA TOR PESO S NOMINALES UPSET D DEL MA . EXT. . INT. DES QUE INCLU DEL CUERPO CUERPO ÑO pulg. pulg. MECÁNICA DE YENDO E S CON CUERP EXIÓ O Y N CONEX IÓN lb- TU ESFU ESFU DI ESPES AR CE TERMIN ESFU ESFU pie BO ERZ ERZO A. OR DE EA NT ACIONE ERZ ERZO DE O TORS O TORS IN LA pulg RO S pulg. 30 TENS IÓN D TENS IÓN T. PARE . pulg PIE IÓN pie-lb IÓN pie-lb . B D S lbs lbs C pulg. 1/2 2 0.718 6.28 4 3 345.4 19.53 NC3 4 2 782.0 9.500 9.900 26 810 0 00 5 8 00 4 2 0.718 7.41 4 4 407.5 28.74 NC4 5 2 735.0 25.00 13.25 28 870 0 50 5 0 00 0 0 4 1/2 2 0.875 9.96 5 4 548.0 40.62 NC4 6 2 996.0 42.80 21.80 42 129 5 75 5 6 00 0 0 0
5
3
1000 12.5 5 67
5
691.1 56.36 NC5 85 5 0
6
3
1.300. 45.50 29.40 50 155 000 0 0 0
BIBLIOGRAFIA
1.
API, 8D. Nomogramas para Determinación de la Severidad de Curvatura.
2.
API, RP 7G, 11a. Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits, Edic. Mayo 28/84.
3.
API, RP 13B. Procedimientos Normales de Prueba de Corrosividad para Fluidos de Perforación.
4.
LUBINSKY Y NICHOLSON, A. Fomato Drillco. Drill Stem Design.
11 ANEXO IV. CORAZONAMIENTO
11.1 INTRODUCCION Es la operación a través de la cual se obtiene un cilindro continuo de roca de la formación (corazón) del pozo. El corazón proporciona una de las fuentes de información más valiosa, sobre las características litológicas y contenido de fluidos de un yacimiento. Existen varias técnicas para obtener dichas muestras, pero todas estas se basan en un mismo procedimiento general, conocido como "Corazonamiento Convencional".
11.2 RAZONES PARA CORAZONAR Las principales razones para corazonar son: -
Obtener las características físicas del yacimiento (porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, etc).
-
Definir los cambios areales de las características físicas del yacimiento para cálculos de reservas.
-
Obtener muestras de aceite, gas y/o minerales.
-
Estudios del yacimiento.
-
Determinación de presencia de gas, agua y/o aceite.
-
Definir los contactos agua-aceite.
-
Determinar buzamientos de los diferentes estratos.
-
Estudios de métodos de recuperación primaria y secundaria.
-
Análisis especiales (litológicos, de arcillas, etc.) de laboratorio.
-
Análisis de posibles tratamientos remediales, fracturamientos, etc.
11.3 HERRAMIENTAS PARA LA EXTRACCION DE CORAZONES Para la operación de corazonamiento convencional, básicamente son utilizadas dos herramientas que permiten el corte y obtención del corazón, éstas son: el barril y la broca corazonadora.
11.3.1 BARRIL CORAZONADOR Es una herramienta que permite extraer del fondo del pozo, muestras continuas de diferente longitud durante la perforación. Consta principalmente de un barril externo, un barril interno y de una serie de accesorios que en conjunto permiten el desarrollo de la operación de corazonamiento (Figura A4.1).
FIGURA A4.1
La longitud de los barriles podría ser de máximo 60 pies para lograr una buena recuperación y facilitar su manejo. Si la formación es en extremo no-consolidada, la longitud del barril debe ser limitada a 30 pies.
11.3.1.1 Partes del Barril y su Función A continuación se explicarán cada una de las partes del barril corazonador: 11.3.1.1.1
Barril Externo (Outer Barrel)
Tubo de acero similar a los collares utilizados en perforación, el cual trasmite el torque y el peso a la broca. En sus extremos está unido a estabilizadores. 11.3.1.1.2
Estabilizadores
Son tubos cortos con aletas de diámetro igual al de la broca, pueden ser lisas o en forma de espiral. Están colocados en el tope del barril externo y sobre la broca, en barriles de 60' se coloca otro en la mitad. Influyen en el mejoramiento de la tasa de penetración y el porcentaje de recuperación de la muestra, porque minimizan el desplazamiento lateral de la broca, evitando que se parta el corazón. Los estabilizadores mejoran el contacto entre la broca y la formación porque la posicionan de una manera plana contra el fondo del pozo. 11.3.1.1.3
Barril Interno (Inner Barrel)
Tubo liso que facilita la entrada del corazón, almacenándolo y aislándolo del fluido de perforación, el cual pasa a través del espacio anular entre el barril externo y el barril interno. Se encuentra unido al barril externo por una tuerca y separado del mismo por una balinera. Puede ser de diferentes materiales: acero, P.V.C., aluminio, fibra de vidrio, caucho, etc. 11.3.1.1.4
Junta de Seguridad (Safety Joint)
Permite soltar y girar separadamente el barril externo del interno en condiciones extremas de operación (pegas), para lograr la recuperación de la muestra. 4.3.1.1.5 Válvula de Asiento (Seat-Relief Valve) Permite cambiar de dirección al fluido en dos secuencias distintas. Durante el viaje al fondo la válvula está abierta y el fluido de perforación pasa a través de ella y limpia los cortes atrapados. Cuando se ha limpiado adecuadamente se lanza desde superficie la esfera, cerrando el orificio y reorientando el flujo hacia el anular de los barriles, evitando que el corazón sea barrido por el fluido. Esta válvula está ubicada en la parte superior del barril interno. 11.3.1.1.5
Receptor del Corazón (Catcher)
Accesorio que consta de unas uñas que permiten el paso del corazón sólo hacia dentro del barril interno, impidiendo que éste caiga después de ser almacenado, al levantar la tubería de perforación. Se instala en la parte inferior del barril interno. Las siguientes clases de receptores son las más utilizadas: Existen tres (3) clases principales de receptores que se usan dependiendo de la formación a corazonar: -
De cuñas deslizantes (slip-dog): Para formaciones friables.
-
De canasta (basket): para formaciones muy friables y poco consolidadas.
-
Convencional: Para formaciones consolidadas.
11.3.1.1.6
Balineras (Bearing Set)
Separan el movimiento rotatorio del barril externo con el barril interno. Se encuentran ubicadas en la parte superior del barril interno.
11.3.2 BROCA CORAZONADORA Las hay de gran variedad de acuerdo con los tamaños de los barriles y tipos de formaciones. Sus diseños tienen como objeto mejorar la rata de penetración y cortar un buen diámetro de corazón. Los diseños de corte son similares al de las brocas de perforación PDC, para formaciones blandas los insertos son grandes y separados, mientras que para formaciones duras son pequeños y muy juntos. Estas brocas cortan por abrasión o corte continuo y destrucción de la formación por compresión, rotación de la herramienta y limpieza. Los insertos pueden ser de: diamante natural, diamante policristalino (P.D.C.) y diamante policristalino termo-estable (T.S.P). En el Anexo de Brocas se encuentran detalles sobre estos tipos de diamantes. Las brocas corazonadoras tienen tres partes básicas (Figura A4.2): la corona, el cuerpo y el vástago. La corona usualmente contiene varias secciones de diamantes, ubicados en forma oblicua o de espiral, dependiendo de la dureza de la roca para la cual se usa. Es importante la ubicación del flujo interno de circulación (Figura A4.3). Las brocas con descarga interna pueden causar que el paso del fluido de perforación entre el corazón y la broca erosione el corazón.
FIGURA A4.2
Por ello, igualmente se usan brocas con descarga por la corona que impiden que el fluido de perforación lave el corazón. El diámetro de la broca es generalmente 1/32" o 1/16" menor que el de una broca tricónica, lo cual evita el desgaste prematuro del diámetro externo de la corona por efecto de la limpieza de las paredes del pozo, antes de alcanzar la profundidad deseada. El análisis del estado de la broca conduce a mejorar su utilización:
FIGURA A4.3 -
Un desgaste normal y uniforme implicará una corrida bajo óptimas condiciones de operación.
-
Un arco concéntrico sobre la corona puede ser causado por chatarra, por la formación y/o una hidráulica insuficiente.
-
La existencia de chatarra en el pozo se detecta por estrías en la matriz y en el cuerpo de la broca y diamantes rotos o fracturados, etc. Las hidráulicas pobres causan el calentamiento de los diamantes, agrietamiento y hendiduras en la matriz. El calor genera temperaturas mayores de 1550 °F, suficientes para destruir el diamante.
-
-
La falta de estabilización causa desgaste prematuro y no uniforme de la broca.
-
Un caudal superior al de su diseño causa erosión excesiva, igualmente el alto contenido de arena o sólidos en el fluido de perforación.
11.4 DATOS TECNICOS Aunque cada fabricante suministra la información de su barril, como referencia podemos usar la Tabla A4.1, donde se encuentran los datos técnicos para los barriles corazonadores. Adicionalmente, se presentan los máximos valores de torque para sus roscas y la máxima tensión a utilizar en caso de pegas. TABLA A4.1 INFORMACION TECNICA DEL BARRIL CORAZONADOR Error! Bookmark not defined.TAMAÑO BARRIL CORAZONADOR (PULG) EXT
TAMAÑO CORAZON (PULG)
INT
DIAMETRO EXTERNO BROCA (PULG)
MIN
BARRIL INT. TORQUE PIELB
BARRIL EXT. TORQUE PIELB
CONEXION API (PULG)
BARRIL EXT. PESO MAXIM (LBS)
MAX
3 1/2
1 3/4
1 3/4
3 3/4
5
600
2000
2 3/8 REG
74000
4 1/2
2 1/8
2 1/8
4 1/2
6
1000
3000
2 7/8 REG
101000
4 1/2
2 1/8
2 1/8
4 3/4
6 3/4
1000
5400
3 1/2 REG
195000
4 3/4
2 5/8
2 5/8
5
6 3/4
1500
5500
3 1/2 IF
137000
5 3/4
3 1/2
3 1/2
6
8 1/2
2000
7500
4 1/2 FH
183000
6 1/4
3
3
6 1/2
9 7/8
2700
15000
4 1/2 IF
290000
6 3/4
4
4
7
9 7/8
3000
9500
4 1/2 IF
275000
8
5 1/4
5 1/4
8 3/4
14 3/4
8000
20000
6 5/8 REG
322000
En la Tabla A4.2 se recomiendan algunos datos para lograr una buena operación de corazonamiento, escogiendo la rata de penetración con que se planea corazonar el intervalo y seleccionando una velocidad adecuada del fluido de perforación. De igual forma, en la Tabla A4.3 se señalan algunas condiciones de operación, teniendo en cuenta que las áreas de flujo son restringidas. TABLA A4.2 CONDICIONES DE OPERACION CON AREA DE FLUJO VARIABLE Error! Bookmark not defined.RATA DE PERFORACION (PIES/HR) 10-50
T.F.A. Pulg2
H.S.I. HP/Pulg2
Pb (Lppc)
V1 (Pies/Seg)
0.4
1.49
484
245
6-10
0.45
1.13
367
213
4-6
0.50
0.93
302
194
2-4
0.55
0.75
245
174
0.5-2
0.60
0.64
206
160
Donde: R.O.P: Rata de penetración
T.F.A: Area total de flujo H.S.I: Potencia hidráulica Caída de presión en la broca Pb: Velocidad del lodo en el área de flujo V1: TABLA A4.3 CONDICIONES DE OPERACION CON AREA DE FLUJO CONSTANTE Error! Bookmark not defined. (G P M)
HSI (HP/Pulg.2)
Pb (Lppc)
V1 (Pies/Seg)
200
0.28
134
129
250
0.54
210
161
300
0.93
302
194
350
1.48
411
226
La tabla es válida para: Densidad del lodo 9 lb/gal, Diámetro del hueco 8.5 pulg., TFA : 0.5 Pulg2. Las condiciones hidráulicas (HSI, GPM, Pb, V1, etc.,) en la operación de corazonamiento, son diferentes a las que se utilizan en perforación. Para calcular estos valores se deben tener en cuenta las siguientes fórmulas:
EC. A4.1 EC. A4.2
Ah =
π x d2
4 BHHP HSI = Ah 0.32 x Q DL = Ah Donde: BHHP:Potencia hidráulica en la broca, caballos de potencia Ah: Area del hueco, pulg.2 Q: Caudal, gal/min DL: Densidad del lodo, lpg d: Diámetro del hueco, pulg.
EC. A4.3 EC. A4.4 EC. A4.5
MANUAL DE PERFORACION 1995
En las Figuras A4.4, A4.5 y A4.6 se muestran los galonajes, peso óptimo sobre la broca y revoluciones requeridos para la operación de corazonamiento, dependiendo del tamaño de la broca y tipo de formación.
11.5 CONSIDERACIONES BASICAS PARA LA PLANIFICACION DE UN CORAZONAMIENTO Cuando se ha seleccionado un pozo para corazonamiento, es porque se requiere algún tipo de información de la anteriormente señalada, por lo tanto ,la planificación de la operación es de gran importancia en la obtención de los resultados esperados. Para planear la operación hay que empezar por conocer los siguientes parámetros: -
Tamaño del hueco. Tipo y características del fluido de perforación. Profundidad de las zonas a corazonar. Características litológicas de la formación. Evaluación de las brocas corridas anteriormente. Tamaño del corazón requerido. Facilidades del equipo de perforación. Tamaños de tubería disponible. Objetivo del corazonamiento. Rendimiento y porcentajes de recuperación en áreas aledañas.
11.5.1 INTERVALO A CORAZONAR Establecidos los objetivos del corazonamiento hay que definir lo más exactamente posible el intervalo a corazonar, utilizando las herramientas disponibles para ello y las alternativas en caso de dificultad en la operación. Con estas pautas, el personal de corazonamiento podrá definir el mejor equipo, parámetros y planificar adecuadamente la operación. Las siguientes consideraciones básicas deben ser bien definidas, para realizar la operación de corazonamiento eficientemente y sin contratiempos.
11.5.2 SELECCIÓN DE LA BROCA Para ello se deben tener en cuenta los siguientes factores: -
Características de la formación. Composición y propiedades de los fluidos de perforación. Capacidad de la bomba del equipo. Tamaño y cantidad del corazón a recuperar. Diámetro y problemas en el pozo.
Las variables más importantes en la selección de la broca para una formación en particular son: la forma de la corona, la configuración de los diamantes y los canales para curso del fluido.
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MANUAL DE PERFORACION 1995
11.5.3 HIDRÁULICA Y FLUIDO DE CORAZONAMIENTO Los dos parámetros importantes a considerar son caudal y presión, para enfriar la broca, limpiar el fondo y remover los cortes eficientemente. Difiere del usado para brocas tricónicas, puesto que la cantidad de cortes a remover y arrastrar es menor y la necesidad de mantener la broca fría es prioritaria. El caudal óptimo es de 3.2 a 6.2 gal/min por pulgada cuadrada de área de pozo. Se requiere presión para forzar el fluido contra la cara de la broca. Una vez está en el fondo, habrá un incremento de presión entre 100 a 200 lppc con el mínimo caudal. El fluido se selecciona de acuerdo con la formación y los objetivos del corazonamiento. El lodo base aceite ha dado los mejores resultados en cuanto a recobro y preservación de las propiedades del yacimiento. Fluidos de perforación con altos contenidos de arena y de material de pérdida de circulación pueden ocasionar taponamientos en el barril interno. Cuando se usa gas o aire como fluido de perforación, el volumen necesario debe ser calculado a partir de la rata de flujo requerida para el tamaño del pozo. Para corazonamientos con aire, el volumen recomendado es de 10 pies3/min. Se debe tener en cuenta el tipo de fluido de perforación seleccionado para el corte, de acuerdo con las pruebas programadas para el análisis del corazón. En la Tabla A4.4 se presenta una relación entre los fluidos y los objetivos buscados.
11.5.4 CONDICIONES MECÁNICAS La circulación del fluido de perforación, el peso sobre la broca, las RPM TABLA A4.4 FLUIDOS DE PERFORACION ADECUADOS PARA LA OBTENCION DE OBJETIVOS Error! Bookmark not defined.OBJETIVOS
FLUIDOS DE PERFORACION ADECUADOS
Porosidad, litología y permeabilidad.
Cualquier fluido.
Porosidad, litología, permeabilidad y productividad estimada de la saturación de fluidos residuales en la superficie.
Lodo base agua, gas y emulsión.
Agua intersticial.
Base aceite, emulsión de aceite invertido (no adecuado para alta permeabilidad), petróleo crudo no oxidado.
Humectabilidad no alterada.
Agua fresca y sal (ningún otro aditivo y Ph neutro), petróleo crudo no oxidado, gas.
aplicadas a la broca y el torque, juegan un papel muy importante en el corazonamiento. La combinación adecuada de estos parámetros permitirán optimizar la operación. A continuación se darán algunos parámetros generales sobre estas condiciones:
11.5.4.1 Botellas de Perforación Utilizar suficientes botellas para exceder el peso aplicado a la broca, con el fin de mantener la tubería de perforación en tensión. Ellas pueden adicionalmente actuar como estabilizadores.
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MANUAL DE PERFORACION 1995
11.5.4.2 Peso sobre la Broca Este parámetro es el más importante para el desempeño de la broca y la buena recuperación del corazón. Diversos factores deben ser considerados cuando se determina el peso apropiado sobre la broca, tales como la dureza, fracturamiento de la formación, el tamaño de la broca, el tamaño, calidad y cantidad de diamantes que estén en contacto con la formación. Un peso óptimo sobre la broca es de 300 a 500 lbs/pulg² (Figura A4.5). Cuando este valor ha sido obtenido, debe mantenerse constante mientras se corazona. Las características de las formaciones hacen que sea necesario observar constantemente los retornos y el avance de la broca, para determinar en qué momento disminuir o aumentar el peso indicado, por cuanto un peso excesivo sobre la broca en formaciones duras acortará su vida y en formaciones blandas puede atascarla.
11.5.4.3 Velocidad de la Rotaria Depende de la formación que está siendo corazonada. No hay algo estándar, la mejor forma de determinar la velocidad de rotación es experimentalmente (Figura A4.6). De acuerdo con la configuración de la broca se pueden alcanzar valores de hasta 120 RPM. Estos valores deben ser compatibles con el caudal requerido y el peso sobre la broca.
11.5.4.4 Torque La indicación del torque es un parámetro de referencia excepcional para verificar la homogeneidad de la operación. Si bien no se han determinado valores absolutos de torque, un valor de torque constante indica que se han coordinado bien los parámetros de caudal, presión y peso.
11.6 ARMADO DEL BARRIL El cuidado y mantenimiento del barril corazonador debe ser una labor permanente, puesto que de él depende el éxito de la operación. En el proceso de armado del barril se usan las siguientes herramientas:
11.6.1 AGUANTADOR DE LA BROCA (BIT BREAKER) Se utiliza para soltar y apretar la broca del barril corazonador. Debe ser de la misma área de la mesa rotaria del equipo de perforación.
11.6.2 GRAPA DEL BARRIL INTERNO (INNER BARREL CLAMP) Se utiliza para sujetar el barril interno dentro del externo, evitando que se caiga al pozo. El procedimiento a seguir luego de tener el barril corazonador en el piso del equipo es el siguiente:
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MANUAL DE PERFORACION 1995
-
Conectar el substituto elevador (lifting sub) al barril y levantarlo con la polea viajera del equipo. Asegurarse que la rosca del barril sea la misma del substituto elevador y de aplicar torque a la conexión con la llave de tubo, para evitar que el barril corazonador se caiga al pozo cuando se levante (usar la grapa cuando sea necesario). La rosca del barril corazonador donde se conecta la broca, debe protegerse con un substituto para evitar su daño.
-
Acuñar el barril externo en la parte inferior del estabilizador superior. Colocar una grapa encima de la cuña para evitar que el barril se caiga si la cuña falla.
-
Desconectar la unión de seguridad con las llaves de potencia del equipo y soltar con una llave de cadena pequeña, inspeccionando las empaquetaduras de la unión de seguridad ("O" Rings).
-
Levantar la unión de seguridad junto con el barril interno hasta sacarlo del barril externo.
-
Desconectar con llave de tubo el substituto del receptor o zapato (core catcher sub). Inspeccionar detalladamente el receptor del corazón por ser una pieza muy importante para el éxito de la operación. Igualmente revisar y lubricar todas las roscas del barril interno y de las diferentes partes que se conectan a él.
-
Meter en el barril interno el marcador de final del corazón (core catcher). Conectar y apretar el conjunto zapato y receptor.
-
Levantar el barril interno y meterlo en el barril externo.
-
Colocar la grapa sobre el barril interno más o menos 20 cms por debajo de la conexión con la unión de seguridad y apoyar el barril interno sobre el externo.
-
Soltar con llaves de tubo la unión de seguridad del barril interno. Levantarla dejando al descubierto la balinera y sacar la esfera de desvío con el pescante.
-
Lavar exterior e interiormente el conjunto balinera, asiento y roscas.
-
Conectar nuevamente todo el conjunto anterior, asegurándose de la efectividad del sello esfera-asiento, verificando que todas las conexiones estén bien apretadas.
-
Bajar la unión de seguridad y conectarla al barril interno, apretándola con llave de golpe.
-
Levantar el barril interno, retirar la grapa, conectar y apretar con la llave de potencia la unión de seguridad al barril externo.
-
Levantar el barril corazonador, observando detalladamente que todas las conexiones externas de los estabilizadores estén apretadas con el torque indicado (Tabla A4.1) y desconectar el substituto protector de la rosca del barril externo.
-
Levantar y lubricar las roscas que unirán la broca con el barril externo. Medir detalladamente la distancia (D) que hay entre el extremo de la rosca del barril externo y el substituto del receptor del corazón (Figura A4.7).
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FIGURA A4.7 Esta distancia se mide con una regla especial que el fabricante debe suministrar y es la misma para todos los barriles corazonadores convencionales. Dicha distancia tiene un máximo y un mínimo que se debe seleccionar, dependiendo del grado de consolidación de la formación a corazonar. Por ejemplo, para una formación poco consolidada, la distancia debe ser la máxima para lograr minimizar el paso del fluido de perforación y así evitar lavar el corazón. -
Con el substituto de la broca corazonadora, se conecta al barril externo aplicando el torque indicado (Tabla A4.1).
-
Bajar barril corazonador y acuñarlo nuevamente en el sitio anteriormente mencionado. Retirar el elevador y conectar la sarta de perforación.
11.7 INSTRUCCIONES OPERATIVAS Cuando el barril se encuentra en la profundidad de corazonamiento, para iniciar la operación seguir el siguiente procedimiento:
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11.7.1 DETERMINACIÓN DEL FONDO REAL DEL POZO Asegurarse de la profundidad correcta del pozo. Es importante que el ingeniero interventor determine con exactitud el fondo del pozo, antes de iniciar el corte del corazón. En la práctica es necesario medir la sarta de perforación en el viaje anterior y además, contar el número de juntas que hay dentro del pozo y fuera de él. El barril corazonador se debe bajar al fondo del pozo sin rotar o con una rotación muy lenta. Para asegurar que se está tocando el fondo del pozo, se deben revisar la profundidad perforada y el peso final aplicado a la broca anterior, aplicar peso gradualmente hasta 8000 libras y observar si el indicador de peso responde inmediatamente. Evitar al máximo limpiar con la broca corazonadora, esto daña su diámetro externo y reduce su vida. Cuando se sospecha que el diámetro puede estar un poco restringido, hay que realizar un viaje de acondicionamiento con una broca nueva. Cuando planea usar una corona estabilizada, es conveniente usar estabilizadores en la sarta de perforación por lo menos con las dos brocas anteriores, para disminuir la posibilidad de tener que limpiar debido al área y longitud de diámetro exterior mayor en contacto con las paredes del pozo.
11.7.2 LIMPIEZA DEL POZO Luego de estar completamente seguros del fondo real del pozo, es necesario limpiarlo antes de iniciar el corte del corazón, para evitar taponamientos del barril. Para ello, se requieren las siguientes precauciones en el viaje anterior con la broca de perforación: -
Bajar la sarta con canasta recuperadora de desperdicios y pescar posible chatarra en el fondo.
-
Realizar viajes cortos.
-
Mantener las muelas de las llaves y todas las herramientas aseguradas y/o ajustadas en su sitio.
-
Usar empaque limpiador en la sarta cuando se saca o se baja tubería.
-
Se debe circular el tiempo suficiente para limpiar el anular de cortes. Bombear baches viscosos de lodo, dejando en el fondo uno con altos geles para asegurar la suspensión de los cortes.
-
Pescar ABSOLUTAMENTE TODA LA CHATARRA que pueda haber en el pozo, porque dañarán la broca y hasta el barril.
-
Si aún quedan dudas sobre la limpieza del pozo, es preferible bajar una herramienta magnética u otro método conocido para pescar chatarra.
11.7.3 BALANCE DE LOS FACTORES MECÁNICOS E HIDRÁULICOS
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Cuando el pozo está listo y la profundidad determinada, se lanza la esfera y se espera hasta que llegue al asiento de la válvula de desvío. Cuando eso ocurre, se aumenta la presión en superficie entre 20 y 40 lppc, debido a que el fluido de perforación empieza a circular entre el anular del barril externo e interno. Circular diez minutos para limpiar dicho anular antes de iniciar el corazonamiento. Iniciar el corte del corazón estableciendo previamente la combinación recomendada de peso sobre la broca y velocidad de rotación e ir ajustándola hasta obtener la más eficiente de acuerdo con la litología existente. El proceso es el siguiente: -
A dos pies del fondo, se regula la velocidad de bombeo hasta desarrollar el caudal recomendado.
-
Se baja lentamente la sarta al fondo y se inicia la rotación a una velocidad de 40 a 50 RPM, aplicando máximo 5000 libras de peso sobre la broca.
-
Incrementar la velocidad de rotación y el peso sobre la broca hasta alcanzar la mejor rata de penetración.
-
Cuando la corona está totalmente en contacto con la formación y el corazón está entrando al barril interno, la presión se incrementa de 100 a 300 lppc. Este incremento es ocasionado por la caída de presión a través de la corona.
El flujo de lodo aplicado a la corona es el único medio de mantener los diamantes limpios y fríos, de tal forma que la broca pueda cortar una formación nueva en cada giro, incrementando así la eficiencia de los factores mecánicos. La presión final establecida después de que la broca ha comenzado a cortar, debe mantenerse constante durante toda la operación. Si la presión aumenta o disminuye, algo anormal está sucediendo. La causa debe ser determinada y corregida. De otra forma se puede dañar la corona y/o la recuperación del corazón se reducirá.
11.7.4 CAUSAS DE CAMBIO EN LA PRESIÓN DE BOMBEO Cuando la presión cambia sin causa aparente revisar: -
Cambios del volumen bombeado, verificar los golpes y el estado de los componentes de la bomba.
-
Si la presión aumenta y el volumen es correcto, posiblemente la broca esté fallando. Normalmente es causado por la destrucción del anillo de diamantes que permite que la formación se aloje en la matriz, restringiendo los canales y causando el incremento de presión. Si éste es el problema, la presión caerá al levantar la broca del fondo y se incrementará al bajarla nuevamente. En este caso se debe sacar la broca para salvar los diamantes restantes y ahorrar tiempo de equipo.
-
Un incremento de presión puede deberse a un taponamiento del sistema circulatorio, debido a pedazos de goma de pistones, válvulas, protectores de roscas, etc. Si éste es el problema, la presión no disminuirá al levantar la broca del fondo y aunque la operación de corazonamiento podrá continuar, es conveniente sacar la broca para solucionar el problema.
-
El aumento y disminución de la presión constantemente, puede ser debido al bombeo de lodo de diferente peso que desbalancea la columna. Esto normalmente se corrige al continuar la circulación.
-
La disminución de la presión puede ser debida a una cuña (pedazo grande) del corazón, que mantiene la broca fuera del fondo, acompañada de pérdida de torque y baja rata de penetración. Esto sucede cuando se corazonan formaciones muy duras y fracturadas. Es recomendable no forzar la corona y sacarla inmediatamente.
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-
Una pérdida de presión también puede indicar un roto en la tubería (Washout) de perforación.
-
Las variaciones de presión ocurren comúnmente al corazonar formaciones blandas o fracturadas. Cuando un pedazo blando de formación se dispersa en los canales de circulación de la broca, la presión se incrementará (50 lppc o más). Tan pronto como se lave, la presión retornará a su valor normal y al mismo tiempo se incrementará la rata de penetración.
-
Cuando la presión de la bomba varía y la rata de penetración no está de acuerdo con la usualmente obtenida en formaciones conocidas, debe sacarse la broca para evitar bajas recuperaciones de la muestra.
11.7.5 CORTADO DE LA MUESTRA (EN FONDO) Aunque la mayoría de los corazones se separan fácilmente, siempre hay que realizar la operación de cortado del corazón teniendo en cuenta su longitud, la dureza y tipo de formación que se está corazonando. Un procedimiento normal para la separación consiste en: a.
Parar la mesa rotaria, sin quitar la bomba de perforación.
b.
Levantar lentamente la sarta (más o menos 10 pies). El indicador de peso debe marcar una tensión de 5000 a 10000 libras, dependiendo de la dureza de la formación.
c.
Bajar nuevamente la sarta sin rotar a 1 pie del fondo, para verificar que el corazón está dentro del barril.
d.
Finalmente, sacar la sarta de perforación sin rotar la tubería al desconectar las uniones, observando en el indicador el peso normal del conjunto del fondo del pozo. Para formaciones duras, es necesario cortar el corazón una vez se alivien más o menos las 3/4 partes del peso sobre la broca que se tenía, levantar la sarta y si es necesario tensionar hasta 30000 lbs sobre el peso de la sarta, frenar suavemente y girar la mesa rotaria lentamente hasta que se separe el corazón de la formación y luego proceder con la parte c y d del procedimiento anterior.
11.7.6 RECUPERACIÓN DE LA MUESTRA (EN SUPERFICIE) a.
Conectar el elevador al barril y levantarlo con la polea viajera del equipo de perforación.
b.
Desconectar la broca corazonadora con el aguantador descrito anteriormente y conectar el substituto protector de la rosca del barril externo.
c.
Acuñar el barril externo en la parte inferior del estabilizador superior y colocar las grapas de seguridad.
d.
Desconectar la unión de seguridad inspeccionando las empaquetaduras (anillos de sello).
e.
Levantar la unión de seguridad junto con el barril interno hasta sacarlo del barril externo.
f.
Desconectar del barril interno el substituto del receptor o zapato con llaves de tubo, colocar el barril interno sobre la mesa rotaria del equipo y aflojar el zapato hasta soltarlo. Es importante soltar el zapato cuando el barril se encuentra sobre la mesa rotaria para evitar accidentes, ya que dentro del zapato se encuentra el receptor y el corazón se puede caer.
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g.
Después de aflojar el zapato, colocamos una herramienta especial (freno manual) para el corazón (Core handling assy), con el fin de sujetar el corazón cuando se levanta el barril interno.
h.
Con el freno de mano puesto sobre el barril interno se procede a sacar el corazón. Se levanta el barril interno tres (3') pies sobre la mesa rotaria, lenta y lo más verticalmente posible, y se parte el corazón por debajo del freno con un martillo pequeño. Se toma el corazón con las manos sin confundir el tope y la base del mismo y se coloca en las cajas de cartón previamente marcadas para tal fin con un número consecutivo y su correspondiente tope y base. Con el corazón sujetado con el freno, se baja lentamente el barril interno hasta la mesa rotaria y se afloja el freno, permitiendo la salida de otra sección de tres (3') pies de corazón. Se repite el procedimiento hasta que salga del barril interno el indicador (core chaser), colocado durante la armada del barril. Si el corazón sale fracturado en secciones cortas (menos de 3 pies), es necesario estar atento para aplicar inmediatamente el freno y recuperar esa sección corta.
i.
Posteriormente, retirar el freno de mano del barril interno, lavar la mesa, el barril interno, el zapato con el receptor y el marcador de final del corazón.
11.8 CONSERVACION DE LOS CORAZONES Este trabajo es realizado, normalmente, por la compañía encargada de efectuar los diferentes análisis en el laboratorio. De la conservación y manejo de los corazones depende del éxito de los resultados de sus análisis. Después de que el corazón se ha recuperado, se coloca en una superficie plana para su limpieza y examen visual. El procedimiento a seguir es el siguiente: a.
En la mesa rotaria se recibe el corazón directamente del barril corazonador y se acomoda en secciones de tres pies (3') dentro de unas cajas, conservando la orientación e indicando los topes y bases en orden ascendente, tanto de cada pedazo como del tope del corazón recuperado.
b.
Se limpia cada fragmento de corazón, hasta tener la superficie de éste claramente expuesta, sin presencia de lodo de perforación. No se debe utilizar ningún tipo de fluido para la limpieza (agua, A.C.P.M., gasolina, etc).
11.9 MEDICION Y MARCACION DE CORAZONES Para iniciar la correcta medición y posterior marcación de los corazones, hay que tener en cuenta una serie de consideraciones a saber: a.
La profundidad inicial es aquella en que se comenzó a corazonar y se señala con una crayola blanca o negra (dependiendo de la coloración del corazón) o un marcador de tinta indeleble. De allí en adelante hacia la base se marca cada fragmento en el tope y la base con su correspondiente profundidad. Además, se debe marcar cada pie. De esta medición se calcula el porcentaje de recuperación del corazón.
b.
Teniendo en cuenta el tope y la base de cada fragmento, con dos crayolas o marcadores de tinta indeleble, uno rojo y otro negro y ubicando el rojo a la derecha del negro teniendo orientado el corazón con el tope hacia arriba, se trazan dos líneas paralelas de tope a base a lo largo de los fragmentos del corazón.
c.
Definidas las zonas de interés, todas las secciones del corazón son envueltas en papel celofán y se vuelve a marcar.
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d.
Posteriormente, se envuelven las secciones del corazón en papel de aluminio y sobre éste se remarcan. Luego recubrirlo con una capa de parafina y dejarlo en un sitio aireado hasta que ella se solidifique, para ser empacados en las cajas de cartón.
e.
Dichas cajas de cartón deben estar debidamente marcadas y orientadas de acuerdo a la marcación de las secciones que ellas contengan. La marcación de la caja debe incluir: 1.
Profundidad de tope y base.
2.
Nombre del pozo.
3.
Número de corazón.
4.
Tope y base del total recuperado en el corazón.
5.
Número de caja con relación al total de cajas de cada corazón.
11.10 OTROS TIPOS DE CORAZONAMIENTOS La gran mayoría de los corazonamientos toman como base el procedimiento desarrollado en el corazonamiento convencional. La principal diferencia radica en el recipiente que almacenará el corazón, que pueden ser de diferente material, en la forma de captura, corte y/o extracción del corazón. El tipo de corazonamiento escogido depende por lo general del tipo de formación a corazonar. A continuación se ilustrarán los parámetros básicos de cada uno de los tipos de corazonamiento.
11.10.1 CORAZONAMIENTO CON P.V.C. Contiene una sección adicional en el barril corazonador, que consta de un tubo de P.V.C. ensamblado dentro del barril interno. La técnica para cortar y extraer el corazón es la misma utilizada para el corazonamiento convencional. Su objetivo es el de mantener lo más intacta posible la muestra durante su recuperación y conservación en superficie. Los tubos de P.V.C se utilizan porque su superficie interna es lisa, reduciendo así la fricción y el daño por rotación, mejorando la recuperación cuando se corazonan formaciones no consolidadas. Para la conservación de las muestras tomadas con P.V.C., se debe tener en cuenta el siguiente procedimiento: a.
Extraer el corazón en el P.V.C. del barril interno y llevarlo a una mesa de trabajo, teniendo en cuenta cual es el tope y la base del corazón.
b.
Comprobar que no haya espacios vacíos dentro del P.V.C.
c.
Con marcadores de pintura o de tinta indeleble roja y negra se trazan sobre el P.V.C. dos líneas paralelas, la roja a la derecha y la negra a la izquierda, a lo largo.
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d.
A partir del tope se comienza a medir cada tres (3') pies exactos y se marcan de la siguiente forma: 1.
El tope con una "T" y su profundidad correspondiente.
2.
La base con una "B" y su profundidad correspondiente.
3.
En el medio se escribe el nombre del pozo, el número del corazón y del tramo con relación al número total del tramo en que se divide el corazón.
e.
Cortar cada tramo de tres (3') pies con exactitud usando una sierra eléctrica.
f.
En el extremo de cada tramo de tres pies, se extrae una pequeña porción de corazón, que es la muestra usada por el geólogo de ECOPETROL para su descripción.
g.
En uno de los extremos de cada tramo de tres pies se coloca una tapa de caucho sujetándola con una cinta de plástico. Si se preserva con resina epóxica, a la tapa se le abre un orificio lateral para que salgan los vapores. Se agrega la resina por el extremo destapado por el espacio anular que hay entre el corazón y el P.V.C.. Luego de que la resina se ha endurecido, se tapa el otro extremo.
h.
Los tramos de tres pies de corazón preservados se deben empacar en cajas de cartón.
11.10.2 CORAZONAMIENTO CON ALUMINIO Este corazonamiento utiliza aluminio directamente como barril interno o como un recipiente adicional para almacenar el corazón. El aluminio permite trabajar con rangos de temperatura más altos que con el P.V.C. y además, el factor de fricción es menor. El procedimiento de operación y manejo es igual al desarrollado en el corazonamiento con P.V.C..
11.10.3 CORAZONAMIENTO CON FIBRA DE VIDRIO Utiliza un tubo de fibra de vidrio para almacenador del corazón. Su única diferencia consiste en su mayor resistencia a la temperatura y un valor del factor de fricción menor que los anteriores. También puede ser usado como barril interno o como recipiente adicional para almacenar el corazón.
11.10.4 CORAZONAMIENTO CON CAMISA DE CAUCHO Cuando se usa una manga de caucho en lugar del barril interno para almacenar el corazón. Este tipo de corazonamiento es útil en el corte de formaciones blandas, debido a que el corazón es conservado intacto después de que es rescatado del barril interno. Además, es utilizado en formaciones no consolidadas, conglomerados o rocas fracturadas. Con el corazón en la camisa de caucho, la contaminación es reducida a un mínimo y los problemas encontrados con el corazonamiento convencional se eliminan. El diámetro de la camisa de caucho es más pequeño que el diámetro del corazón, lo que significa que el corazón está continuamente soportado (atrapado), permitiendo así realizar corridas más largas.
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11.10.5 CORAZONAMIENTO CON ESPONJA El corazonamiento con este tipo de barril suministra mayor exactitud en los datos de saturación que con el convencional. Este tipo de corazonamiento está diseñado para reducir los problemas por derrame del aceite del corazón. El barril interno sostiene su sección de 5 pies de tubería de aluminio, alineada con una esponja de poliuretano. Esta esponja se encuentra saturada con agua de formación, para evitar que la torta del lodo penetre en el corazón. Debido a que el poliuretano es un derivado del petróleo, éste absorbe el aceite con mayor facilidad que el agua, por tal motivo, si el corazón está saturado por aceite al ser extraído de profundidad, el agua es desplazada de la esponja permitiendo almacenar en su lugar el aceite. Puesto que el corazonamiento con esponja se realiza con las herramientas del convencional, ambas operaciones pueden ser alteradas rápida y fácilmente en zonas especiales donde se desee tener mayor exactitud en la información de la saturación de aceite. Cuando el corazón se encuentra en superficie, el barril interno debe colocarse en tubos de cloruro de polivirilo, inyectándoles agua del campo.
11.10.6 CORAZONAMIENTO PRESURIZADO Su principal función es la de recuperar el corazón con la menor invasión de fluido de perforación y el lavado posible, minimizando el escape de fluido de corazón durante su recobro. Se realiza con un barril corazonador de doble tubo, acondicionado con un mecanismo giratorio, que permite al barril externo rotar y al mismo tiempo permanecer estacionario. El corte y captura del corazón es el siguiente: a.
Cuando se ha completado el tramo de corazonamiento, se levanta uno o dos pies y se envía una segunda bola desde superficie, la cual activa un mecanismo de cerrojo, el cual sella el barril interno en su parte inferior y superior.
b.
Seguidamente se libera nitrógeno a alta presión desde un contenedor especial, entrando en el anular que hay entre el barril interno y el externo, con el fin de mantener la presión del corazón mientras es recuperado.
11.10.7 CORAZONAMIENTO ORIENTADO Las formaciones productoras de aceite generalmente se encuentran inclinadas, la orientación (inclinación y dirección) es un concepto importante, tanto para el desarrollo del pozo en su parte mecánica puesto que permite conocer la posición exacta de las lutitas, arcillas etc, como para determinar la permeabilidad direccional o la eficiencia de barrido areal, al suministrar mejor conocimiento de la estructura de la formación. Mediante el corazonamiento orientado podemos obtener esta información adicional a la obtenida normalmente con el corazonamiento convencional. Mientras se corta el corazón, se toma un registro por medio de un instrumento fotográfico que se baja al fondo del pozo para llevar el control en superficie de la dirección. Los corazones orientados pueden proveer información acerca de la dirección de la fractura, uniones y fisuras, el rumbo de los buzamientos de la formación y la dirección de depositación, permeabilidad y la desviación del pozo.
11.11 BIBLIOGRAFIA 1.
CHRISTENSEN, Drilling Core Manual.
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2.
PARKO SERVICES, Manual de Corazonamiento.
3.
HYCALOG, Catálogo de Brocas.
4.
EASTMAN CHRISTENSEN, Proven Drilling Performance.
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12 ANEXO V. CABEZALES PARA POZOS DE PETROLEO
12.1 GENERALIDADES
El equipo de cabeza de pozo, además de que permite trabajar con seguridad y control durante las etapas de perforación y de producción, también soporta todo el peso de las preventoras y parte del peso de los revestimientos que se bajan a él. Es por ello que sus características y desempeño requieren de estrictos controles técnicos, tanto en su fabricación y los materiales utilizados como en los ensamblajes que con ellos se haga. Las organizaciones que dictan las normas de control de calidad para esos productos, obligan a buscar alta calidad en su fabricación a través del cumplimiento de parámetros fijos e identificables universalmente, a fin de obtener buen desempeño aún con la intercambiabilidad de accesorios entre compañías fabricantes. Conscientes de la necesidad de utilizar equipos que cumplan las normas internacionales pero buscando reducir sus inventarios, la Empresa Colombiana de Petróleos (ECOPETROL), instruye a todo el personal involucrado en labores operativas para que se familiarice con las especificaciones y condiciones de servicio, las cuales servirán de guía para identificar, recomendar, realizar órdenes de compra y controlar el desempeño de los cabezales de pozo. La Figura A5.1 presenta un arreglo y la nomenclatura típica usada en la industria petrolera para denominar los diferentes accesorios y equipos de cabeza de pozo, (REF: A.P.I SPEC 6A: Wellhead and Christmas Tree Equipment), la cual servirá de guía para el desarrollo de este anexo.
12.2 NIVEL DE ESPECIFICACIONES PARA PRODUCTOS
La norma A.P.I. SPEC 6A formula todos sus requerimientos técnicos, con base en cuatro Niveles de Especificación de Productos (N.E.P.), los cuales definen las diferentes condiciones de servicio. La Tabla A5.1, muestra las condiciones para seleccionar el N.E.P. mínimo recomendado por el A.P.I. TABLA A5.1 NEP
NEP
NEP
NEP
NEP
NEP
Alta concentración de H2S
NO
NO
SI
NO
NO
SI
Impacto potencial sobre el medio ambiente
NO
NO
NO
SI
SI
SI
Presión parcial de H2S en el fluido producido
NO
SI
SI
SI
NO
SI
Error! Bookmark not defined.Nivel de Especificación del producto (NEP)
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Presión de trabajo
1.
5,000 lppc y menores
1
1
2
2
1
3
10,000 lppc
2
2
3
3
3
4
15,000 lppc
3
3
4
4
4
4
Cabezal para tubería de revestimiento
Error! 2.
Carrete para tubería de revestimiento
3.
Cabezal para tubería de producción
4.
Adaptador para tubería de producción
5.
Arbol de válvulas
6.
Colgadores para tubería de revestimiento
7.
Colgador para tubería de producción
8.
Obturadores inferiores (sellos secundarios)
9.
Revestimiento de superficie
10.
Revestimiento intermedio
11.
Revestimiento de producción
12.
Tubería de Producción
defined.
Bookmark
0
FIGURA A5.1
12.3 CARACTERISTICAS DE OPERACION
12.3.1 RESISTENCIA A LA PRESIÓN
Los cabezales de pozo están diseñados para operar en los siguientes rangos de presión: -
Roscados : 1M y 2M lppc. Otros Sistemas: 2M, 3M, 5M, 10M, 15M y 20M lppc.
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not
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Los equipos con conexiones roscadas internas o externas, tienen limitación de resistencia a la presión de acuerdo con su tamaño. La Tabla 302.1 del API SPEC 6A, 1-10-89 sección 300 da dichas resistencias.
12.3.2 RESISTENCIA A LA TEMPERATURA
Los equipos de cabeza de pozo se diseñan para operar en los rangos de temperatura que establece la norma A.P.I. La temperatura mínima es la del medio ambiente. La temperatura máxima es aquella que resiste el equipo al entrar en contacto con el fluido presente en el pozo. La Tabla A5.2 presenta la clasificación y rangos de temperaturas de trabajo, de acuerdo como lo define la norma internacional. TABLA A5.2 Error! Bookmark not defined.TEMPERATURA DE TRABAJO CLASIFICACION
RANGO DE OPERACION MIN.
MAX.
K
-75
180
L
-50
180
P
-20
180
R
TEMPERATURA DE CUARTO
S
0
150
T
0
180
U
0
250
12.4 MATERIALES DE FABRICACION
Los materiales de fabricación de los equipos y accesorios de cabeza de pozo deben cumplir o exceder los requerimientos establecidos en la Tabla A5.3. La norma API SPEC 6A, en la sección 402.1 y 402.2, presenta los requerimientos de los materiales metálicos y no metálicos utilizados para la fabricación de los diferentes productos de acuerdo a los niveles de especificación (NEP). Adicionalmente, todos los productos reconocidos por el A.P.I, deben cumplir ciertas propiedades, las cuales son medidas de acuerdo a las pruebas de laboratorio cuyo procedimiento está regulado por las organizaciones que
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controlan su fabricación. Las propiedades exigidas por los colgadores de revestimiento y la tubería de producción en el nivel de especificación No. 1 (NEP1), son: -
Cedencia.
-
Elongación.
-
Reducción de áreas.
-
Prueba de dureza.
Las propiedades exigidas para los colgadores de revestimiento y tubería de producción en los demás niveles de especificación (NEP2, NEP3 y NEP4), son: -
Los requerimientos de NEP1.
-
Requerimientos de tensión.
-
Requerimientos de impacto.
Las propiedades de los materiales para la fabricación de los cuerpos y las conexiones de entrada y salida, deben igualar o exceder las condiciones mostradas en la Tabla A5.4. TABLA A5.3 Error! Bookmark not defined.REQUERIMIENTOS DE MATERIAL CLASIFICACION DE MATERIAL
REQUERIMIENTO MINIMO DE MATERIAL CUERPOS DE ACCESORIOS BRIDAS
PARTES QUE CONTROLAN PRESION
ACERO DE BAJA ALEACION DE CARBON ACERO DE BAJA ALEACION DE CARBON ACERO INOXIDABLE
ACERO DE BAJA ALEACION DE CARBON ACERO INOXIDABLE
ACERO DE BAJA ALEACION DE CARBON**
FF.SERVICIO ACIDO*
ACERO DE BAJA ALEACION DE CARBON** ACERO DE BAJA ALEACION DE CARBON** ACERO INOXIDABLE
HH. SERVICIO ACIDO*
CRAS**
CRAS**
AA- SERVICIO GENERAL BB- SERVICIO GENERAL CC. SERVICIO GENERAL DD. SERVICIO ACIDO* EE.SERVICIO ACIDO*
ACERO INOXIDABLE
ACERO INOXIDABLE** ACERO INOXIDABLE**
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* Está definido por norma NACE estándar MR-01-75 ** Conforme a la norma NACE estándar MR-01-75
TABLA A5.4 PROPIEDADES API DE LOS MATERIALES PARA LA FABRICACION DEL CUERPO Y LAS CONEXIONES RESISTENCIA MINIMA A LA CEDENCIA (0.2%)*(LPPC)
RESISTENCIA MINIMA A LA TENSION (LPPC)
ELONGACION 2" MINIMO (%)
REDUC. EN AREA MINIMA (%)
36 K
36000
70000
21
N.R
45 K
45000
70000
19
32
60 K
60000
85000
18
35
75 K
75000
95000
18
35
Error! Bookmark not defined.DESIG NACION A.P.I DEL MATERIAL
* De acuerdo a la prueba A.P.I, sección 333.3d, SPEC 6A, NR: No requerido.
Los fabricantes deben especificar la composición química nominal, incluyendo las tolerancias de los diferentes compuestos. Esta composición del material debe ser determinada de acuerdo con los promedios reconocidos por la industria. La norma A.P.I SPEC 6A en las secciones 300 y 400, páginas 15 a 29, presenta los requerimientos generales, las tablas de composición química y los procedimientos para la realización de las diferentes pruebas de laboratorio, para establecer propiedades físicas, mecánicas y químicas de los materiales de fabricación de cabezales y accesorios de pozo.
12.5 ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS
12.5.1 BRIDAS
Los tipos de bridas reconocidos por el A.P.I son: -
6 B. 6 BX. Segmentación.
Las dimensiones nominales y los rangos de presión de trabajo se presentan en la Tabla A5.5.
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TABLA A5.5 Error! Bookmark not defined.B R I D A S A.P.I. DIMENSIONES
PRESION DE TRABAJO
SEGMENTADA TIPO 6 B
2000 3000 5000 10000 15000 20000
2 1/16 @ 21 1/4 2 1/16 @ 20 3/4 2 1/16 @ 11 -
TIPO 6 BX
26 3/4 @ 30 26 3/4 @ 30 13 5/8 @ 21 1/4 11 3/16 @ 21 1/4 11 3/16 @ 18 3/4 11 3/16 @ 13 5/8
DUAL
TRIPLE O CUADRUPLE
1 3/8 @ 4 1/16 x 4 1/4 -
1 3/16 @ 4 1/16 x 4 1/4 -
12.5.1.1 Bridas Tipo 6 B
Están diseñadas para usarse con anillo de sello, el cual soportará la fuerza aplicada a los tornillos de unión. Se fabrica con los espárragos roscados directamente a la brida o roscado con dos tuercas. La descripción, dimensiones y nomenclaturas para las bridas tipo 6 B integral, roscada y con cuello soldado se presentan en la Tabla A5.6. Las dimensiones para las bridas ciegas tipo 6 B están referidas a la Tabla A5.7. En las gráficas anteriores también se incluye el número de anillos de empaque que deben usarse en el ensamblaje de estas bridas (son del tipo R ó RX ), más información en el numeral 5.5.4. Las bridas A.P.I tipo 6 B utilizadas como conectores de cabezales de revestimiento y tubería de producción, deben tener biseles de entrada y contornos para recibir colgadores de revestimiento o de tubería de producción, según el caso.
12.5.1.2 Bridas Tipo 6 BX
Están diseñadas para usarse tanto con anillo de sello como para ensamble cara-cara. La fuerza de conexión sobre los tornillos de unión, reaccionará en principio sobre la superficie levantada de una de las bridas. Este tipo de brida se fabrica en las versiones de espárrago roscado directamente o roscado con dos tuercas. La descripción, dimensiones y nomenclatura para las bridas tipo 6 BX integral se presenta en la Tabla A5.8.
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MANUAL DE PERFORACION 1995
La descripción, dimensiones y nomenclatura de las bridas tipo 6 BX ciegas, también denominadas bridas de prueba, se presentan en la Tabla A5.9. Los empaques de anillos de sello que deben usarse en el ensamblaje de estas bridas, debe ser tipo BX únicamente. (ver especificaciones en el numeral 5.5.4). IMPORTANTE: Las bridas A.P.I tipo 6 BX utilizadas como conectores de cabeza de revestimiento y tubería de producción, deben tener biseles de entrada y contornos para recibir colgadores de revestimiento o de tubería de producción según el caso.
12.5.1.3 Bridas Segmentadas
Las bridas segmentadas son del tipo unión de anillo y están diseñadas para ensamblar cara-cara. La fuerza de conexión sobre los tornillos de unión, reaccionará sobre la superficie de la brida. Puede ser de tornillos roscados directamente a la brida o de pernos y tuercas. La descripción, dimensiones y nomenclatura para las bridas segmentadas se presentan en la Tabla A5.10. Puede usarse con anillos de sello tipo RX únicamente (ver especificaciones en el numeral 5.5.4).
12.5.1.4 Identificación de las Bridas
Las bridas se identifican utilizando la siguiente información como ejemplo: -
Tipo
6BX
-
Tamaño Nominal
13 5/8"
-
Tipo de anillo de sello BX
-
Número de anillo de sello
160
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MANUAL DE PERFORACION 1995
12.5.2 CONEXIONES ROSCADAS
Error!
Los cabezales A.P.I para pozos, defined. conexiones roscadas en algunos de defined. tipos: Error!
Bookmark
pueden tener los siguientes
0 0
Bookmark
-
Rosca para tubería de línea
-
Rosca redonda para tubería defined. sobrediámetro, NON-UPSET
-
Rosca redonda para tubería sobrediámetro externo, Error! Bookmark not defined. (UP TBG).
-
not
not
(LP). 0
Rosca redonda corta para revestimiento (RDS). Error! Bookmark not defined.
-
Rosca redonda larga para revestimiento (RDL).
-
Rosca cuadrada (Buttress) para tubería de revestimiento (BTC).
-
Rosca integral (Extremeline) para tubería de revestimiento (XL).
de producción sin (TBG).
0
de producción sin external UPSET
tubería
de
tubería
de
0
La forma de perfil para cada una de las roscas mencionadas se presentan en las Figuras A5.2a, A5.2b y A5.2c. Toda la información a las dimensiones y tolerancias de las diferentes roscas A.P.I, están detalladas en la norma API Std.5B "Specification for Threading Gaging and Thread Inspection of Casing, Tubing and Line Pipe Threads".
12.5.3 ESPÁRRAGOS Y TUERCAS DE UNIÓN
Las bridas A.P.I se ensamblan con espárragos y tuercas hexagonales, las cuales deben cumplir las especificaciones internacionales (ASTM A 193 Y ASTM A 194). La Figura A5.3 muestra el esquema de un espárrago prisionero sin y con empaque. El número, diámetro y longitud de los pernos para cada clase de brida, se presenta en las tablas de especificaciones para bridas mostradas anteriormente.
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La Tabla A5.11 presenta algunos de los requerimientos que debe cumplir y la especificación que regula el diseño de espárragos y tuercas para bridas A.P.I.
Error!
Bookmark Error!
not Bookmark
0 defined. FIGURA A5.2a
Error!
not
Bookmark
defined. 0 FIGURA A5.2b defined. FIGURA A5.2c
0
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not
MANUAL DE PERFORACION 1995
1.
Espárrago. Error!
2.
Tuerca hexagonal.
3.
Espárrago prisionero con empaque. defined.
12.5.3.1 Torque de Ajuste para Pernos de Bridas A.P.I
Bookmark
0
FIGURA A5.3
El torque de ajuste para pernos de bridas A.P.I depende de: -
Diámetro nominal del perno.
-
Número de hilos por pie, forma y diámetro del paso de rosca.
-
Area final de ajuste de la rosca.
-
Esfuerzo de tensión sobre el perno.
-
Tipo de lubricación utilizado sobre las roscas (factor de fricción).
El cálculo exacto del esfuerzo de tensión, debe ser determinado considerando todas las cargas de cierre, incluyendo la presión que actúa sobre el área de sello, cargas sobre anillo de sello y cualquier carga mecánica o termal adicional. El apéndice D de la norma A.P.I SPEC 6A , recomienda los valores de torque mostrados en la Tabla A5.12.
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not
MANUAL DE PERFORACION 1995
Los valores tabulados solo son una guía, debido a los diferentes factores que afectan el cálculo exacto que se debe aplicar.
12.5.4 ANILLOS DE SELLO (RING GASKET)
El objetivo del anillo consiste en formar un sello metálico a prueba de presión, cuando es deformado sobre la ranura de la brida por la compresión de los pernos. Cuando las bridas tipo 6 B y segmentadas, las cuales deben ser armadas con anillos tipo R ó RX están correctamente ensambladas, existirá un pequeño espacio o distancia de retiro entre las caras de las bridas (Ver Figura A5.4). Por el contrario, al ensamblar bridas tipo 6 BX , las cuales utilizan anillo BX, no debe existir ninguna distancia de retiro medible (Ver Figura A5.5). Las Tablas 904.1, 904.2 y 904.3 de las normas API del SPEC 6A presentan la descripción, dimensión y tolerancia de los empaques de anillo tipo R, RX y BX respectivamente. Los anillos tipo R y RX son intercambiables en bridas 6B. El tipo BX solo debe usarse en la brida 6BX.
12.5.5 VÁLVULAS
Son piezas diseñadas con el fin de controlar el flujo, permitiéndolo o restringiéndolo a través de ellas.
12.5.5.1 Válvulas de Línea de Flujo
Las válvulas de la línea de flujo son utilizadas para control del pozo, represurización y labores cíclicas. Los tipos más comúnmente utilizados son de calibre máximo (full bore) y de calibre reducido (reduced opening valves). Las válvulas de calibre máximo poseen forma circular a través del cuerpo, asiento, compuerta, tapón y conectores finales según sea el tipo usado. La característica
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MANUAL DE PERFORACION 1995
Error! Bookmark not defined.
0
FIGURA A5.4 BRIDA TIPO 6 B
0
FIGURA A5.5 BRIDA TIPO 6 BX
fundamental radica en que no deben existir reducciones a lo largo del conducto de flujo. Pueden ser: ROSCADAS: Se suministran solamente en tamaños de 2 1/16" a 4 1/16" para presiones de trabajo de 2000, 3000 y 5000 lppc, de acuerdo con la tabla de especificaciones de roscas 905.2 y 905.3 de las normas A.P.I SPEC 6A. BRIDADAS: La identificación y especificaciones de las válvulas de línea de flujo bridada se presentan en las Tablas 905.2 a 905.7 de las normas A.P.I SPEC 6A, de acuerdo a la tamaño del calibre y a la presión del trabajo nominal.
Las válvulas de calibre reducido son fabricadas en los tipos regular y venturi, las cuales tienen áreas seccionales circulares o rectangulares en la zona de la compuerta o tapón. El diámetro de los calibres de los asientos, compuerta, tapones y otras partes internas, debe ser menor que el diámetro del calibre del cuerpo de la válvula. Las válvulas tipo compuerta son aquellas cuyo elemento de cierre actúa a 90 grados verticalmente dentro del cuerpo. Las válvulas tipo tapón son aquellas cuyo elemento de cierre puede ser tipo bola o compuerta sellante plana, la cual se actúa rotando 90 grados sobre el cuerpo de la válvula.
12.5.5.2 Válvulas para Completamiento Múltiple
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MANUAL DE PERFORACION 1995
Son de bola, compuerta o tapón y se utilizan para servicio de control de pozo, represurización y labores cíclicas en los pozos productores con sartas de completamiento doble, triple, cuádruple y quíntuple. Estos tipos de válvulas, tienen las mismas especificaciones de diseño que las presentadas en el numeral anterior, pero su presentación es compacta. Las especificaciones básicas se presentan en la norma SPEC 6A, Tablas 905.8 y 905.9. Las dimensiones, tipo y condiciones técnicas de los diseños definitivos, varían de acuerdo a la casa fabricante y a las necesidades específicas de los clientes. Para mayor información referirse a los manuales de las compañías WKM-SOY, Barton y Cameron entre otras, las cuales son reconocidas por el A.P.I.
12.5.5.3 Válvulas Cheque
Las válvulas cheque son aquellas que permiten el flujo sólo en una dirección por acción de un mecanismo de cierre en dirección contraria. La Figura A5.6 muestra el diseño básico de una válvula cheque. Hay diferentes tipos de válvulas cheque como: -
Válvula normal de cheque oscilante (regular, swing-check valve).
-
Válvula de apertura total con cheque oscilante, (full opening, swing check valve).
-
Válvula normal con cheque de levante vertical (regular, lift check valve).
1.
Tuercas y tornillos.
2.
Cubierta.
3.
Cuerpo.
4.
Platina.
5.
Asiento de sello.
6.
Pernos de soporte.
Error! Bookmark not defined.
0
FIGURA A5.6 VALVULAS CHEQUE
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Los mecanismos automáticos de cierre más comúnmente utilizados en la válvula cheque son: -
Platina simple tipo patrón largo para insertar.
-
Platina simple tipo patrón corto para insertar.
-
Platina dual tipo patrón largo para insertar.
Los tamaños nominales y las especificaciones para las válvulas cheque de calibre total se presentan en las Tablas No. 905.10, 905.11 y 905.12 de las normas A.P.I SPEC 6A. Para las válvulas cheque diferentes a las especificadas, el fabricante debe anexar información relativa a las características de flujo y caída de presión de dichas válvulas.
12.5.6 CABEZALES PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
El cabezal para tubería de revestimiento (casing head) es el elemento que se conecta directamente al revestimiento de superficie, con el fin de dar soporte y aceptar mecanismos de suspensión y sello a sartas de revestimiento posteriores. Las funciones que cumple el cabezal, son: -
Soportar el conjunto de válvulas preventoras durante la perforación del pozo.
-
Proporcionar salidas laterales para conectar la línea de llenado y la línea de matar el pozo.
-
Proporcionar el soporte adecuado para suspender la tubería de revestimiento siguiente y sellar el anular anterior.
La Figura A5.7 muestra un esquema generalizado de las diferentes partes que conforman el cabezal para tubería de revestimiento. Se pueden adaptar diferentes configuraciones de cabezales de pozo, de acuerdo con las operaciones específicas que se desarrollarán en él.
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1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.
Tornillo sujetador o pasadores de seguridad. Bisel de carga para el colgador del cabezal de tubería Error! de revestimiento. Bisel para indicar el tope de rosca o de bisel de la tubería de revestimiento. Cuerpo para soldar o roscar. defined. Ranura para anillo metálico de sello. Agujero para espárrago de bridas. Salida lateral (puede ser roscada, esparragada, bridada, de empaque o abrazadera). Ranura para empaque "O" de sello para tubería de revestimiento (para soldadura externa únicamente. Conexión de prueba para soldadura.
Bookmark
0
FIGURA A5.7 DIBUJO GENERALIZADO DEL CABEZAL DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO
La Figura A5.8 muestra las diferentes variantes que sobre la conexión superior e inferior y sobre las salidas laterales del cabezal, se dispone en el mercado.
12.5.6.1 Características de los Cabezales
La información que identifica un cabezal de tubería de revestimiento es la siguiente: -
TIPO: Es el nombre que utilizan las compañías fabricantes para denominar sus diferentes diseños, el cual está relacionado con la forma interna del tazón o la copa y su respectiva capacidad de carga.
-
CONEXION SUPERIOR Y CAPACIDAD DE PRESION: Se refiere al tipo y diámetro nominal de la conexión superior y a su resistencia máxima a la presión, generalmente se fabrican con las bridas A.P.I., cuyas especificaciones se presentan en el numeral 5.5.1.
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not
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1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.
Extremo superior bridado y extremo inferior para Error! soldar. Extremo superior bridado y extremo inferior para roscar. Extremo superior con abrazadera. Con salida bridada. defined. Con salida roscada. Salida con abrazaderas. Salida esparragados. Con pasadores de seguridad. Con placa de base.
Bookmark
0
FIGURA A5.8 CONFIGURACIONES DE CABEZAL DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO
-
CONEXION INFERIOR: Se refiere al diámetro y tipo de rosca al que se puede conectar, indicando si es hembra (F) o macho (M). Las conexiones roscadas deben cumplir las especificaciones de la Tabla A5.2. También se fabrican para soldarse a la tubería.
Algunas cabezas poseen una placa base como parte integral de la conexión de fondo, con el fin de dar apoyo adicional, cuando el peso suspendido en el cabezal es alto. -
SALIDAS LATERALES: Son las puertas que permiten la entrada o salida de los cabezales. Se nombran por el tamaño de la brida o de la rosca respectiva. Generalmente poseen dos salidas laterales del mismo tamaño y con la misma resistencia del cabezal, que pueden tener conexiones tipo brida, roscas o abrazadera.
El tamaño de la tubería de revestimiento es el parámetro básico para la selección del calibre inferior del cabezal. La Tabla A5.13 presenta la mínima dimensión interna del cuerpo del cabezal en relación con el revestimiento a usar, (debe ser 0.03" mayor que el diámetro "drift" del revestimiento más grande sobre el cual va a ser usado el cabezal), con el fin de permitir el paso de las diferentes herramientas a usar.
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not
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ECOPETROL, para el desarrollo de sus operaciones, utiliza normalmente los siguientes cabezales de pozo, teniendo en cuenta las variables posibles dentro de las dimensiones mostradas. INFORMACION
ESPECIFICACIONES
1.MARCA X (FIP) TIPO Y (C22) CONEXION SUPERIOR Y CAPACIDAD DE PRESION 13 5/8"-3000 lppc CONEXION INFERIOR 13 3/8" 8RDF SALIDAS LATERALES 2 ROSCADAS TAMAÑO,TIPO Y CAPACIDAD DE PRESION 2 1/16" LP-3000 lppc Este cabezal de tubería de revestimiento se identifica así: FIP-C22-13 5/8"-3000 lppc x 13 3/8" - 8RF con dos salidas roscadas 2 1/16" LP - 3000 lppc. INFORMACION
ESPECIFICACIONES
2.MARCA X TIPO Y CONEXION SUPERIOR Y CAPACIDAD DE PRESION 11"-5000 lppc CONEXION INFERIOR 9 5/8" BUTTRESS SALIDA LATERAL 2 BRIDADAS TAMAÑO Y CAPACIDAD DE PRESION 2 1/16" - 5000 Este cabezal de tubería de revestimiento se identifica así: X-Y-11"-5000 Lppc. x 9 5/8" - BTT con dos salidas bridadas 2 1/16" -5000 lppc. Otro tipo usado es: CIW-C22-13 5/8"-5000 Lppc. x 13 3/8" - BTT con dos salidas bridadas 2 1/16" - 5000 lppc.
12.5.7 CARRETE PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING HEAD SPOOL)
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El carrete de tubería de revestimiento es el elemento que se instala encima del cabezal de revestimiento, con el fin de tener una cavidad adicional para colgar revestimientos posteriores. Las funciones que cumple el carrete de tubería de revestimiento, son: -
Proporcionar un hombro de carga en la cavidad superior para soportar un colgador de tubería de revestimiento.
-
Proporcionar un sello en la cavidad inferior para aislar el anular entre la sarta de revestimiento anterior y el carrete que se va a instalar.
-
Proporcionar salidas laterales para retorno o inyección de fluidos.
-
Proporcionar una abertura para prueba de presión de los sellos de la tubería y la conexión inferior.
La Figura A5.9 muestra un esquema generalizado del carrete de revestimiento con conexiones tipo brida.
12.5.7.1 Características del Carrete
La información que identifica un carrete de tubería de revestimiento es la siguiente: -
TIPO: Es el nombre que utilizan las compañías fabricantes para denominar sus diferentes diseños, con relación a la forma interna del tazón, la capacidad de carga y el tipo de colgador que debe usarse en la cavidad inferior.
-
CONEXION SUPERIOR Y CAPACIDAD DE PRESION: Se refiere al tipo y diámetro nominal de la conexión superior y a su resistencia máxima a la presión, generalmente se fabrican con las bridas A.P.I., cuyas especificaciones se presentan en el numeral 5.5.1.
1.
Cavidad superior para colgador de tubería de revestimiento.
2.
Hombro de carga.
3.
Abertura de prueba de presión.
4.
Buje reductor o sello secundario.
5.
Salida lateral roscada.
6.
Ranura para empaque de anillo.
7.
Ranura para anillo de retención.
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FIGURA A5.9 DETALLES DE CARRETE DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO BRIDADO
-
CONEXION INFERIOR: Se refiere al tipo y diámetro nominal de la conexión inferior y a su resistencia máxima a la presión, generalmente se fabrican con las bridas A.P.I. cuyas especificaciones se presentan en el numeral 5.5.1. Generalmente es de mayor diámetro nominal que la brida superior pero de menor resistencia a la presión. Están disponibles en los tipos brida y abrazadera.
IMPORTANTE: Para empatar las conexiones diferentes en diámetro y/o presión deben usarse bridas de traslado (Adapter Flange). -
SALIDAS LATERALES: Son las puertas que permiten la entrada o salida del carrete. Se nombran por el tamaño de la brida o de la rosca respectiva. Generalmente poseen dos salidas laterales del mismo tamaño y con la misma resistencia del cabezal, que pueden tener conexiones tipo brida, roscas o abrazadera.
La cavidad inferior está provista de sellos secundarios, los cuales efectúan el aislamiento entre el cuerpo del carrete y la tubería de revestimiento anterior. La Figura A5.10 muestra los sellos secundarios de diferentes tipo. El de mayor aplicabilidad es el obturador energizado a presión, puesto que puede aceptar diferentes tamaños de tubería de revestimiento, al cambiar su tamaño mediante presión. Figura A5.11. IMPORTANTE: La longitud de corte de la tubería de revestimiento anterior, depende del tipo de brida y del tipo de sello que posea el carrete del revestimiento siguiente. SI NO SE ESTA COMPLETAMENTE SEGURO DE LA LONGITUD DE CORTE, ANTES DE REALIZAR EL CORTE DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO, CONSULTAR CON EL PERSONAL DE APOYO.
La información necesaria para elaborar el pedido de un carrete de revestimiento es la siguiente. INFORMACION
MARCA TIPO CONEXION SUPERIOR - TAMAÑO Y CAPACIDAD DE PRESION CONEXION INFERIOR - TAMAÑO Y CAPACIDAD DE PRESION TIPO DE SELLO SECUNDARIO OBTURADOR ENERGIZADO A PRESION
ESPECIFICACIONES
X Y BRIDA-11"-5000 lppc. BRIDA-13 5/8"-3000 lppc.
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TIPO DE SALIDAS LATERALES TAMAÑO Y CAPACIDAD DE PRESION 1.
2 BRIDADAS 2 1/16" - 5000 lppc
Anillos de sello de interferencia. Error!
2.
Anillos no extruídos.
1. 2. 3. 4. 5. 6.
Válvula de retención. Sello elastómetro. Anillos no extruídos. Tapón para inyección. Abertura para pistola de inyección. Tapón de la abertura.
1. 2. 3. 4. 5. 6.
not
defined. 0 Error! Bookmark not OBTURADOR DE ANILLO DOBLE
defined.
FIGURA A5.10
1. 2. 3.
Bookmark
0
OBTURADOR PLASTICA
DE
INYECCION
OBTURADOR ENERGIZADO A PRESION TIPO I Error! Bookmark not Anillo metálico superior. Elemento de sello. Anillo metálico inferior. OBTURADOR ENERGIZADO A PRESION TIPO II Anillo metálico inferior con rosca. 0 defined. Anillo metálico superior. Elemento de sello. Anillo relajado cuando no hay presión presente. Presión ascendente empuja el sello contra el anillo no extruído superior. Presión descendente empuja el sello contra el anillo no extruído inferior. FIGURA A5.11
1.
Obturador (energizado a presión) FP-PE. Error!
2.
Sello de compresión.
3.
El obturador se asegura con un anillo de resorte.
FIGURA A5.12 CABEZAL CON OBTURADOR ENERGIZADO defined. A PRESION TIPO I
Bookmark
0
12.5.8 CABEZALES PARA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING HEAD)
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not
MANUAL DE PERFORACION 1995
El cabezal para tubería de producción es el elemento superior del ensamblaje de cabeza de pozo, el cual va generalmente conectado al carrete superior para tubería de revestimiento. Su diseño está concebido para aceptar el colgador de la tubería de producción (tubing hanger) y para aislar, por intermedio de un mecanismo de sello, el anular entre el revestimiento y la tubería de producción. Una vez se ha colgado la tubería de producción, se procede a instalar el árbol de válvulas utilizando un adaptador para el cabezal de la tubería de producción (tubing head adapter). Las funciones que cumple el cabezal son: -
Proporcionar el lugar adecuado para suspender la tubería de producción y sellar el anular.
-
Proporcionar un sello secundario en la cavidad inferior del cabezal, para aislar el espacio anular sobre el tope de la última sarta de revestimiento.
-
Proporcionar el acceso al espacio anular entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento de producción.
La Figura A5.1 muestra el conjunto de cabeza de pozo ensamblado, especificando cada una de sus partes principales.
12.5.8.1 Características del Cabezal de Producción
La información que identifica un cabezal de tubería de producción es la siguiente: -
TIPO: Es el nombre utilizado por las compañías fabricantes para denominar sus diferentes diseños, en relación a la forma interna del tazón, su capacidad de carga, el número de pasadores de alineación de la tubería de producción y el tipo de sello secundario del cabezal.
-
CONEXION SUPERIOR Y CAPACIDAD DE PRESION: Se refiere al tipo y diámetro nominal de la conexión superior y a su resistencia máxima a la presión, generalmente se fabrican con las bridas A.P.I., cuyas especificaciones se presentan en el numeral 5.5.1. Están disponibles en los tipos brida y abrazadera.
-
CONEXION INFERIOR Y CAPACIDAD DE PRESION: Se refiere al tipo y diámetro nominal de la conexión inferior y a su resistencia máxima a la presión, se fabrican con las bridas A.P.I., cuyas especificaciones se presentan en el numeral 5.5.1. Generalmente es de mayor diámetro nominal que la brida superior pero de menor resistencia a la presión. Están disponibles en los tipos brida y abrazadera, los
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cuales deben ser de las mismas especificaciones del carrete o el cabezal de tubería de revestimiento según el caso. -
ADAPTACION DE FONDO: Se refiere al tipo de sello secundario con el cual está provisto el cabezal. Las Figuras A5.11 a A5.13 muestran los diferentes diseños de sellos secundarios, que pueden ser fijos o removibles según el tipo de cabezal.
Otra versión de sello secundario es el buje reductor, el cual se adapta a la cavidad inferior del cabezal de tubería de producción, con la ventaja de que se puede instalar el necesario para la tubería de revestimiento en el pozo. (Figura A5.14). -
SALIDAS LATERALES: Son las puertas que permiten la entrada o salida del cabezal y a su vez al anular del pozo. Se nombran por el tamaño de la brida o de la rosca respectiva. Generalmente poseen dos salidas laterales del mismo tamaño y con la misma resistencia del cabezal, que pueden tener conexiones tipo brida, roscas o abrazadera.
La Figura A5.15 muestra configuraciones de cabezales de producción. -
PASADORES DE SEGURIDAD: Todos los cabezales para tubería de producción tienen pasadores de seguridad en la conexión superior, los cuales cumplen las siguientes funciones:
Error!CON OBTURADOR Bookmark ENERGIZ not CABEZAL Error!
Bookmark
defined.
0
DE ANILLO DOBLE
not 1. Obturador (energizado a defined. presión) FP-HPE. 2. Anillos de apoyo no extruídos. 3. Sello de compresión. 4. El obturador se asegura con anillo de sujeción.
0
TIPO II
CABEZAL CON OBTURADOR DE ANILLO DOBLE 1. 2.
Anillos no extruídos. Sellos de interferencia. FIGURA A5.13
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1. 2. 3.
Elementos selladores. Plástico. Aberturas de inyección.
Error!
Bookmark
not
BUJE REDUCTOR 1. 2.
Sello de interferencia. Anillo no extruído.
defined.
0
CABEZAL FP-TC-3 CON OBTURADOR DE FIGURA A5.14 INYECCION PLASTICA MECANISMO DE CUÑA 1. Segmentos de cuña. 2. Mecanismo de sello. 3. Tazón de tipo cuña cónico. TIPOS DE SALIDAS LATERALES DE CABEZALES PARA TUBERIA DE PRODUCCION Error! Bookmark not FIGURA A5.15
-
Actuar los sellos del obturador.
-
Fijar el colgador, el protector interno de de prueba de
-
Prevenir movimiento dispositivo instalado, expansión técnica o espacio anular.
colgador y del
defined.
0
obturador, el calibre o el tapón preventoras. de cualquier causado por presión del
La cantidad, tamaño y resistencia de los pasadores de seguridad, debe estar de acuerdo con la capacidad para soportar la carga equivalente debida a la presión impuesta sobre el área total del colgador de la tubería de producción. La información necesaria para elaborar el pedido de un cabezal para tubería de producción, es la siguiente: INFORMACION EJEMPLO
MARCA TIPO CONEXION SUPERIOR CONEXION INFERIOR
ESPECIFICACIONES
X Y BRIDA 7 1/16" - 5000 lppc. BRIDA 11"- 5000 lppc.
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ADAPTACION DE FONDO OBTURADOR DE INYECCION PLASTICA TIPO DE SALIDAS LATERALES TAMAÑO Y CAPACIDAD DE PRESION
2 BRIDAS 2 1/16" - 5000 lppc.
12.5.9 COLGADORES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Los colgadores de tubería de revestimiento (casing hanger), son herramientas que cumplen las siguientes funciones: -
Transferir la carga de la sarta de tubería de revestimiento al cabezal o carrete instalado.
-
Centrar la sarta de tubería de revestimiento en el ensamblaje de cabeza de pozo.
-
Proporcionar un sello de alta presión, el cual aislará el espacio anular entre la tubería de revestimiento que se está colgando y la anterior.
Existen dos tipos importantes de colgadores de revestimiento que son: Tipo Cuña y Tipo Mandril.
12.5.9.1 Colgadores Tipo Cuña
Son aquellos cuyo mecanismo de agarre es una serie de cuñas soportadas en una base cónica; estos colgadores se instalan una vez la tubería de revestimiento está colocada en su sitio. Su instalación se puede realizar antes o después de cementar la tubería de revestimiento, aunque se recomienda hacerlo posteriormente a la cementación para evitar el pandeo (buckling) de la sarta. Su cuerpo está formado por dos secciones en las que internamente se ensamblan las cuñas y externamente los sellos de presión, que se energizan en forma automática o manual. La Figura A5.15 muestra un esquema de la posición del colgador dentro del cabezal del revestimiento, cuyo diseño esta concebido básicamente para pozos en tierra. Hay dos clases de colgadores tipo cuña: normal y automático. 12.5.9.1.1
Colgador Automático
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Está diseñado para instalarse alrededor de la junta sobre la mesa rotaria y deslizarse a través del tubo y el conjunto de válvulas preventoras hasta llegar al cabezal y colgar la tubería. Es indispensable que el último cuello del revestimiento quede abajo del cabezal. Cuando se descarga el peso de la sarta de revestimiento, las cuñas se agarran fuertemente a él y lo transfiere al colgador, el sello se expande aislando el anular. Este colgador está diseñado para soportar altos pesos de tubería de revestimiento puesto que su sello necesita entre 40000 y 60000 lbs para energizarse. La Figura A5.16 muestra un colgador tipo cuña automático y otro normal. La ventaja de esta clase de colgadores está en la seguridad que ofrece el tener el anular aislado al levantar las preventoras para cortar el tubo de revestimiento. También puede ser instalado del mismo modo como uno normal (no-automático). La información que identifica este colgador de revestimiento es la siguiente: INFORMACION
ESPECIFICACIONES
EJEMPLO MARCA X (FIP) TIPO CUÑA AUTOMATICO CLASE DE CABEZAL DONDE SE VA A INSTALAR Y (C22) TAMAÑO A.P.I.DE LA BRIDA SUPERIOR DEL CABEZAL 11" DIAMETRO NOMINAL DEL REVESTIMIENTO QUE SE VA A COLGAR 7" De acuerdo a lo anterior, la identificación del colgador será la siguiente: Colgador marca "X"(FIP),"Y"(C22), 11" x 7", cuña automático. IMPORTANTE: "EL PERFIL DE CARGA DE LOS CABEZALES Y CARRETES DE REVESTIMIENTO, ESTA CONCEBIDO PARA RECIBIR UNICAMENTE EL COLGADOR DISEÑADO PARA DICHO PERFIL". "NO SE DEBE INSTALAR UN COLGADOR DE UNA CASA FABRICANTE CON UNA ESPECIFICACION DETERMINADA, SOBRE UN CABEZAL O CARRETE DE REVESTIMIENTO DE OTRA CASA FABRICANTE O ESPECIFICACION DIFERENTE".
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1. 2. 3. 4.
Anillo sellador tipo FP-H. Colgador no automático con anillo sellador separado. Colgador automático. Sello integral tipo compresión. FIGURA A5.16 DOS TIPOS BASICOS DE COLGADORES
12.5.9.1.2
Colgador Normal (No Automático)
La característica fundamental de este tipo de colgador, consiste en poseer el sistema de cuñas de soporte en un modulo independiente al sistema del sello. Este diseño fue concebido de esta forma para energizar el sistema de sello, ya sea por acción de los pernos de seguridad del cabezal de revestimiento o por acción de los tornillos propios que posee el sistema. Se recomienda su utilización para sartas de revestimiento de peso medio o livianas, donde su peso no es suficiente para energizar el sello y garantizar el aislamiento hidráulico. La Figura A5.16 muestra el diseño de un colgador tipo cuña no-automático. Inicialmente se procede a levantar el conjunto de válvulas preventoras. Su instalación se hace colocando el cuerpo del sistema de cuñas alrededor de la junta sobre el cabezal (puede colocarse también sobre la junta en la mesa rotaria antes de levantar las preventoras y dejarlo deslizar a través del tubo), y ajustándolo hasta su posición, se transfiere el peso de la sarta al sistema de cuñas, (sin obtener sello hidráulico), se actúa manualmente el mecanismo de sello para energizarlo y obtener sello hidráulico. Se ejecuta el corte de la tubería de revestimiento. La desventaja de esta clase de colgadores está en que no se tiene el anular aislado al levantar las preventoras para instalar el colgador o para cortar el tubo de revestimiento según el caso. La información que identifica este colgador de revestimiento es la siguiente: Colgador marca "X"(FIP),"Y"(C22), 11" x 7", cuña no-automático.
12.5.9.2 Colgadores Tipo Mandril
Son colgadores que se conectan directamente a la sarta de revestimiento y se anclan automáticamente en las cabezas integrales especialmente diseñadas para ellos. Se usan principalmente en pozos mar-adentro.
12.5.10 COLGADORES DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
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Los colgadores de tubería de producción (tubing hanger), son herramientas que cumplen las siguientes funciones: -
Transferir la carga de la sarta de tubería de producción al cabezal para tubería de producción.
-
Centrar la sarta de tubería de producción en el ensamblaje de cabeza de pozo.
-
Proporcionar un sello de alta presión, el cual aislará el espacio anular entre las tuberías de producción y la tubería de revestimiento de producción.
Existen diferentes tipos de colgadores de tubería de producción, dependiendo de los diseños concebidos por las diferentes casas fabricantes de acuerdo a las necesidades específicas, las cuales se pueden generalizar así: -
Colgadores de tubería de producción para terminación sencilla.
-
Colgadores de tubería de producción para terminación múltiple.
-
Colgadores de tubería de producción para terminación con bombas electrosumergibles.
Existen variaciones sobre estos tipos básicos para suplir necesidades adicionales como: -
Receptáculo para válvulas de contrapresión roscada.
-
Preparación con línea de control.
-
Con cuello extendido.
La Figura A5.17 muestra diferentes colgadores de tubería de producción y se definen las diferentes partes que lo componen.
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FIGURA A5.17 COLGADORES DE TUBERIA DE PRODUCCION La información que identifica un colgador de tubería de producción es la siguiente: INFORMACION
EJEMPLO MARCA TIPO TAMAÑO A.P.I.DE LA BRIDA DEL
ESPECIFICACIONES
X Y
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CABEZAL DONDE SE VA A INSTALAR DIAMETRO NOMINAL Y ESPECIFICACION DE LA TUBERIA QUE SE VA A COLGAR
7 1/16" 2 7/8" A.P.I. UPSET
De acuerdo con lo anterior, la información necesaria para realizar el pedido de un colgador de tubería de producción es la siguiente: Colgador marca "X", tipo "Y" , 7 1/16" x 2 7/8" A.P.I.UPSET
12.5.11 OBTURADORES DE SELLO Y ACOPLE PARA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
El obturador de tubería de producción es una herramienta que cumple la función de proveer un sello entre la tubería y el cabezal, aislando el anular REVESTIMIENTO-TUBERIA. Se instala en el lugar diseñado para el colgador de la tubería. Por lo tanto, cuando se utiliza un obturador, se suspende la sarta de producción de un acople, que realizará la función de colgador. Es importante aclarar que dicho obturador podría cumplir las veces de colgador, puesto que el sobrediámetro de la tubería (UPSET), no le permitiría deslizarse. Un ejemplo de ensamblaje final de cabeza de pozo utilizando este sistema se ilustra en la Figura A5.18. El acople colgador de tubería de producción (tubing coupling hanger) se ilustra en la Figura A5.19.
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FIGURA A5.18 ENSAMBLAJE DE CABEZA CON OBTURADOR
Las ventajas de utilizar este sistema son: -
El obturador y acople de suspensión (colgador), se instalan simultáneamente y permiten ser bajados a través del conjunto de válvulas preventoras.
-
El uso de la válvula de contraflujo en el acople de suspensión y el sello hidráulico por la acción de los pernos de seguridad que energizan los sellos del obturador, permiten retirar el conjunto de válvulas preventoras e instalar el árbol de válvulas de producción con seguridad.
La información necesaria para realizar el pedido de un obturador de tubería de producción es similar a la descrita en el numeral 5.5.10. Para un acople colgador es:
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Tipo (la misma referencia que el adaptador donde se va a enroscar,HBA), 7 1/16"-5000 lppc * 2 7/8" EUE CajaCaja.
12.5.12 ADAPTADOR DEL CABEZAL DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING SPOOL ADAPTER)
Es un accesorio de transición entre el árbol de navidad y el cabezal de producción en el cual se suspende la tubería. La Figura A5.18 presenta el acople entre un cabezal de producción, el cual recibe el obturador (parte A) y el adaptador del cabezal de tubería de producción (parte B), el cual sirve de receptor del acople de suspensión. Los hay de varios tipos como: -
Adaptador básico, proporciona solamente un accesorio para el árbol. Figura A5.20.
-
Adaptador de tazón interno, proporciona una cavidad para colgadores de tubería de cuello extendido o para niples de sello. Figura A5.21.
-
Adaptador de suspensión de tubería, Es aquel que tiene rosca interna de tubería de producción para suspender la sarta cuando se utiliza obturador en vez de colgador. Figura A5.22.
-
Adaptador de Acople, diseñado para suspender la tubería de producción por medio de un acople de suspensión con rosca ACME, el cual acepta una válvula de contrapresión y/o líneas para control del pozo. Figura A5.23.
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1.
Válvula del árbol.
2.
Adaptador básico.
3.
Colgador de tubería de producción.
4.
Cabezal de tubería de producción.
5.
Sello secundario.
0
FIGURA A5.20 ADAPTADOR BASICO EN POSICION DE INSTALADO
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1.
Adaptador de cavidad de sello.
2.
Colgador de tubería de producción de cuello extendido.
3.
Cabezal de tubería de producción.
0
FIGURA A5.21 ADAPTADOR DE TAZON INTERNO INSTALADO
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1.
Válvula del árbol.
2.
Adaptador de suspensión de tubería de producción.
3.
Obturador.
4.
Cabezal de tubería de producción.
0
FIGURA A5.22 ADAPTADOR DE SUSPENSION DE TUBERIA EN POSICION DE INSTALADO
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1.
Válvula del árbol. Error!
2.
Acople de suspensión.
3.
Adaptador.
4.
Cabezal
5.
Sello secundario.
de
tubería
de
Bookmark
not
suspensión.
FIGURA A5.23 ADAPTADOR DE ACOPLE EN POSICION DE INSTALADO La información que identifica el adaptador defined. 0 cabezal de producción es la siguiente: INFORMACION MARCA TIPO CONEXION INFERIOR CAPACIDAD DE PRESION CONEXION SUPERIOR CAPACIDAD DE PRESION TAMAÑO DE CALIBRE
TAMAÑO
DE
LA
CON/SIN TOMA HIDRAULICA ALIMENTACION CON/SIN ABERTURA DE PRUEBA
de
ESPECIFICACIONES X (CIW) ADAPTADOR DE ACOPLE (HB) TAMAÑO Y BRIDA 7 1/16" - 5000 lppc. TAMAÑO Y PERNOS FIJOS 2 1/16" 5000 lppc. INTERNO (BORE) PREPARACION DE FONDO DE SIN TOMA HIDRAULICA CON ABERTURA DE PRUEBA
12.5.13 BRIDAS DE TRASLADO
Las bridas de traslado se instalan entre la brida superior de un cabezal o carrete de tubería de revestimiento y la brida inferior del carrete siguiente. Se utilizan para aumentar la indicación de presión de la brida inferior en el carrete superior a la siguiente indicación de presión más alta. (Ejemplo 5000 lppc a 10000 lppc). Como se muestra en la Figura A5.24, las bridas de traslado tienen un orificio reducido y un empaque de anillo de área restringida entre el tope de la brida de traslado y el fondo del carrete superior. Esto reduce el área de la brida de baja presión, permitiendo la indicación de presión más alta. Hay varios tipos de bridas de traslado:
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-
La Figura A5.25 muestra una brida que tiene dos sellos de tipo interferencia y anillos de soporte no extruídos.
-
La Figura A5.26 muestra una brida que tiene dos sellos de inyección de plástico.
-
La Figura A5.27 muestra una brida para soldadura con un sello de tipo interferencia.
Todas las bridas de traslado están disponibles con un buen agujero para pernos o pernos prisioneros dobles y tiene agujeros de prueba para chequear el sello. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
Alta presión. Error! Baja presión. Sello de presión. Tubería de revestimiento. Empaque de anillo de área Carrete de tubería de Brida de traslado. Cabezal de tubería de defined. Empaque de anillo de área Diámetro exterior de revestimiento.
Bookmark
normal. revestimiento. 0
FIGURA A5.24 BRIDA DE INSTALADA ENTRE CABEZAL DE REVESTIMIENTO Y TUBERIA DE REVESTIMIENTO 1. 2. 3.
not
revestimiento. restringida. tubería de
TRASLADO DE TUBERIA CARRETE DE
Anillo no extruído. Sellos de interferencia. Apertura de prueba. FIGURA A5.25 BRIDA DE TRASLADO
1.
Sellos de inyección de plástico. FIGURA A5.26 BRIDA DE TRASLADO
1. 2. 3.
Superficie para soldar. Abertura de prueba para chequear el soldado. Sello de interferencia. FIGURA A5.27 BRIDA DE TRASLADO
12.5.13.1 Identificación de Bridas de Traslado
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Las bridas de traslado se identifican utilizando la siguiente información: INFORMACION
EJEMPLO
Tipo Tipo PP Tamaño nominal pulgadas 9 Indicación de presión menor e indicación de presión aumentada, lppc 5000/10000 Tamaño de tubería de revestimiento, pulg 7 1/4 Agujero de perno o doble perno prisionero Doble perno prisionero Esta brida de traslado sería identificada como un Tipo PP. 9", 5000/10000, 7 1/4, con pernos prisioneros dobles.
12.5.13.2 Especificaciones de Bridas
1.
Bridas de traslado con ranura de empaque de anillo de área restringida.
2.
Brida API 6B ó 6BX.
3.
Conexión de brida de traslado.
4.
Tamaño nominal u orificio de brida, pulg. (mm)
5.
Indicación de presión, lppc. (bar)
6.
Número de empaque normal, RX o R.
7.
Número de empaque de área restringida, Rx o R.
8.
Diámetro máximo sellado y/u orificio a través de la cara de la brida, pulg. (mm)
9.
Tamaño de tubería de revestimiento, pulg.
10.
Indicación de presión utilizando empaque de área restringida, lppc. (bar)
12.5.14 ARBOL DE VÁLVULAS
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El árbol de válvulas, también denominado árbol de navidad (christmas tree), Figura A5.28, es un ensamblaje de válvulas y accesorios que van unidos a la parte superior del adaptador del cabezal de producción, cuya función principal consiste en controlar el flujo durante la etapa de producción del pozo.
Error! Bookmark not defined. FIGURA A5.28 ARBOL DE NAVIDAD
0
PARTES INTEGRANTES DEL ARBOL DE NAVIDAD 1.
CASING HEAD OCT. 13-5/8" - 3000 x 13-5/8" - 8R
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2.
CASING HANGER OCT. C-22 9-5/8" x 13-5/8"
3.
CASING HEAD SPOOL CIW 13-5/8" - 3000 LPPC x 11" - 5000 LPPC OUTLETS FLANGED 2-1/16" 5000 LPPC
4.
VALVE TYPE F CIW FLANGED
5.
TUBING HEAD SPOOL TIPO N CIW 11" - 5000 LPPC x 7-1/16" - 5000 LPPC W/OUTLETS FLANGED 2" - 5000 LPPC.
6.
TUBING HANGER N-RFC 7-1/16" x 3-1/2" WRAP AROUND
7.
TUBING SPOOL HB CIW 7-1/16" - 5000 LPPC x 3-1/8" - 5000 LPPC
8.
TUBING HANGER COUPLING HBA 7-1/16" - 5000 LPPC x 3-1/2" EUE. BOX-BOX
9.
GATE VALVE TIPO AC CIW 3-1/8" - 5000 LPPC R-35
10.
CROSS 3-1/8" x 3-1/8" x 3-1/8" x 3-1/8" - 5000 LPPC, R-35 CIW
11.
CHRISTMAS TREE CAP CIW 3-1/8" - 5000 LPPC x 3-1/2" EUE
12.
CHOQUE POSITIVO OCT. 3-1/8" - 5000 LPPC x 3-1/8" - 5000 LPPC (3/8" CHOKE)
13.
COMPANION FLANGE 3-1/8" - 5000 LPPC R-35 x 3" LP
14.
PORTACHOQUE CIW 3-1/8" - 5000 LPPC
15.
MANOMETRO ANULAR
16.
MANOMETRO TUBERIA
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BIBLIOGRAFIA
1.
FEPCO, Manual de Cabezales.
2.
API, SPECIFICATION 6A, Specifications for Wellhead and Christmas Tree Equipment, 16 Edición, Octubre 1/89.
3.
API BOLETIN 6AF, Capabilities of API Flanges Under Combinations of Load, 1a. Edición, Abril 1/89.
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