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Gua de Diseo
de Disparos
de Produccin
El Disparo de produccin tiene como propsito establecer la
comunicacin entre el yacimiento y el interior del pozo, debido
a ello, la produccin de hidrocarburos depende en gran parte
de su diseo y ejecucin. Esta gua presenta una metodologa
para disear el sistema de disparos ptimo en una terminaciy/o mantenimiento de pozos, la cul considera los parmetro
ms importantes para obtener mayor productividad y ptimo
aprovechamiento del yacimiento.
Esta Gua cancela y sustituye a la Gua nmero 5 de
Terminacin, Gua de Diseo de Disparos de Produccin
versin 2002
Contenido Pa
i. objv.............................................................................2
ii. iucc......................................................................2
iii. explv........................................................................ 21. Generalidades................................................................ 2 2.Clasicacindelosexplosivos.......................................4
3. Componentes principales de los disparos
deproduccin.................................................................4
iV. Fac qu afca la pucva l pz 6 1.Daocausadoporeludodeperforacin....................7
2.Daocausadoporeludodeterminacin...................7
3.Daogeneradoporelefectodeldisparo......................7
4.Factoresgeomtricosdeldisparo.................................8 5.Presindiferencialaldisparo......................................11
V. Cac l l pa pucc............................................ 201. Objetivo de la Terminacin...........................................20
2.CaractersticasdelaFormacin...................................21
3.Determinacindelosfactoresgeomtricos
enfuncindelaproductividad.....................................23
4.Generales....................................................................26
Vi. Apc......................................................................... 27 Nomenclatura..................................................................27 Ejemplos..........................................................................28
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I. OBJETIVO
Disear el sistema de disparos
de produccin ms HFLHQWH para
la terminacin y/o reparacin de
un pozo, buscando con ello unamayor productividad y un mejor
aprovechamiento del yacimiento.
II. INTRODUCCIN
Una de las misiones preponderantes
de PEMEX Exploracin y Produccin,
es el de mantener e incrementar la
produccin de hidrocarburos, aQ
de cubrir la creciente demanda del
petrleo a nivel mundial, es por ello
que la UPMP debe mejorar sus diseos
en la perforacin, la terminacin y el
mantenimiento de pozos, as tambin,
en todos aquellos diseos que
coadyuvan en estos procesos, como
es el caso del diseo de los disparos
de produccin.
El diseo de los disparos de produccin
tiene como propsito seleccionar el
mejor sistema de disparos, para obtener
una mayor productividad del pozo y un
ptimo aprovechamiento del yacimiento,
aunado a ello, tambin tiene como
nalidad el evitar costos adicionales
originados de una mala seleccin del
diseo de disparos, que daran pauta
a mltiples intervenciones an de hacerproducir el pozo o, en el ltimo de los
casos, el abandono de ste.
III. EXPLOSIVOS
1. GeneralidadesEl explosivo es una mezcla o compuesto
qumico que reacciona muy rpidamente,
emite energa tan bruscamente queproduce una detonacin, sta puede
resultar de una combustin, deagracin
o explosin, sin embargo, ellas dieren
en la velocidad de reaccin, potencia
producida y presin generada.
La sensitividad a la chispa seUHHUH a la cantidad de energa
Gua de Diseo
2 Gerencia de Ingeniera
La detonacin es una reaccin rpida
de alta presin, es un tipo especial de
explosin, en la cual la velocidad de
la reaccin excede la velocidad delsonido; despus de la iniciacin, la
onda de choque se acelera rpidamente,
hasta que alcanza la velocidad de
detonacindelexplosivo.
Una de las caractersticas de los
explosivos es su sensitividad, sta
es una medida de la energa mnima,
presin o potencia requerida para
iniciarunexplosivo,asmismo,sepuede dar por impacto o por chispa:
La va p mpac sereerealaalturamnimanecesaria
para que al dejar caer un material
sobre un explosivo, ste detone;
porejemplo,elfulminantedeazida
de plomo tiene una sensitividad al
impacto de 10 cms, mientras que el
fulminantedemercuriotiene5cms,por lo tanto, el azida de plomo es
menos sensible al impacto que el
mercurio.
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2. Clasificacin de los explosivos
Los explosivos de acuerdo a su
velocidad de reaccin se clasifican en
bajos y altos:
Bajos:w no detonan, se queman
rpidamente, tienen velocidad de
reaccin de 330 a 1500 m/s, son
sensibles al calor.
Altos:w detonan, tienen velocidad
de reaccin mayor a 1500 m/s, son
iniciados por calor o percusin.
Los explosivos altos de acuerdo a susensitividad se clasifican en primarios
y secundarios:
El explosivo primariow es muy
sensible a los estmulos externos,
como son: calor, friccin, golpe y
corriente elctrica; ejemplo de ellos
son el Azida de plomo y el Tacot;
este tipo de explosivo es usado para
iniciar a los explosivos secundarios,que son menos sensibles pero ms
poderosos.
El explosivo secundariow es
relativamente insensible para
iniciarse, estos explosivos sin
confinarse (en estado libre) pueden
deflagrarse; ejemplo de ellos son el
RDX, HMX, HNS, HTX y PYX; stos
detonan cuando reciben un golpeprovisto por un explosivo primario.
3. Componentes principales de los
disparos de produccin.
Los componentes principales de una
pistola son la carga moldeada,
El estopnw (Figura 1), este dispositivo
tiene como finalidad proporcionar la
energa necesaria (por percusin)
para iniciar la detonacin del
cordn explosivo, es activado por el
envo de corriente, golpe o presin,
desde la superficie, en ellos se usaexplosivo primario.
Elcordn
explosivo (Figura 2),
este dispositivo tiene como objetivo
proporcionar la energa necesaria
(por percusin) para detonar
secuencialmente cada una de las
cargas de una pistola, el cordn
explosivo deber contener el mismo
tipo de explosivo que se use en la
carga y ser explosivo secundario.
Figura 1. Estopn elctrico
Figura 2.Tipos de cordn detonante
Gua de Diseo
4 Gerencia de Ingeniera
elcordnexplosivo(cordndetonante),el
estopnelctrico(estopn)yelmecanismo
de transporte (portacargas). Los
explosivos pueden ser almacenados
por largos perodos de tiempo, sonmanejados con seguridad, con estricto
apego a las normas establecidas.
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Figura 3.Componentes de una carga
Figura 5. Mecanismos de transporte de
las pistolas
Figura 4. Fases de la detonacin de una
carga
Carcaza
Liner
Primer
Explosivoprincipal
El jet completamente
desarrollado
El jet perfora la T. R.
15 microsegun dos
El jet perfora T. R.,
cemento y formacin
La detonacin forma
un f ren te de on da
que colapsa al Liner
de la carga, lo
desintegra y pasa a
formar parte del jet
22 microsegun dos
35 microsegun dosPowerSpiral Enerjet
PowerjetOmega
Desechable
Sem
idesechable
Recuperable
Disparos de Producci
y Tecnologa
La caa mlaa (Fua 3), este dispositivo tiene como objetivo
establecer la comunicacin entre
los uidos de la formacin y el
interior del pozo, mismo que se daal producir el agujero en la tubera,
cemento y formacin, en ellas se
usa explosivo secundario; en la
Figura4semuestranlasdiferentes
fasesdelaformacindeljet.
el mcam ap
(Fua 5) de los dispositivosexplosivos,puedeserdetresformas,recuperables, semidesechables y
desechables; stos dos ltimos se
denominanmecanismosexpuestos.
La ventaja del mecanismo de transporte
recuperable es que los explosivos
viajanalfondodelpozodentrodeun
tubo especial, por lo que al realizar el
disparo prcticamente no deja residuosdematerialexplosivo.Eneldiseodel
disparo para este tipo de mecanismo, es
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importante considerar la expansin
que tendr el tubo despus de ser
disparado (ver Tabla 1), adems, es
recomendable se efecte en seno de
lquido. Este tipo de mecanismo soportamayor presin y temperatura que los
mecanismos expuestos.
El mecanismo de transporte
semidesechable tiene la ventaja que
las cargas son ms grandes y tienen
mayor cantidad de explosivo, debido
a ello, tienen mayor penetracin que
las recuperables, pero tiene una gran
desventaja, la cual es generada portodo el material explosivo que deja en
el fondo del pozo al efectuar el disparo,
ya que solamente se recupera el
mecanismo de transporte (la lmina).
El mecanismo de transporte desechable
es similar al semidesechable, con la
desventaja que en este mecanismo no se
recupera ninguno de los componentes
del disparo.
efectuadas con tubera se bajan en una
sola corrida, lo cual favorece la tcnica
del bajo balance, son pistolas de
mayor dimetro, creando agujeros ms
grandes y profundos, incrementandocon ello, la productividad del pozo;
adems, en este mecanismo solo se
bajan pistolas recuperables.
En Mxico, actualmente se realizan
disparos con Unidades de Lnea
de Acero, pero son aplicados en
pozos donde se requiera establecer
circulacin, cortes de tubera y para
taponamiento de pozos, en estos tiposde disparos no requieren de mucha
exactitud de correlacin.
IV. FACTORES QUE AFECTAN
LA PRODUCTIVIDAD DEL
POZO
Los factores que afectan la
productividad del pozo son:
El dao causado por el fluido des
perforacin.
El dao causado por fluido de las
terminacin.
Dao generado por el efecto dels
disparo.
Tipo de pistola Dimetro
nominal
Expansin en
lquido
Expansin en
gas
Compaa
RTG 1 11/16, F 60 1.562 1.687 1.782 Owen
RTG 2 1/8, F 60,
90 y 1802.032 2.08 2.125 Owen
SC 1 11/16, F 0 1.56 1.71 1.71 Schlumberger
SC 2 1/8, F 0 y 60 2.00 2.19 2.19 Schlumberger
Tabla 1.Expansin del tubo en seno de lquido y gas; se recomienda consultar esta tabla
con la compaa de servicios
Gua de Diseo
6 Gerencia de Ingeniera
Los disparos de produccin pueden
realizarse con cable electromecnico,
tuberadeproduccin,detrabajo,exible
o con lnea de acero (ver Tabla 5). Las
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Los factores geomtricos dels
disparo.
La presin diferencial al disparo.s
Dao causado por el fluido de1. perforacin. Este tipo de dao
se crea cuando el filtrado del lodo
invade la formacin, lo cual reduce la
permeabilidad,esteseda,cuandoelfiltrado reacciona con los fluidos del
yacimiento, formando emulsiones
que reducen la permeabilidad,
adems, otras reacciones pueden
cambiar la mezcla de agua y con
ello, cambiar una formacin mojadacon agua a una formacin mojada
con aceite, lo cual alterara tanto a la
permeabilidad como a la porosidad,
ver Grfica 2.
Grfica 2. Dao durante la perforacin
9-in. borehole
12-in. perforation length
4 spf
120 phasing
Productivity
ratio
Wellbore damage (in.)
1.2
1.1
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
00 4 8 12 16 20
k / k = 0.1d
h
h
vk / k = 1.0
h
h
h
c
c
ck / k =1.0
k / k =0.3
k / k =0.1
Figura 6. Dao del disparo
Dao generado por el efecto del3.
disparo. En la Figura 6 se muestra
el dao generado por el efecto del
disparo, el jet penetra la formacin,
desplazandoradialmentealmaterialde formacin, quedando los tneles
de los disparos taponados por
,adarutcarfacoralysotirtedsol
as como tambin, rodeados
por una zona triturada de bajapermeabilidad.
Disparos de Producci
y Tecnologa
Dao causado por el fuido de2.la mac. Este tipo de daopuede evitarse con la aplicacin
de un uido de terminacin libre
de slidos para la ejecucin deldisparo,estemtodorepresentara
una excelente contribucin a
la productividad del pozo, de
otra manera, al usar un uido
contaminado de impurezas, stas
podran ser empujadas dentro de
lacavidaddelaperforacincreada
por el jet de la carga, originando un
taponamiento como resultado.
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Factores geomtricos del disparo4.
Relacin de Productividad (RP)
El ndice de productividad nos permite
evaluar la potencialidad de un pozo, yest representado matemticamente
por la siguiente frmula:
(1)
Factores Geomtricos del disparoLa geometra de los agujeros hechos
por las cargas explosivas en la
formacin, influyen en la Relacin de
Productividad del pozo, y est definida
por los factores geomtricos, stos
determinan la eficiencia del flujo en un
pozo disparado, y son (ver Figura 7):
Penetracinw
Densidadw
Fasew
Dimetrow
Los disparos de produccin tienen
como objetivo principal establecer
la comunicacin entre el yacimiento
y el interior del pozo, buscando laoptimizacin de stos, se realizaron
estudios para determinar una mejor
relacin de productividad, derivado de
ello, en la Grfica 3, se observa que a
mayor penetracin y mayor densidad
de cargas, se tiene una mejorRP. Para
realizar este grfico no se consider
zona de dao, pero en un pozo real,
sabemos que existe zona de dao,
por lo que una mayor penetracin esexcelente para incrementar la RP.
Figura 7.Factores geomtricos del sistema
de disparos
abiertoagujeroen zonamismaladeProduccin
disparadayentubadazonaunadeProduccin=RP
wfws pp
qJ
=
Gua de Diseo
8 Gerencia de Ingeniera
El ndice de productividad de una zona
puedeserdifcildedeterminar,porlo
tanto,losefectosdeldiseodeldispa-ro,comosonlapenetracin,fase,den-
sidad y dimetro del agujero; pueden
ser evaluados usando la Relacin de
Productividad.
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Grfica 3. Efecto de la penetracin y la densidad en la RP
PROFUNDIDAD DE PENETRACIN ()
1.2
1.1
1.0
0.9
0.8
0.7
0 3 6 129 21
RELACIN
DE
PRODUC
TIVIDAD
1815
26 c/m 13 c/m
3 c/m
6 c/m
Pruebas con pistolas Fase 90, dimetro de agujerode 0.5 y suponiendo un pozo sin zona de dao
Otro factor importante de estudio esla fase, ya que la fase angular entrecargas es un factor influyente, en laGrfica 4 se muestra como una pistolacon fase 0 y una penetracin de 6,
se obtiene una RP de 0.9; mientrasque para una pistola con fase 90 y la
misma penetracin, se obtiene unaRP
de 1.02, esto representa una diferenciade 11.76% en la RP. En la Grfica 5se muestra cuales son las fases conlas que se obtienen mayor relacin deproductividad, y la Figura 8, presentalos patrones de agujeros en tuberas derevestimiento, realizados con pistolas
de diferentes fases.
Grfica 4. Efecto de la fase en la RP
1.5
PROFUNDIDAD DE PENETRACIN ()
1.2
1.1
1
0.9
0.8
0.70 3 6 129 21
RELACIN
DE
PRODUCTIVIDAD
1815
1.3
1.4
180
Fase90
120
0
Equivalente a
agujerodescubierto
Pruebas con pistolas con 4 c/m, dimetro de ag ujerode 0.5 y suponiendo un pozo sin zona de dao
Grfica 5. Efecto de la fase en la RP
1.5
1.2
1.0
0.9
0.7
0.60 60 120
RELAC
IN
DE
PRODUCTIVIDAD
180
1.3
0.8
1.1
18
ngulo de Fase
15
9
Penetracin
6
Disparos de Producci
y Tecnologa
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*UiFD 6. (IHFWR del GLiPHWUR del DJXMHUR
HQODUHODFLyQGHXMR
)LJXUD 9. (IHFWR del FODUR en ODSHQHWUDFLyQ
GHORVGLVSDURV
)LJXUD3DWURQHVGHGLVSDURVFRQSLVWRODVGHHQWXEHUtDVGHH[SORWDFLyQGH
)ORZUDWHSHUSHUIRUDWLRQEEOPLQ)
3HUIRUDWLRQGLDPHWHULQ
10
9
6
5
4
3
1
00 0. 0.4 0.6 0. 1.0
xx
x
x
x
x
x
x
x
x
25 psi
50 psi
100 psi
200 psi
Pressure drop
120
4 spf
60
6 spf
180
4 spf
0
4 spf
180 180270 0 90 180 180270 0 90 180 180270 0 90 180 180270 0 90
0 in.
12 in.
24 in.
0 in.
12 in.
24 in.
0 in.
12 in.
24 in.
0 in.
12 in.
24 in.
3 in.2 in.
3 in. 3 in.
4 spf, 120 Phasing 6 spf, 60 Phasing 4 spf, 180 Phasing 4 spf, 0 Phasing
El GLiPHWUR del DJXMHUR HV RWUR
FRPSRQHQWH de ORV IDFWRUHV
JHRPpWULFRVSHURVDEHPRVPX\ELHQ
TXHDPD\RUGLiPHWURPD\RUXMR En
OD *UiFD 6 VH PXHVWUD el HIHFWR del
GLiPHWURGHODJXMHUR
El FODUR del GLVSDUR FODUR HV OD
VHSDUDFLyQTXHH[LVWHHQWUH el GLiPHWUR
LQWHULRUde OD T. R. \ el GLiPHWURH[WHULRU
de OD SLVWROD (en OD GLUHFFLyQ KDFLD
eWVp)DJrDFDlDrWneXFneeVednRd
HV XQ DJHQWH TXH QR IRUPD SDUWH de
ORV IDFWRUHV JHRPpWULFRV SHUR HV
GHWHUPLQDQWH en ODSHQHWUDFLyQ\ en el
GLiPHWUR del DJXMHURIRUPDGRSRUelMHW
en OD)LJXUD 9 VHPXHVWUDODUHOHYDQFLD
del FODUR en ORVVLVWHPDV de GLVSDURVPXOWLGLUHFFLRQDOHV \ en OD *UiFD
VH PXHVWUD el HIHFWR del FODUR en OD
SHQHWUDFLyQ\HOGLiPHWURGHODJXMHUR
Gua de Diseo
10 Gerencia de Ingeniera
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Presin diferencial al disparo5.
Este factor es de suma importancia
para la limpieza de los agujeros
producidos por el jet de la carga, ya
que si seleccionamos errneamente
la diferencial de presin, daaremos
considerablemente las perforaciones
realizadas por el disparo.En una formacin productora, pueden
haber variaciones en la permeabilidad
y otras propiedades fsicas dentro de la
zona de inters; cuando el intervalo es
disparado, los agujeros no responden
de igual manera al XMR de los
XLGRV del yacimiento, algunos estn
localizados en las regiones de ms
alta permeabilidad y podrn limpiarse
fcilmente, mientras que otros estarnlocalizados en zonas de menor
permeabilidad y no podrn limpiarse, lo
que ocasionar que muchos agujeros
quedarn tapados.
0.5
0.4
0.3
-------- Entrance
Hole
Penetration
Gun B
Gun A
Gun B
Gun AEntrance
Holes
Dia.
(Inches)
Clearance (Inches)
24
20
16
12
0.5 1.0 1.5 2.0
Penetration
(Inches)
APIRP43,S
ection
1
*UiFD 7. Efecto del claro en el dimetro
del agujero y la penetracin de los disparos;
se recomienda consultar esta JUiFD con la
compaa de servicios
Existen 3 condiciones de presin
diferencial, bajo las cuales se realizan
los disparos de produccin, el sobre
balance, el bajo balance y el bajo
balance dinmico.
El sobre balance se da cuando la
presin hidrosttica es mayor que
la presin del yacimiento, en estas
condiciones, los agujeros realizados
por el disparo quedarn tapados,
debido a los residuos de las cargas, y
a la compactacin de la formacin por
el efecto del disparo.
El bajo balance se presenta cuando
la presin hidrosttica es menor que
la presin del yacimiento, en esta
circunstancia, los residuos de las
cargas y la formacin compactada por
el efecto del disparo, son expulsados
por el empuje de los XLGRV del
yacimiento hacia el interior del pozo,
esta tcnica es recomendable para
obtener la limpieza de los agujeros, sinembargo,esinadecuadousarpresionesdiferenciales muy grandes, ya que con
ello, podremos inducir arenamiento
o aporte de QRV de la formacin que
podrn provocar un taponamiento.
La magnitud de la presin diferencial
en el disparo bajo balance depender
bsicamente de dos factores, la
permeabilidad y el tipo de XLGR de laformacin.
En la Tabla 2 podemos observar los
valores de la presin diferencial bajo
Disparos de Producci
y Tecnologa
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balance,paraformacionesdealtaybajapermeabilidad, as como tambin, la
relacin que tienen con el tipo de fluido
del yacimiento, ya sea gas o aceite;
usada en disparos en formaciones dearena.
(2)
Fluido
Permea-
bilidad
Presin diferencial a favor de la
formacin PSI
Aceite Gas
Alta
K > 100 mD200-500 1000-2000
Baja
K < 100 mD1000-2000 2000-5000
Tabla 2. Presin diferencial previa al
disparo
Ph = 1.4228 X Dv X fr
Gua de Diseo
12 Gerencia de Ingeniera
Para establecer la presin diferencial
para el disparo de produccin, se debern
considerarlossiguientesfactores:
Grado de consolidacin de la
formacin.
Permeabilidaddelaformacin.
Fluidoenlosporos.
Presin de colapso de tuberas y
equipo.
Invasindeluidodeperforacin.
Tipo de cemento.
La presin hidrosttica de una columna
deuidoses.
Como es necesario conocer la presindel yacimiento (Py), para establecer la
diferencialdebajobalanceynotenemos
esa informacin, podemos utilizar la
densidaddeluidodeperforacinusado
en la zona del yacimiento, con este dato
obtendremos la presin de formacin
(Pf), aplicando la frmula anterior y
considerando que Pf < Phly haciendo
Py = Ph.
Hoy da, en pozos exploratorios y dedesarrollo podemos conocer la Py
tomando un registro con un probador de
formacin(MDT,CHDT,RDT,etc),porlo
que es recomendable tomar un registro
deestetipo,enelintervalodeinters.
Los probadores de formacin proveen
informacindelapresindeyacimiento
en una forma directa, as tambin, la
movilidad en la zona cercana a la pareddel pozo (zona daada), como una
primera estimacin de la permeabilidad
delaformacin,empleandolatcnicade
MINI-DST, parmetro que es un dato de
entradafundamentalparaeldiseodel
disparo.
Presin iferencial bajo balance en
arenas
Para determinar la presin bajo balance
quecontrarresteelfactordedao(skin),
esimportanteclasicarlaformacinen
consolidadayno-consolidada,unaforma
de lograr esto, es mediante el anlisis
de la respuesta de los registros de
densidad o snicos, en las lutitas limpias
adyacentes a la zona productora.
Elfactordedaoeslacombinacindeldao del pozo, la geometra del disparo,
la penetracin parcial, la desviacin del
pozo y otros aspectos dependientes de
la fase y rapidez del cambio de ujo,
los cuales provocan un cambio en la
geometraradialdelujode los uidos
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Figura 10. Respuesta de los registros
snicos y densidad en arenas
Lutita
Lutita
Arena consolidada
Lutita
Lutita
Arena no consolidada
Tiempo de transito:T < 100 seg/pie
Densidad volumtrica:
b > 2.4 gr/cc
Tiempo de transito:T > 100 seg/pie
Densidad volumtrica:
b < 2.4 gr/cc
Disparos de Producci
y Tecnologa
del yacimiento, mismo que afecta la
productividad del pozo, para disminuir
este dao, se deber incrementar la
penetracindelasperforacionesdelos
disparos.
Una formacin consolidada tiene los
granos de arena sucientemente
cementados o compactados para
permanecer intactos, estos granos no
uirn,ansisetieneunujoturbulento
en los espacios de los poros.
Una arena se considera consolidada
si se tienen lutitas adyacentes (arribay abajo) compactas, con tiempos de
trnsito DT 100 mseg/pie, obtenido
de un registro snico, y si se tiene
un registro de densidad, las arenas
se consideran consolidadas, si la
densidad volumtrica de las lutitas
limpias adyacentes tienen un valor de
rb 2.4 gr/cc,verFigura10.
Una formacin de una arenapobremente cementada o compactada
se considera no-consolidada, de tal
maneraquelosgranospuedenuiral
habermovimiento deuidos a travs
delaformacin.
Una arena se considera no-consolidada,
cuando las lutitas adyacentes tienen
un tiempo de trnsito mayor de
100 seg/pie, o una densidad menor a
2.4 gr/cc.
La razn de usar el tiempo de trnsito
de las barreras de lutitas adyacentes, en
lugar de la arena misma, es que el tiempo
de trnsito de la lutita est relacionado
directamente con su compactacin, el
grado de compactacin de las lutitas
adyacentes, indica la compactacin
de la arena, si se usara el tiempo de
trnsito de la arena para determinar sucompactacin, sera necesario hacer
correcciones por tipo de hidrocarburo,
densidad de los granos de arena,
porosidad de la zona, saturacin de agua,
etc., muchos de estos datos no estn
disponibles y deben ser supuestos, por
lo que es posible tener un resultado
errneo.
Formacin consoliaaSi la formacin es consolidada, se
deber encontrar un punto medio entre
la presin de bajo balance mnima y
mxima:
determinacin e la presin
iferencial bajo balance mxima
(DPmax), podemos obtenerla de las
siguientesformas:
Yaquelaformacinestconsolidada,a.
elujodearenanoesproblema,por
lo que es posible disparar con la
mayorpresindiferencialquepueda
ser soportada por el elemento, o
accesorio del pozo que tenga el menor
-
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(3)
(4)
(5)
Determinacin de la presin
aminmecnalabojablaicnerefid
.
En base a estudios estadsticos, se
ha llegado a establecer un rango devalores mnimos para yacimientos de
arenas, estos valores se encuentran
en la Tabla 2, en ella, el valor de 'P
dependede2factores,lapermeabilidadde la formacin y el XLGR contenido
(Aceite o gas). Para efecto de clculo
de la 'Pmin, usaremos las siguientes
frmulas:
Arena con aceite: (6)
Arena con gas:
(7)
Determinacin del punto medio de la
'P ('Pmed).
Una vez determinado 'Pmax y 'Pmin,
determinamos la media de la'P
bajobalance, de la manera siguiente:
'Pmed = (8)
Si los registros indican unaa. invasin
somera y/o se us cemento con
baja prdida de agua, 'P estar
entre 'Pmin y el punto medio.
2
. PminPmax' '+
Ppsobz VV
Rcz * 7.1V
RcsobPp * 7.1min V
minmax PpPfP '
('Pmin)
'Pmin = 3500 / K0.37
'Pmin = 2500 / K0.17
Gua de Diseo
14 Gerencia de Ingeniera
rango de presin, lmite de presin de
colapso del casing o tubera, presin
diferencial en el empacador u otro
accesorio. Para el caso del casing o
tubera nueva, el lmite de presin serdeun80%desupresindecolapso,
paratenerunfactordeseguridadde
un20%;parasartasusadas,elfactor
de seguridad deber ser mayor de
acuerdo a sus condiciones, la mayora
de los empacadores recuperables
y herramientas de fondo tienen un
lmite seguro de presin diferencial
de 5,000 PSI.
La resistencia compresiva de lab. formacinpuedeserusadatambin
para calcular la DPmax; con base a
estudios estadsticos de laboratorio
con ncleos de formacin, se
estableci que no hay movimiento
en la matriz de formacin, hasta
que elesfuerzoefectivoexcede1.7
veces la resistencia compresiva de
la formacin. El esfuerzo efectivo
es igual a la presin de sobrecargamenos la presin de poro, por lo tanto,
la presin de poro mnima es igual a
lapresindesobrecargamenos1.7
veces la resistencia compresiva, esto
signica,quelapresinbajobalance
mxima es igual a la presin de
formacinmenoslapresindeporo
mnima.
Con el valor obtenido de la
DPmed, realizaremos las siguientes
consideraciones:
-
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Si los registros indican unab. invasin
de media a profunda y/o se us
cemento con prdida de agua de
media a alta, la 'P estar entre el
punto medio y 'P
max.
Si la presin diferencial calculada est
fuera de los rangos mostrados en la
Tabla 2, ajustar el valor de la presin
diferencial mnimo o mximo, segn
sea el caso.
Para calcular la presin hidrosttica
del XLGR de terminacin, usaremos la
siguiente frmula:
(9)
Para calcular la columna del uido de
terminacin y el nivel del uido de control,
usaremos las siguientes frmulas:
Ph = Pf - 'P
Despejando la frmula 2, tenemos que:
Nivel deXLGR
de terminacin =Profundidad superior del intervalo - Dv
Ver ejemplos 1 y 2 del apndice.
Presin diferencial bajo balance
para arenas no-consolidadas.
Las *UiFDV 8 y 9, relacionan la mxima
presin diferencial con el tiempo de
trnsito ('T) y la densidad (Ub) de
las lutitas adyacentes, para arenasno-consolidadas. Si se cuenta con
una buena medida de la resistencia
compresiva de la formacin, es posible
determinar la 'Pmax para formaciones
no-consolidadas, empleando el mismo
procedimiento que se utiliza para
Presin bajo balance mxima, para arenas no consolidadas
160
150
140
130
120
110
0 250 500 1000750 1750Tdelutitaadyacente-microsegundo
s/pies
15001250
100
170
2000 2250 2500
ARENASCONACEITE
ARENASCONG
AS
Arena con aceite = 3,600 - 20 t
Arena con gas = 4,750 - 25 t
*UiFDDeterminacin de la presin diferencial mxima, con el registro snico
Dv= Ph )4228.1( bU
Disparos de Producci
y Tecnologa
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Grfica 9. Determinacin de la presin diferencial mxima, con el registro de densidad
Presin bajo balance mxima, para arenas no consolidadas
1.80
1.90
2.00
2.10
2.20
2.30
0 250 500 1000750 1750
Densidadvolumtricadelutitaadyacente
15001250
2.40
2000 2250 2500
ARENASC
ONAC
EITE
ARENASCONG
AS
Arena con aceite = 2,340 RHO- 4,000 psiArena con gas = 2,900 RHO- 4,700 psi
Gua de Diseo
$Pmax = 2340 Rb - 4000 (PSI)
$Pmax = 2900 Rb - 4700 (PSI)
$Pmax = 3600 -20 $T P I
$Pmax = 4750 -25 $T P I
arenas consolidadas, el cual consiste
en restar la presin de poro mnima
para generar movimiento de arena
a la presin de la formacin, si no se
tiene la resistencia compresiva de la
formacin, la P puede obtenerse
utilizando las siguientes frmulas:
Presin diferencial mxima en arenas
no-consolidadas con aceite:
(10)
(11)
Presin diferencial mxima en arenas
no-consolidadas con gas:
(12)
(13)
16 Gerencia de Ingeniera
Para determinar la DPmin en forma-
ciones no consolidadas, usaremos la
permeabilidaddelaformacinylaapli -
caremosenlasecuaciones6y7,para
formacionesproductorasdeaceiteygas
respectivamente.
Para determinar la DPmed se deber
usar laecuacinnmero 8,y adems,
continuar con las consideraciones que
se tomaron en el procedimiento para
arenas consolidadas.
P fcal baj balac caba
Para el caso de formaciones de car-bonatos, no se dispone de un estudio
estadsticorigurosonideexperimentos
de laboratorio.
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Aplicacin del registro Snico
Mediante la aplicacin de un registro
snico digital, bipolar o dipolar, es posible
obtener un producto procesado por
computadora (WBS o WS), paraevaluar las caractersticas mecnicas
de la formacin, este registro, en
combinacin con el de densidad y
rayos gamma, permite determinar los
esfuerzos reales y la resistencia o
dureza de las formaciones perforadas.
Un dato que se puede obtener del
registro de densidad, es la presin
hidrosttica mnima (Phmin), la cual
permite evitar el derrumbe de laformacin.
La diferencial mxima de presin ser:
(14)
(registro)
El valor efectivo de la presin
hidrosttica (Ph
) al momento deldisparo, se establecer en base a
los valores mnimo y mximo de la
diferencial de presin, aplicando un
coeficiente de seguridad de la manera
siguiente:
Si DPmax, obtenida del producto WBS
(Well Bore Stability) o similar es mayor
de 1,000 PSI se tomar:
Para gas (15)
Para aceite (16)
Si DPmax, obtenida del producto WBS o
similar es menor de 1,000 PSI se tomar:
Para gas (17)
Para aceite (18)
Ver ejemplo 3 del apndice.
La magnitud de la presin diferencial
necesaria para obtener una mayor
productividad, as como evitar la falla
mecnica de la formacin, es crtica para
el xito del disparo; en algunos casos,
la correcta aplicacin de esta presin debajo balance, elimina la necesidad de
trabajos posteriores de estimulacin.
En los casos de las pistolas bajadas
con cable, donde el intervalo no puede
ser cubierto en una sola corrida, la
ventaja del bajo balance slo se tiene
en la primera corrida, por lo que se
recomienda introducir la mayor longitud
posible de pistola.
Para complementar los mtodos ya
mencionados, a continuacin se incluye la
grfica de King (Grfica 10), que muestra
el efecto de la permeabilidad para
determinar el bajo balance requerido,
en pozos de aceite y gas. Esta grfica,
segn el autor puede ser aplicable a
formaciones de arenas y carbonatos.
Ejemplo: Determinar la presin
diferencial mnima adecuada, para
efectuar un disparo en una formacin
de carbonato con 300 md de
permeabilidad.
DPmax = Pf- PhminPhmin = 1.4228 Dv rb
Ph = Pf- (DPmax x 0.8)
Ph = Pf- (DPmax x 0.6)
Ph = Pf- (DPmax x 0.6)Ph =Pf- (DPmax x 0.4)
Disparos de Producci
y Tecnologa
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Grfica 10. Efecto de la Permeabilidad en la presin bajo balance
Gas - improved
Gas - not improved
Oil - improved
Oil - not improved
100
1,000Underbalance
pressure
(psig)
10,000
0.1 1 10 100 1,000
Permeability (mD)
En el eje de las Xs de la grfica de King,
iniciamos una perpendicular en 300 md
hasta interceptar la lnea principal, en
ese punto, se traza una horizontal para
encontrar el valor de presin diferencialen el eje de las Ys, para este caso el
valor de diferencial es, DPmin = 380
psig. UsarDPde 400 - 500 psig.
Ejemplo: Determinar la presin
diferencial mnima adecuada, para
efectuar un disparo en una formacin de
carbonato con 20 md de permeabilidad,
cruzamos las lneas de acuerdo al
ejemplo anterior,y obtenemos,DP
min =1020 psig. UsarDPde 1200 - 1500 psig.
Observe que las lneas que dividen
los puntos de bajo balance apropiado
e inapropiado, definen la presin
diferencial mnima, para asegurar una
buena limpieza de las perforaciones,
reduciendo el dao.
El bajo balance dinmicoEl mtodo del bajo balance ha sido el
ms aplicado para la optimizacin de
los disparos, en l, el flujo instantneo
originado por la reduccin de presin
de poro en la vecindad del pozo,
mitiga el dao de la zona triturada
y barre la totalidad o parte de los
detritos que se encuentran en los
tneles de los disparos. De acuerdo a
estudios de laboratorio, se descubrique el bajo balance por s slo, no
garantiza la obtencin de la limpieza
del dao ocasionado por los disparos,
los resultados indicaron que son las
fluctuaciones generadas en la presin
Gua de Diseo
18 Gerencia de Ingeniera
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del pozo, producidas inmediatamente
despus de la detonacin de las
cargas, con este conocimiento, los
investigadores desarrollaron la tcnica
del bajo balance dinmico (Figura 11),este sistema es aplicable solo a pistolas
recuperables, pueden ser bajadas con
cable electromecnico, tubera H[LEOH
tubera de produccin o lnea de acero,
en pozos con terminaciones verticales,
desviados u horizontales. Esta
metodologa utiliza cargas especiales y
cRQJXraciones de pistolas diseadas
para generar XQ alto nivel de bajo
balance dinmico, partiendo de unbajo balance o un sobre balance de
presin; con esta tecnologa obtenemos
una mayor productividad o inyectabilidad
del pozo, segn sea el caso.
Hoy da, el sistema del bajo balance
dinmico es reconocido en todo elmundo, derivado de los resultados que
se han obtenido con esta tecnologa
de ltima generacin, adems de las
ventajas que presenta en la limpieza
de las perforaciones, se tiene que para
el caso de las pistolas convencionales
bajadas con cable en un bajo balance,
slo se aprovecha en la primera corrida
y para las subsecuentes se pierde, lo
que no se da en el nuevo sistema, yaque con l, se produce el bajo balance
dinmico en cada pistola bajada.
Figura 11. Sistema de bajo balance dinmico
Disparos de Producci
y Tecnologa
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En cada uno de estos casos, el
orden de importancia de los factores
geomtricos de los disparos, es
es diferente.
Terminacin convencional
En las terminaciones convencionales
no se necesita estimulacin o control de
arena, el objetivo es incrementar la
relacin de productividad, el diseador
debe establecer un programa de
disparos, para remover o reducir
cualquier impedimento al movimiento
del XLGR del yacimiento, debido a que
se generan restricciones en la zonacomprimida por el disparo, o en la zona
daada durante la perforacin.
La zona daada es una regin que
rodea la pared del pozo, en la cual, la
formacin pudo haber sido alterada
durante la perforacin, por ejemplo,
cuando el XLGR de perforacin y
el agua del cemento entran en la
formacin, pueden depositar materiaslida, causar dilatacin en la arcilla
e inducir precipitacin qumica, esto
reduce el tamao efectivo de los poros
GLVSRQLEOHVSDUDHOXMRGHOXLGR
En este tipo de terminacin, el
orden de importancia de los factores
geomtricos, es el siguiente:
Penetracin.1. Densidad.2.
Fase.3.
Dimetro.4.
Gua de Diseo
20 Gerencia de Ingeniera
V. ConsiderACiones eneL diseo deL disPArode ProdUCCin
El primer paso importante para eldiseo del disparo de produccin,
es el de determinar los factores
geomtricos; podramos partir de los
resultados de las pruebas API, pueden
servir de base para una comparacin
general del desempeo de las cargas,
perostas,solosernvlidasbajolas
mismas condiciones de prueba; las
condicionesrealesenlaformacin,no
son las mismas con las que se realizlaprueba;lastuberas,uidosdelpozo,
tiposdeformacinypresionespueden
ser muy diferentes; como resultado,
el desempeo de una carga vara
signicativamenteenunpozoreal.
Inicialmente, para una buena
planeacin de disparos de produccin,
debemos considerar lo siguiente:
Objetivo (Tipo) de la terminacin,
Caractersticasdelaformacin,
1. oBJetiVo de LA terMinACin
Para determinar los factores
geomtricos de los disparos, nos
fundamentaremos en los siguientes
objetivos de terminacin:
1. Convecional (Natural).
2. Control de arena.
3. Estimulacin.
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En formaciones que requieren
estimulacin, la distribucin de
los agujeros y la densidad son
preponderantes, el diseador debe
seleccionar fases y densidades decargas, para controlar la cada de
presin a travs de las perforaciones.
Una buena distribucin vertical de los
agujeros, es necesaria para mejorar
la extensin del tratamiento, el
ordenamiento radial de los agujeros
tiene un rol importante en la efectividad
de ste, generalmente, una densidad
de 13 cargas por metro es suficiente;en operaciones de fracturamiento, por
ejemplo, si se usa una fase 90 en
lugar de 0, es ms probable que los
agujeros se orienten con las fracturas
naturales, proporcionando con esto,
una trayectoria ms directa para que
el fluido de fracturamiento entre en la
formacin.
El orden de importancia de los
factores geomtricos para este tipo determinacin es:
Fase.1.
Densidad.2.
Dimetro.3.
Penetracin.4.
2. CARACTERSTICAS DE LA
FORMACIN
Control de arena
El objetivo en las operaciones para
control de arena, es prevenir que la
formacin se deteriore alrededor de la
perforacin creada por el jet de la carga,siestoocurre,losmaterialesresultantesbloquean el agujero, pueden tapar la
tubera de revestimiento y la tubera de
produccin.
En estas formaciones (no-
consolidadas), si hay una sustancial
cada de presin entre la formacin
y el interior del pozo, puede ocurrir el
arenamiento, ya que la diferencial depresin, es inversamente proporcional
a la seccin transversal del agujero
hecho por la carga; la probabilidad
de arenamiento puede reducirse
aumentando el rea total perforada,
entre ms grande sea el dimetro del
agujero y la densidad de cargas, mayor
ser el rea perforada.
En este tipo de terminacin, elorden de importancia de los factores
geomtricos, es el siguiente:
Dimetro.1.
Densidad.2.
Fase.3.
Penetracin.4.
Estimulacin
Las operaciones de estimulacinincluyen acidificacin y fracturamiento
hidrulico, el objetivo de sta, es
restituir o crear un sistema extensivo
de canales en la roca productora de
un yacimiento, para facilitar el flujo de
fluidos de la formacin al pozo.
Disparos de Producci
y Tecnologa
Los objetivos de la terminacin
determinanlajerarquadelosfactores
geomtricosdel disparo; as tambin,
dentro de la terminacin convencional
setienendiferentesordenamientosde
factores geomtricos y stos se dan,
-
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en funcin de las caractersticas de la
formacin. Las condiciones del pozo,
determinan el tamao y tipo de pistola
que debe usarse.
Consideraciones que deben tomarse,
para la estructuracin de los factores
geomtricos, en las siguientes
situaciones heterogneas de una
terminacin convencional:
La permeabilidad isotrpica es la
misma en todas las direcciones,
aunque esto nunca ocurre realmente,
pero la permeabilidad a lo largo devarias direcciones de una formacin
es suficientemente cercana, que se
considera isotrpica, para propsitos
de clculo.
La mayora de las formaciones son
anisotrpicas, es decir, su permeabilidad
vertical (Kvert) es menor que su
permeabilidad horizontal (Khoriz), esto
afecta la relacin de productividad; unamanera prctica de contrarrestar este
efecto, es incrementando la densidad
de los disparos.
En formaciones que tienen laminaciones
de arcilla, es importante seleccionar la
mayor densidad de cargas por metro,
para aumentar la probabilidad de
perforar las formaciones productorasintercaladas.
En yacimientos que tienen una o
ms fracturas naturales, con alta
permeabilidad, aunque la permeabilidad
de la matriz sea baja; la productividad
del intervalo a disparar, depender de
la comunicacin hidrulica entre las
perforaciones y la red de fracturas, por
lo que para incrementar la probabilidadde interceptar las fracturas, se debe
seleccionar las cargas con mayor
penetracin, elegir la fase ms
adecuada, as como aumentar la
densidad.
Factores
Geomtricos
Objetivo de la terminacin
ConvencionalControl de
ArenaEstimulacin
Densidad 2 2 2
Penetracin 1 4 4
Fase 4 3 1
Dimetro 3 1 3
Tabla 3. Jerarqua de los factores geomtricos de acuerdo al objetivo de la terminacin
Gua de Diseo
22 Gerencia de Ingeniera
EnlasTablas3y4se presentan las
jerarquasdelosfactoresgeomtricos
del diseo del disparo, en funcin
del objetivo de la terminacin y delas caractersticas de formacin,
respectivamente, para obtener el
diseo ptimo del disparo.
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Terminacin convencional
Factores
geomtricos
Caractersticas de la formacin
Permeabilidad
isotrpica
Permeabilidad
anisotrpica
Laminaciones
de arcilla
Fractura
natural
Densidad 2 1 1 3
Penetracin 1 2 2 1
Fase 3 4 3 2
Dimetro 4 3 4 4
Tabla 4. Jerarqua de los factores geomtricos en funcin
de las caractersticas de la formacin
Para obtener un buen diseo de
disparos, se debe contar con lasiguiente informacin:
Datos de la formacin:
Litologaw
Permeabilidadw
Porosidadw
Densidadw
Intervalo a dispararw
Presin de sobrecargaw
Presin de porow
Resistencia compresivaw
Fluidos esperadosw
Temperatura de fondow
Condiciones de pozo:
Geometra del pozow
Lodo de perforacinw
Dimetro de barrenaw
Tubera de revestimientow
Cementacionesw
Datos del aparejow
Objetivo de la terminacin:
Convencionalw
Control de arenaw
Estimulacinw
Disparos de Producci
y Tecnologa
3. deterMinACin de Los
FACtores geoMtriCos enFUnCin de LA ProdUCtiVidAdEn esta etapa del diseo de los
disparos,sedeterminarnlosfactores
geomtricos de mayor jerarqua en
funcindelarelacindeproductividad,
con el objetivo de lograr la mxima
productividad del pozo.
La Grca 11 tiene la relacin de
productividad en funcin de lapenetracin y la densidad del disparo,
sta se realiz, considerando un
pozo de 6 de dimetro, en agujero
descubiertoysindaoalaformacin.
Deacuerdoalagrca,sidisparamos
un pozo con una pistola con 13 c/m, con
penetracinde6yfase90,obtenemos
unaRPde1,estorepresentaraalujo
equivalente de un pozo en agujero
descubierto, de 6 de dimetro; astambin, la densidad de los disparos
deberserefectiva,esto quieredecir,
que se deber prevenir, para los casos
en donde los agujeros realizados no
seanefectivos(quenouyan),debido
a lo anterior, se recomienda disparar
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Gua de Diseo
24 Gerencia de Ingeniera
con la mayor densidad de c/m posible;tambin se observa en la JUiFD, quecon una densidad de 13 c/m y unapenetracin de 18, se obtiene una RP
igual a la que se producira con unapistola de 40 c/m, y una penetracin de9; en este caso la RPsera de 1.178.
La *UiFD 12 tiene la RP LQXHQFLDGapor el factor de dao, sta se realiz,considerando una profundidad deinvasin del lodo de perforacin de8, reduciendo la permeabilidad de lazona en un 60%, otra suposicin en su
construccin, es que la zona comprimidapor el jet de la carga, tiene una reduccin
de permeabilidad del 80%, es decir, lapermeabilidad de la zona comprimida esde solo un 8% de la original, de acuerdoa ello, los factores de dao son crticos
para la productividad del pozo.
Estas suposiciones son bastante similares
de lo que ocurre en la realidad, partiendo
de factores de dao tpicos, medidos
en laboratorio sobre testigos de areniscas
consolidadas. Si en un pozo se dan las
condiciones de deterioro supuestas y
se dispara con presiones en balance o
levemente sobre balance, el gasto de
produccin se reduce drsticamente;por ejemplo, si disparamos con una
densidad de 13 c/m y 6 de penetracin,
*UiFD11. Relacin de productividad en funcin de la penetracin y la densidad del disparo
RELACIN
DE
PRODUCTIVIDAD
Penetracin en pulgadas
1.3
1.2
1.1
1.0
0.9
0.8
0 3 6 129 15 18
0.7
Disparos
por pie(metro)
1
2
12 (40)8 (26)6 (20)4 (13)
Fase 60
Fase 90
Fase 180
Fase 0
Fase 60
Fase 90
SIN ZONA COMPRIMIDA
SIN DAO POR FLUIDODIAMETRO DE POZO 6DATOS EXTRAPOLADOS
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y Tecnologa
Disparos de Producci
Grfica 12. Relacin de productividad influenciados por el factor de dao
Penetracin en pulgadas
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0 2 4 86 14
RELACIN
DE
PRODUCTIVIDAD
1210 16 18
Dao por lodo de 8 con
Kv/Ko= 0.4
Dao en la zonacomprimida
Kv/Ko= 0.2
Interpolado
2
Fase 0
Disparos
por pie
(metro)
4 (13)
8 (26)
12 (40)
obtendremos una RP de 0.54, para
aumentarla y produciruna RPde 1.0 con
las mismas 13 c/m, ser necesario que
las cargas tengan una penetracin de
17, mientras que si disparamos con una
densidad de 40 c/m, slo se necesitaran
9.5 de penetracin. Con este ejemplo,
se concluye que para disparar una
arenisca consolidada con un gran dao
de formacin, es muy importante usar
pistolas con gran penetracin y alta
densidad,y seleccionarun bajo balance
ptimo, para obtener una RP mxima.
La penetracin en la formacin deber
ser calculada a partir de los datos
API, en funcin de los siguientes
parmetros:
Nmero de TRs y su espesor.w
Material entre las TRs (cemento,w
fluido).
Espesor de cemento.w
Tipo y caractersticas de law
formacin.
Para mejor anlisis, compare esta gr-
ca con la nmero 4, grca que se
realizsindaoenlaformacinycon
13 cargas por metro.
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26 Gerencia de Ingeniera
Gua de Diseo
4. generALesEn la tabla 5, encontramos que se
consideran 100 horas para bajar los
explosivoscon tubera,con estedato
entramos en la escala del tiempo dela grca 1, iniciamos con 100 en el
ejedelasXs(Tiempo)yseguimosla
perpendicular hasta interceptar la lnea
de+/-132C(270F),delaescalade
temperatura, ese punto, lo tomaremos
de referencia para determinar el tipo
de explosivo, para este caso ser el
tipo HMX. Una vez determinado el
explosivo,seconsultaconlacompaa
de servicios de los explosivos y conpersonal de operacin del pozo, para
certicar, si 100 horas es el tiempo
correcto para bajar las pistolas, si es
as, tendremos seleccionado el tipo de
explosivo.
Tipo de
transporte
Tiempo
en horas
Cable 1
Tubera Flexible 2
Bajadas con Tubera (TCP) 100
Tabla 5. Tiempo de exposicin requerido
para bajar las pistolas
Una consideracin importante, para
seleccionar el tipo de transporte de los
explosivos,eselngulodedesviacin
del pozo, cuando la geometra del pozo
esmuytortuosa,espreferibleutilizarunsistema exible como son las pistolas
expuestas; cuando la desviacin del
pozo est entre 45 y 65 grados de
desviacin, las pistolas bajadas con
cable, debern ayudarse con mayor
nmero de contrapesos e integrados
con herramientas antifriccin y, si la
desviacinesmayorde65,espreferible
usar pistolas bajadas con tubera.
Una vez determinado el tipo de
transporte, se deber realizar una
simulacinenelsoftwareCerberus,ste
nos permite planear, disear y evaluar
los disparos de produccin, realizados
con cable electromecnico, lnea de
acerootuberaexible,conlanalidad
de dar mayor seguridad y calidad en
las intervenciones, para as, coadyuvar
en la optimizacin de tiempos de laUPMP y soportar los diseos de pozos,
asegurar los servicios y minimizar los
problemas durante la ejecucin de las
operaciones de disparos.
Otrareexinimportanteeneldiseo
delosdisparos,esel fondo(intervalo
entre la base de los disparos y la
PI), ste deber tener los sucientes
metros, para alojar los residuos de losexplosivos cuando se usen pistolas
expuestaso,cuandoseutilicenpistolas
bajadas con tubera, y se requieran
desprenderlasdespusdeldisparo.
Laespecicacindepresindefbrica
del sistema de disparo, deber ser
mayor que la presin a la cual ser
sometida la pistola.
Si en un dado caso, se determina bajar
las pistolas con cable, tubera exible
o lnea de acero, nos ajustaremos al
dimetro mnimo interno del aparejo de
produccin, cuando se bajen a travs
deste.
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y Tecnologa
Disparos de Producci
Software de diseo
Una vez que se tiene el diseo del
disparo de produccin, descrito en
esta gua, es necesario entrar al
software WEM (Well Evaluation Model),
tecnologa que nos permite calcular eldesempeo de las cargas en el fondo
del pozo, realizar anlisis nodal, donde
se pueden determinar de manera
rpida, diferentes curvas de IPR (Inow
Performance Realtionship); as como
tambin, la presin diferencial de bajo
balance.
Por otra parte, no es posible analizar
de manera particular todos los casosposibles de variables en el diseo de
disparos, por lo que como su nombre lo
indica, es solo una gua, y el diseador
deber utilizar su criterio para un caso
en especial.
APNDICE:
NOMENCLATURA.
API = American Petroleum Institute
c/m = Cargas por metro
CHDT = Probador de formacin para
pozos entubados
aledarutlaodadidnuforP=
columna (mts)
gr/cc= Gramos por centmetro cbico
HMX= His Majestic Explosive
HNS = Hexa Nitro Stilbene
J= Indice de productividad (BPD/psi)
k= Permeabilidad (md)
md = Milidarcy
MDT = Probador de formacin para
pozos con agujero descubierto
PI = Profundidad interior del pozo
Presin del yacimiento
3UHVLyQGHIRQGRX\HQGR
PicrYLamino-Dinitro pyridina
Ph = Presin hidrosttica (psi)
Dv
=Pws
=Pwf
=PYX
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Phl= Presin hidrosttica del lodo de
perforacin
Presin de poro
Presin de poro mnima
para el movimiento de arena
Presin de formacin
Gasto (BPD)
RDX= Royal Demolition Exlosive
Rc= Resistencia compresiva
WBS = Well Bore Stability (Schlumberger)
Densidad del fluido (gr/cc)
Esfuerzo efectivo (psi)
Presin de sobrecarga
Tiempo de trnsito (mseg/pie)
Densidad (gr/cc)
Presin diferencial previa al
disparo (psi)
Microsegundos por pie
Densidad del Lodo
EJEMPLO 1.
Se desea disparar un intervalo en
arenas de 2500 a 2506 metros, tiene
una permeabilidad de 500 md, elregistro snico nos indica un DT de 70
mseg/pie. y el de densidad nos da unde 2.5 gr/cc, el anlisis de los registros
indica una invasin somera; el fluido
que se espera producir es gas y la
presin del yacimiento de 4,000 PSI.
La profundidad interior del pozo es de
2,520 metros.
Se desea saber la presin diferencialprevia al disparo y el nivel del fluido de
terminacin, que para este caso ser
agua.
a) De acuerdo a la tabla 2, considerando
una formacin de alta permeabilidad y
productoradegas,lapresindiferencialdeber estar entre 1,000 y 2,000 PSI
b) De la informacin de los registros,se concluye que la formacin es
consolidada.
c) Para una arena con gas usaremos
la frmula 7:
DPmin = 2500 / 500 0.17 = 869 PSI
d) La DPmax se determinar de acuerdo
al rango de presin del accesorio tubularde menor rango. Si suponemos este
=Pp
=minPp
=Pf
=q
=fr
=zs
=sobs
=DP
=pieseg/m
TD =
=r
=br
r
28 Gerencia de Ingeniera
Gua de Diseo
WS= Wave Sonic (Halliburton)
PTm= Presin del Tubular de menor
rango
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y Tecnologa
Disparos de Producci
de 5,000 PSI y en buenas condiciones
entonces:
DPmax = 80% PTm
DPmax = 5,000 x 0.8 = 4,000 PSI
e) Como la invasin es somera, la DP
deber estar entre el punto medio y la
DPmin
DPmed = (DPmax + DPmin) / 2 =
(869 + 4,000) / 2 = 2434 PSI
869 100 md) productora
de aceite y de acuerdo a la tabla 2, la
presin diferencial deber estar entre
200 y 500 PSI
b) Para una arena con aceite usaremos
la frmula 6:
DPmin
= 3500 / 2000.37
= 493 PSI
c) La DPmax se determinar de
acuerdo a la resistencia compresiva de
la formacin:
Calculando la presin hidrosttica del
lodo de perforacin, con la frmula 2,
tenemos que:
Phl= 1.4228 x Dvxl= 1.4228 x 2420x 1.2 = 4,130 PSI
f)
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Considerando que la presin de
formacin es menor que la presin
hidrosttica del fluido de perforacin,
tenemos que: Pf 4,000 PSI
La presin de poro es de:
= 6,000
-1.7 x 2,000 = 2,600 PSI
Pmax = Pf-Ppmin = 4,000 - 2,600 =1,400 PSI
d) Como la invasin es somera, la P
deber estar entre el punto medio y la
Pmin
.
Pmed = (Pmax + Pmin) / 2 = (1,400
+ 493) / 2 = 946 PSI
493 < P < 946 PSI, por lo tanto
tendremos P= 500 PSI
De los resultados obtenidos tenemos
que:
Presin hidrosttica del fluido de
terminacin (Ph) = Pf - P = 4,000
500 = 3,500 PSI
Columna del fluido de terminacin =
Ph/(1.4228 X f) = 3500 =
2,236 metros1.4228 x 1.1
Nivel de fluido de terminacin =
Profundidad superior del intervalo -Columna del fluido de terminacin =
2400 2,236 = 164 metros
EJEMPLO 3.
Se pretende disparar un pozo productor
de aceite en el intervalo de 6095 a
6115 metros con pistolas TCP 3-3/8, ellodo utilizado durante la perforacin en
esa zona fue de 1.7 gr/cc. El anlisis
del producto WBS revela un peso
mnimo seguro de lodo para evitar el
derrumbe en el intervalo de 1.13 gr/cc
y un peso mximo para evitar fracturar
la formacin de 2.6 gr/cc. Cul es
la magnitud de la presin diferencial
recomendada previa al disparo?
La presin hidrosttica mnima para
evitar el derrumbe es de:
Ph(min) = 1.4228 x Dvx (min)
Ph(min) = 1.4228 x 6115 x 1.13 = 9,831 PSI
La presin hidrosttica generada por el
lodo de perforacin fue de:
Phl= 1.4228 x 6115 x 1.7 = 14,791 PSI
Si suponemos que la presin de
formacin es igual o menor a la presin
hidrosttica generada por el lodo
tenemos:
Pf , entonces
Pf= 14,500 PSI
zRcsobPp 7.1min S
fR
b Phl14,791
30 Gerencia de Ingeniera
Gua de Diseo
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y Tecnologa
Disparos de Producci
La diferencial mxima de presin es:
DPmax = Pf- Ph 138,9-005,41=)nim(
= 4,670 PSI
Vemos que DPmax obtenida del
producto WBS es mayor de 1,000 PSI
por lo que usaremos la ecuacin 16,
para pozos de aceite.
Ph = Pf- (DPmax x 0.6) = 14,500 - (4,670
x 0.6) = 11,698 PSI
En este caso la presin diferencial
previa al disparo sera de:
DP= Pf- Ph= 14,500 - 11,698 = 2,802 PSI
BIBLIOGRAFA
Gua de Diseo de Disparos deProduccin. Versin 2002.
Perforating Services CatalogSchlumberger, 2008.
Underbalance Criteria for MinimumPerforating DamageBehrmann, L. A., SPE 30081.
Underbalance or Extreme OverbalanceBehrmann, L. A., SPE 31083.
Measurement of Additional SkinResulting from Perforating DamageBehrmann, L. A., SPE 22809.
Pseudo Skin Factors for Partially-Penetrating Directionally-Drained Wells
Cinco Ley, H., Ramey, H.J. Jr., and
Miller, F. G., SPE 5589.
Underbalanced Perforating DesignCrawford, H. R., SPE 19749.
A Field Study of UnderblancePressures Necessary to Obtain CleanPerforatingsKing, G.E., Anderson, A., and Bingham, M.
Optimum Underbalance for theRemoval of Perforation DamageWalton, I.C., SPE 63108.
La nueva dinmica de operacionesde disparos en condiciones de bajobalanceOilfield Review, Spring 2004. Eelco Bakker,
Kees Veeken, Larry Behrmann Phil Milton,
Gary Stirton, Alan Salsman y Lan Walton
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32 Gerencia de Ingeniera
Gua de Diseo
Datosderegistrosenlazona
deinters
Formacin
consolidada?
Determinacindela
presindiferencialmnima
De
terminacindela
presi
ndiferencialmxima
Determinacin
dela
presindiferencialmnima
Determinacindela
presindiferencialmxima
No
SI
Arenacon
gas?
Conoce
laresistencia
comp?
Arenacon
gas?
Rangosdeaccesoriosde
diferencialdepresin
Pmin=
2500
K0.17
Pmin=
3500
K0.37
SI
NO
Pmax=P
f-Pp(min)
Ppmin=
Sob-1.7Rc
SI
NO
Pmax=80%PTm
NO
SI
Pmax=
P
max=
T
4750-25
b
2340
-4000
Pmax=
Pmax=
T
3600-20
b
290
0
-4700
Pmed=
Pmax
Pmin
2
Inva
sin
somera?
SI
NO
Diagramadebloq
uesparacalcularlapresindiferencialenarenas
Pmin
