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CONSTRUCCIÓN DE POZOS

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONALESIA UNIDAD TICOMAN CIENCIAS DE LA TIERRA

“LA TÉCNICA AL SERVICIO DE LA PATRIA”

PROFESOR. ESTEBAN VASQUEZ MORALES


TEXTO BASADO EN EL CAPITULO 1 DEL LIBRO:

EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL

INGENIERÍA DE RECURSOS ENERGÉTICOSTOMO I. PRINCIPIOS

AUTOR: ESTEBAN VASQUEZ MORALESEDITORIAL: INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA Y RECOMENDADA DEL CAPITULO 1 i.- CARL GATLIN. DRILLING AND WELL COMPLETIONS. UNIVERSITY OF TEXAS, PRENTICE-HALL, INC. 1960. USA ii.- N.G. SEDERA, E. M. SOLOVIOV. PERFORACION DE POZO DE PETROLEO Y GAS NATURAL. EDITORIAL MOSCU. 1972. UNION SOVIETICA. iii.- ETA OFFSHORE SEMINAR INC. THE TECHNOLOGY OF OFFSHORE DRILLING, COMPLETION AND PRODUCTION. PENN WELL BOOKS. 1976. HOUSTON, TEXAS. iv.- UNION CARBIDE. ENGINEERING ESENTIALS OF MODERN DRILLING. ENERGY PUBLICATIONS DIVISIONS OF HBJ, 1977. USA v.- PEMEX, UNAM, CIPM, IMP. TERMINACION DE POZOS. 1983. MEXICO D.F. vi.- PRESTON L. MOORE. DRILLING PRACTICES MANUAL. PENN WELL BOOKS, 1986. USA vii.- ADAM T. BOURGOYNE JR, KEITH K. MILLHEIM, MARTIN E. CHENEVERT, F.S. YOUNG JR. APPLIED DRILLING ENGINEERING, SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS. 1986. RICHARDSON, TEXAS. viii.- WOLFGANG F. PRASSL. DRILLING ENGINEERING. CURTIN UNIVERSITY OF TECHNOLOGY. 2001, USA. ix.- WILLIAM C. LYONS, GARY J. PLISGA. STANDARD HANDBOOK OF PETROLEUM AND NATURAL GAS ENGINEERING. ELSIEVER, 2005.USA x.- PEMEX, GERENCIA DE INGENIERIA Y TECNOLOGIA. GUIAS DE DISEÑO: PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN. PEMEX UPMP, 2008, MÉXICO.

CORREO INSTITUCIONAL: evasquezm@ipn.

mx CUENTA DE TWITTER: @_EVM_

INTRODUCCIÓN

En esta sección se describen los conceptos, elementos y sistemas que integran el proceso de la construcción de un pozo de petróleo o de gas natural. De manera general se establece que realizar la

construcción de un pozo, atesora como propósito fundamental, efectuar la comunicación entre el yacimiento y la superficie terrestre, con el objetivo de obtener una afluencia abundante de

hidrocarburos para su comercialización.

La construcción y puesta en servicio de un pozo de petróleo o de gas natural, posee tres aspectos fundamentales:• la planeación,

• la ingeniería de diseño y, • las operaciones de campo.

En esta parte se introduce al lector en el proceso operativo de la construcción de pozos, permitiendo, crear un panorama general de las actividades que se realizan y los elementos que se requieren para

llegar a los estratos almacenadores de hidrocarburos y poner al yacimiento en producción.


¿Qué es un pozo?

El pozo es una excavación geológica, que se

construye con el fin de servir como estructura, para la instalación de tuberías que permitan la extracción eficiente de hidrocarburos que se encuentren entrampados en el subsuelo.1

El esquema 1.1 muestra las partes de un pozo. El origen del pozo se llama, boca; La superficie

cilíndrica de revolución, pared; Y la proyección del origen al final del cuerpo geométrico, fondo del

pozo.


Una definición más apropiada de un pozo, es representarlo como una función que describe la curvatura de una circunferencia cuya proyección geométrica representa su profundidad, esto es:


𝑦 2+𝑥2=𝑟2→ 𝑦=+¿−√𝑟2−𝑥2Integrando la ecuación tenemos.

∫𝑋 1

𝑋 2

(√𝑟 2−𝑥2 )− (−√𝑟2−𝑥2 )𝑑𝑥→∫𝑋 1

𝑋 2

2√𝑟2−𝑥2𝑑𝑥

Transformando la ecuación anterior a coordenadas polares tenemos.

2 ∫cos−1 (𝑥 )

cos−1 (−𝑥 )

√𝑟2−𝑟 2𝑐𝑜𝑠2𝜃𝑟 𝑠𝑒𝑛𝜃𝑑𝜃→2 ∫cos− 1 (𝑥 )

cos−1 (−𝑥 )

√¿¿¿

2 ∫cos−1 (𝑥 )

cos−1 (−𝑥 )

𝑟 𝑠𝑒𝑛𝜃 (𝑟 𝑠𝑒𝑛𝜃 )𝑑𝜃→2𝑟2 ∫cos −1 (𝑥 )

cos−1 (−𝑥 )

𝑠𝑒𝑛2𝜃𝑑𝜃

Aplicando identidad trigonométrica y sustituyendo tenemos.

𝑐𝑜𝑠2𝜃+𝑠𝑒𝑛2𝜃=1→𝑠𝑒𝑛𝜃=+¿−√1−𝑐𝑜𝑠2𝜃


Aplicando nuevamente identidad trigonométrica y sustituyendo tenemos.

𝑠𝑒𝑛2𝜃=1−cos 2𝜃

2

2𝑟2 ∫cos −1 (𝑥 )

cos−1 (−𝑥 )12+ cos 2𝜃

2𝑑𝜃→𝑟 2 ∫

cos−1 (𝑥 )

cos− 1 (−𝑥 )

𝑑𝜃+𝑟 2 ∫cos−1 (𝑥 )

cos− 1 (− 𝑥 )

cos2𝜃 𝑑𝜃

Evaluando en , tenemos.

𝑟2 (cos− 1 (−𝑥 )− cos−1 (𝑥 ) )+𝑟 2¿𝑟2 (180−0 )+𝑟2 (1−1 )=180𝑟 2→ (180𝑟2 ) ( 𝜋

180 )=𝜋𝑟 2

Integrando la profundidad tenemos.

∫0

𝑧

𝜋 𝑟2𝑑𝑧→𝜋𝑟 2∫0

𝑧

𝑑𝑧

¿ Ec.1. Volumen espacial de un pozo

Tal que:

Los pozos se construyen en tierra firme y, sobre el mar con la ayuda de instalaciones especiales. La profundización de la construcción puede ser de forma totalmente

vertical, o bien, puede desviarse de su eje vertical, formando un ángulo de inclinación en cualquier dirección azimutal, hacia donde se encuentre el objetivo

geológico de interés.

Existen diversas razones por lo cual se desvía un pozo, tales como: • interceptar una mayor cantidad objetivos geológicos con potencial petrolífero, • librar obstáculos geológicos que dificulten las operaciones de construcción,

• perforar paralelamente a una zona restringida o de difícil acceso, • interceptar pozos descontrolados, y• disminuir costos de inversión.



El esquema muestra la diferencia entre la profundidad y la longitud de un pozo. La

distancia desde la boca hasta el fondo del pozo, a través de la proyección de su eje

vertical, determina su profundidad. Mientras que su longitud, se determina en base a la cuantía de metros horadados, en función al ángulo de inclinación ejercido que lo separa

de su eje vertical.

Así, los pozos pueden catalogarse como pozos verticales y pozos con cambio de dirección,

cuyas profundidades y longitudes varían dentro de amplios rangos de acuerdo a la

ubicación litológica del horizonte productor.


Clasificación de Pozos

En lo general, existen distintos propósitos para la creación de pozos, ya sea, para extraer agua potable, obtener energía geotérmica, o bien, para extraer petróleo y gas natural. En el caso del

petróleo y el gas, la creación de un pozo, tiene distintos objetivos dentro del desarrollo de explotación de un campo petrolífero.

Los pozos se clasifican en:• Pozos Exploratorios; se perforan para dar certidumbre a la exploración geológica y geofísica de los

yacimientos, corroborando la existencia de hidrocarburos y la información inferida por métodos indirectos.

• Pozos Delimitadores; se perforan con el fin de establecer límites geológicos de explotación, obtener mayor cantidad de datos y brindar mayor certidumbre a la cuantificación de las reservas.

• Pozos de Explotación; se perforan con el fin de hacer comercial la producción y el desarrollo del campo.

• Pozos de Inyección; se perforan con el fin de inyectar fluidos (líquidos, gases, vapor) dentro del yacimiento para obtener mayores tasas de recuperación de hidrocarburos, o bien, para el

almacenamiento geológico del CO2.2 En algunos casos, estos pozos fueron anteriormente pozos de explotación y son reutilizados para el proceso de inyección.


PROCESO DE PERFORACIÓN

La perforación es una resultante de las perturbaciones axiales que

sufre la roca al disgregarse debido a los esfuerzos mecánicos e hidráulicos que se generan durante el periodo constructivo. El

esquema muestra el peso que se ejerce sobre la herramienta de corte (PSB)1 y, el momento torsional (RPM)2 ejercida sobre la misma.

Estos dos principios físicos de peso y torsión, generan las fuerzas necesarias para la disgregación de la roca. Sin embargo, al mismo tiempo que se está horadando, se propicia una aglomeración de

detritos en el fondo del pozo, que pueden atrapar e inmovilizar a la herramienta de corte, obstaculizando el proceso de perforación. Por tal motivo, se hace necesario remover los detritos fuera del pozo. La

remoción de los detritos se logra haciendo circular por el pozo, un fluido de control, cuyas propiedades reológicas le permiten elevar y acarrear a las partículas ya perforadas hasta la superficie, a través

del espacio anular, manteniendo así, limpio el fondo del pozo. Así, la limpieza del pozo y las propiedades del fluido, garantizan en cierta

medida, que la perforación se pueda mantener a un ritmo de penetración constante3.


EQUIPOS DE CONSTRUCCIÓN DE POZOS

El equipo de construcción de pozos es una estructura acerada en forma de torre y con una subestructura

que la soporta, y cuyo diseño depende de la ubicación de trabajo. De forma general, el equipo está integrado

por un conjunto de sistemas, tales como:• rotación,

• elevación y suspensión de cargas,• circulación de fluido, • control de presiones y, • generación de energía.

Estos sistemas y la estructura en su conjunto, permiten efectuar los trabajos operativos de

perforación, terminación y reparación de los pozos. Los equipos de construcción, independientemente de si se

utilizan para perforar costa adentro o costa afuera, todos poseen los mismos sistemas, pero algunos, con

mayor tecnología que otros, dependiendo de la complejidad y ubicación del yacimiento.


En referencia a los equipos que realizan los trabajos operativos de construcción de pozos costa adentro (equipos terrestres), sus diferencias residen en su

capacidad de carga, es decir, en la cantidad de peso (en toneladas) que puede soportar la estructura, cuando se

carga la sarta de tuberías para perforar o revestir el pozo; los equipos convencionales construyen pozos más

profundos que los autoranspotables, por tanto, requieren entre otras cosas, de mayor potencia en sus motores y

mayor capacidad de presas para almacenar los fluidos de control.


Por otro lado, la construcción de pozos costa afuera, se vuelve más complicada

debido a que la distancia que existe entre el lecho marino y el nivel del mar, puede ser muy profunda. De ahí, que la principal característica de los equipos

marinos reside en el tirante de agua en que puede operar, sin mayores costos de trasporte, material, logística y uso de tecnologías; las plataformas fijas

pueden trabajar eficientemente hasta en tirantes de agua de 100 metros,

mientras que, las plataformas semisumergibles logran perforar hasta con tirantes de agua, que superan los

500m de profundidad.1


Los sistemas en un equipo de construcción están interconectados entre sí, por lo que, son dependientes los unos de los otros y, su

correcto funcionamiento y operación son esenciales para la construcción eficiente de un pozo. Sin embargo, el éxito de las operaciones de la construcción, no solo depende del correcto

funcionamiento de cada uno de los sistemas, sino que también, dependerá de la calidad del factor humano, es decir, de la pericia, el

conocimiento y capacitación que posea el operador.Justo entre el piso de trabajo y la corona de la torre o mástil, existe como parte del equipo de construcción, el sistema de rotación. El sistema de rotación posee como propósito principal, conectarse al extremo superior de un conjunto de tuberías (diseñadas para el

proceso de perforación) e imprimirles fuerza de rotación; las tuberías rotan y hacen rotar a su vez a la herramienta de corte, que está conectada al extremo inferior del mismo conjunto de tuberías; el

sistema posee un motor que puede ser mecánico o eléctrico, y que brinda la fuerza de giro necesaria, para hacer rotar al conjunto de tuberías y a la herramienta de corte. Existen distintos sistemas de perforación por rotación, tales como: perforación con mesa rotaria, perforación con sistema automatizado, perforación con tubería de ademe integrada y perforación con sistemas rotativos de fondo.2


Durante la perforación, también, se requiere de la aplicación de una carga dada sobre la formación pétrea, que favorezca la

disgregación de la roca. Por tanto, se hace necesario la existencia en el equipo de un sistema de elevación y suspensión de

cargas, que permita:

• la aplicación y suspensión de cargas,• la introducción y extracción de las tuberías para perforar• la introducción de tuberías de integridad (revestimiento) y

tuberías para la producción,• la introducción y extracción de herramientas o instrumentos

especiales para perforar, terminar y/o reparar un pozo.


Una vez que la roca es desagregada, por el efecto del peso y la rotación, se requiere en sincronía la intervención de un sistema

de circulación de fluidos de control. El sistema de circulación, proporciona al fluido de control, la fuerza necesaria para elevar los detritos por el espacio geométrico (espacio anular) formado entre

el conjunto de tuberías de trabajo y la estructura de la construcción

Las partículas perforadas son elevadas por el fluido de control a lo largo de la estructura geológica, pasando a través de un conjunto

de válvulas de control de presión, y arribando a una tubería de descarga en la superficie terrestre, dónde, el fluido se precipita

hacia una presa receptora los detritos de mayor tamaño son retenidos por zarandas vibratorias y, desplazados hacia una presa paralela receptora de dichos detritos. Sin embargo, los detritos de menor tamaño que logran pasar a través de las mallas o filtros de

las zarandas, son eliminados posteriormente por componentes especiales pertenecientes al sistema de circulación, tales como:

desarenadores, desarcilladores, etc.


Al entrar el fluido de control en contacto con la formación, este modifica sus propiedades reológicas

originales, es decir, se contamina. Por lo tanto, al salir el fluido de control a superficie, esté debe de pasar por

un conjunto de presas para ser reacondicionado y proporcionarle las condiciones originales de diseño. Una

vez que el fluido está libre de recortes y en las condiciones reológicas apropiadas, esté es transportado

hacia una presa de succión, en donde unas bombas succionan e impelen el fluido de control con una presión

determinada, hacia el interior del pozo, formando así, un circuito semicerrado de circulación.


Para que el sistema de rotación, el sistema de elevación y suspensión de

cargas y, el de circulación de fluidos de control, puedan trabajar de manera

conjunta, es decir, en sincronía, existe un elemento llamado unión giratoria,

que realiza la conexión mecánica-hidráulica entre estos tres sistemas.

Unión Giratoria

Sistema de Elevación: Bloque Viajero

Sistema de Circulación: Manguera de inyección de fluido de control

Sistema de Rotación:Motor Eléctrico y Conexión para

Tuberías


Durante el proceso de la construcción de un pozo de petróleo o de gas natural, pueden existir eventos no

deseados, tal como lo es, el flujo repentino y no previsto de los fluidos contenidos y represionados en el subsuelo, hacia el interior de la construcción. Este tipo de evento, ocasiona, la expulsión del volumen original del fluido de

control que está dentro del pozo, seguido de un flujo abrupto y continuo de los fluidos de la formación hacia la superficie terrestre, en forma totalmente descontrolada y

peligrosa. Si este evento geológico no es detectado y controlado en tiempo y forma, el descontrol de las

presiones de formación, propiciara, la posible pérdida del pozo, el equipo y su tripulación


Para evitar que se presente un flujo descontrolado de los fluidos de formación hacia el interior de pozo y superficie, se requiere que la presión que ejerce el fluido de control

dentro del pozo, sea mayor que la presión que ejercen los fluidos contenidos en el subsuelo.

En el caso de que esta primera medida de control sea suprimida o vencida, se debe tener instalado en el equipo

de construcción de pozos un sistema de control de presiones que trabaje accionando el cierre mecánico del pozo y controle dichas presiones. El sistema de control,

trabaja desviando intencionalmente el brote3, a través de una tubería primaria de control, hacia un ensamble de tuberías y válvulas (múltiple de estrangulación) que

despresurizan el fluido y lo llevan de regreso al sistema de circulación de manera estable y controlada.


Así, mientras la presión es controlada y desviada por el sistema de conexiones superficiales de control, un

conjunto de válvulas llamadas “preventores” mantienen al pozo a lo largo de su diámetro cerrado

mecánicamente, de forma segura; estas válvulas son accionadas hidráulicamente por una unidad de mando fija, conocida comercialmente con el nombre de bomba

Koomey. La bomba también puede ser accionada mediante un control remoto, ubicado en el piso de trabajo del equipo, o bien, puede ser accionada manualmente por

el operador.


El trabajo que se realiza en el equipo de construcción de pozos, cualquiera que este sea, requiere de energía para

su funcionamiento, por tal, se requiere poseer un sistema de generación de energía que genere y distribuya la energía a cada uno de los sistemas y

componentes del equipo. Básicamente, el sistema de generación de energía se compone de: un conjunto de motores diésel, compresoras, generadores, cuartos de

control, etc.

Los equipos de construcción de pozos pueden catalogarse como equipos mecánicos, eléctricos o mixtos. Además, el equipo de construcción requiere también de un paquete tecnológico que coadyuve a optimizar las operaciones y monitorear los parámetros de operación a través del uso

de tecnologías informáticas y automatización de los sistemas en el equipo.


TUBERÍASDurante la construcción de un pozo, es necesario el uso de distintos tipos de tuberías, tales

como:• tuberías para perforar, • tuberías de integridad, y • tuberías para la producción

Todas estas tuberías se fabrican de acero en una sola pieza (sin costura) con determinadas características físicas y propiedades mecánicas. El acero que compone a los tubulares es

básicamente fierro y elementos químicos en menor cantidad, como el carbono y el magnesio (normalmente en cantidades menores al 1.5%). Además, se le adicionan elementos químicos

como el tungsteno, cromo, níquel, cobre o vanadio, en cantidades igualmente minúsculas, permitiendo al acero, formar aleaciones especiales que dan como resultado tuberías con

diferentes grados de resistencia.En las etapas constructivas y productivas del pozo, las tuberías están sometidas continuamente

a diferentes esfuerzos, tales como: tensión, compresión, torsión, colapso, estallamiento, abrasión y corrosión. Por lo qué, se precisa que las tuberías que son fabricadas y diseñadas para las

construcciones petrolíferas, presenten una óptima resistencia a la deformación por efecto de fuerzas internas, externas y ambientales.


Tuberías para Perforar. Al conjunto variable de elementos tubulares conectados entre sí y sometidos al trabajo

constructivo de un pozo, se le llama, Sarta de Tuberías de Perforación (STP), la cual se divide en tres

secciones principales, que son: tuberías de perforación

tuberías de transición y, tuberías de amplio peso.

La STP tiene tres propósitos fundamentales; primero, conectarse al sistema rotativo para brindar de fuerza

giro a la herramienta de corte; segundo, brindar el peso necesario que requiere la herramienta de corte

para la desagregación de la roca; y tercero, servir como conducto del fluido de control que viaja desde la

superficie terrestre hacia el fondo del pozo.


El esquema muestra las tuberías de perforación, cuya función principal es conectarse con el sistema rotativo para transmitir fuerza de giro y servir como conducto de paso al

fluido de control. Las tuberías de transición, que poseen como propósito servir como un medio de dispersión de esfuerzos entre las tuberías de perforación y las tuberías de amplio peso, minimizando así, la fatiga sufrida durante el periodo

constructivo, además, de servir como conducto del fluido de control y, en ocasiones poseen la función de complementar el peso requerido para la herramienta de corte. Finalmente se esquematizan, las tuberías de amplio peso, que tienen como función principal brindar el peso necesario a la herramienta

de corte, para poder desagregar a la roca de forma eficiente, además, de servir de conducto final del fluido de control. Las

tuberías de transición y de amplio peso se llaman en su conjunto, aparejo de fondo; durante el armado e introducción

de tuberías al pozo, se introducen siempre, una menor cantidad estas (tuberías de transición y amplio peso), en comparación con el número de tuberías de perforación.


Las tuberías de transición, ya sea el caso, llevan consigo un elemento tubular de percusión mecánica o hidráulica llamado, Martillo; su función consiste en proporcionar

energía cinética de forma ascendente y/o decente a la STP, de manera que permita mover bruscamente a la STP,

cuando está, se queda atorada o atrapada debido a eventos no deseados, que suelen ocurrir durante el periodo

constructivo; estos eventos pueden ser: pegaduras por presión diferencial y atrapamientos por colapso del pozo o

hinchamiento del mismo.


Por otra parte, las tuberías de amplio peso llevan consigo una serie de accesorios tubulares con prolongaciones laterales en

forma de espiral o aletas, llamados estabilizadores; y cuyo propósito, en función a su arreglo físico, es el de brindar estabilidad y control a la STP, manteniendo la trayectoria

programada del pozo hasta llegar al objetivo geológico de interés. Además, estas aletas llevan impregnaciones de carburo de tungsteno que permite limar o repasar las formaciones ya

horadadas. De igual forma, pueden ser integrados a las tuberías de amplio peso, tuberías similares, pero que en su interior poseen

una serie de instrumentos electrónicos de medición, que son utilizados, para la obtención de datos en tiempo real. Con estos

instrumentos se logra obtener mientras se perfora: la dirección y el rumbo que lleva la barrena, los metros perforados y la lectura de los distintos parámetros petrofísicos (resistividad, radiación,

litodensidad, etc.) de la formación que se está horadando en ese instante.


Tuberías de IntegridadLa perforación de un pozo se desarrolla en etapas hasta llegar al

horizonte productor, cada etapa se perfora con la premisa, de que el diámetro de la etapa subsecuente será de menor que el de la anterior. Así, durante la perforación de cada una de las etapas de la construcción, es necesario revestir el agujero, alojando un conjunto de tuberías de integridad (o revestimiento) dentro de la construcción, esto, con el fin de eludir zonas deleznables, zonas

de pérdida de fluido de control y zonas de presión anormal, durante la perforación y así, mantener la estabilidad del pozo

durante su construcción y producción.


En cada etapa de perforación, se introduce al pozo una serie de tuberías de integridad con distintos propósitos y cada serie de tuberías

introducidas al pozo, se clasifica de la siguiente manera según su función:

• tubería Conductora, • tubería Superficial, • tubería Intermedia, • tubería Corta2.

El esquema muestra la secuencia de las tuberías de integridad y la estructura de una

construcción geológica.


Para la obtención del volumen de cemento necesario que debemos inyectar al pozo, para cementar el conjunto de tuberías de integridad, se debe primero, calcular el volumen interno de las tuberías de

trabajo y subsecuentemente, obtener el volumen del espacio anular, tal que:

∬𝑟1

𝑟2

2𝜋𝑟 𝑑𝑟𝑑𝑧

Resolviendo la integral tenemos.

𝜋 (𝑟22−𝑟12 ) 𝑧

Ec.2. Volumen del espacio anular


El espacio geométrico existente, entre una tubería de integridad y la estructura geológica horadada, genera la formación de una corona circular cilíndrica (o espacio anular), la cual, se satura con un volumen de cemento (o lechada

de cemento) determinado.

Una vez que se bombea la lechada al pozo, la mezcla (cemento, agua y aditivos) se fragua,

generando así, un sello hermético entre la formación, la lechada de cemento y la tubería

de integridad, otorgando la estabilidad y el soporte requerido a la construcción, para continuar con la perforación del pozo sin

mayores problemas. El esquema muestra como estaría cementada una tubería de

integridad o revestimiento.

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONALESIA UNIDAD TICOMAN CIENCIAS DE LA TIERRA CÁLCULO No. 1

VOLUMETRIA DE POZOS Calcular el volumen de un pozo, en conjunto con el gasto generado por las bombas en el fondo del pozo, nos permite conocer: • el tiempo de atraso, el tiempo de desplazamiento y el tiempo de circulación total de un pozo.

Estos tiempos, nos permiten establecer criterios cuantitativos para realizar operaciones, tales como: el tiempo de bombeo que se requiere para desplazar desde la superficie hasta el fondo las lechas de cemento,

• saber a qué profundidad pertenece una muestra de canal (detrito) para establecer adecuadamente una cronología estratigráfica, el tiempo que tardara en llegar un bache1 de fluido a un punto determinado, el tiempo que tomara hacer un cambio completo de la densidad del fluido de control,

• etcétera.Notas del Autor:

1 Un bache es un volumen pequeño de un fluido que posee características especiales que se requieren en función al tipo de operación que se esté

realizando durante la construcción del pozo.


Si se tienen los siguientes datos.

De construcción:• Tubería de integridad conductora de 76.2cm de diámetro exterior a 300m• Tubería de integridad superficial de 50.8cm de diámetro exterior y 48.2 de diámetro interior a 1,500m• Agujero descubierto de 40.6cm a 2,100m

De tuberías de trabajo:

• 1,900m de tubería de perforación de 12.7cm de diámetro exterior y 12.3cm de diámetro interior• 90m de tubería de transición de 13.9 de diámetro exterior y 11.8cm de diámetro interior• 110m de tubería de amplio peso de 21.6 de diámetro exterior y 8.9cm de diámetro interior

De las bombas:

• Bomba triplex de simple acción, con camisa (pistón) de 16.5cm y carrera (largo del vástago) de 30.4cm• Trabajo requerido para la bomba de 160emb/min


Volumen 1 ( T. Perforación )

Volumen 2 ( T. Transición )

Volumen 3 ( T. Amplio Peso )

( T. Amplio Peso-Agujero )Volumen 4

( T. Transición-Agujero ) Volumen 5

( T. Perforación-Agujero ) Volumen 6

1,500m

2,100m

( T. Perforación-T. Superficial ) Volumen 7


Utilizando la Ec.1 y la Ec.2, y los datos anteriores, podemos obtener el volumen de un pozo, tal que.

(1900m )= 22.5764

Volumen interior 1

Volumen interior 2(90m )= 0.9842

Volumen interior 3(110m )= 0.6843

Volumen interior total

∑ ¿¿


-) * (110m)= 10.21

Volumen anular 4

Volumen anular 5 - ) * (90m)= 10.5115

Volumen anular 6 -) * (400m)= 46.7177

Volumen anular (exterior) total

∑ 𝜋 (𝑟 22−𝑟 12) 𝑧 = 322.1385m3

Volumen anular 7 -) * (1500m)= 254.6993


Una vez obtenidos los volúmenes interiores y exteriores, se procede a calcular el gasto de que genera las bombas del equipo en el pozo.

Q=¿

Notas del Autor:

+ n es el numero de émbolos de la bomba y W es el trabajo requerido por el operador

Q=3.1m3/min


Finalmente, para poder obtener los tiempo de atraso, desplazamiento y de ciclo completo, se realiza el cociente de ambos cálculos.

𝑡𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜=𝑉 𝑖𝑛𝑡

𝑄 =24.2449m3

3.1m3/min =7.82min

𝑡𝑎𝑡𝑟𝑎𝑧𝑜=𝑉 𝑒𝑥𝑡

𝑄 =322.1385m3

3.1m3/min =103.91min

Tiempo total de ciclo completo

∑ 𝑡 = 111.73min

CONSTRUCCIÓN DE POZOS


“LA TÉCNICA AL SERVICIO DE LA PATRIA”

PROFESOR. ESTEBAN VASQUEZ MORALES


Tuberías para la Producción.F1.23 Tuberías de Producción

Las tuberías de producción son conductos cilíndricos diseñados especialmente para transportar el petróleo y

el gas natural, desde el fondo del pozo hasta la superficie terrestre, en dónde, es separado,

almacenado y transportado a plantas especializadas para su procesamiento y posterior comercialización como derivados petrolíferos, o bien, este puede ser

almacenado en tanques para su exportación a otros países como materia prima.

F1.23 Tuberías de Producción

F1.23 Tuberías de Producción


Una vez que se logra llegar a la profundidad programada de explotación, se procede a evaluar si la introducción de las tuberías de producción,

será efectuada en agujero entubado o en agujero descubierto1. El conjunto de tuberías de producción, lleva en el fondo una serie de

accesorios o herramientas, lo que en su conjunto se le conoce como: aparejo de producción. El esquema 1.8 muestra una terminación en

agujero entubado, con un aparejo sencillo, para un pozo fluyente. Los accesorios que se pueden observar en el esquema son: empacador y

válvula de circulación.

La función de los empacadores, es asilar los fluidos provenientes de la formación de las tuberías de integridad. Por su parte la función de la

válvula de circulación, es comunicar el interior de la tubería de producción con el espacio anular. Los disparos son conductos hidráulicos u orificios efectuados intencionalmente en la pared del pozo, a través de los cuales los hidrocarburos fluyen desde su frontera hacia el interior del

pozo.


Esquema 1.8. Instalación sencilla para un pozo fluyente.


1.4 Herramienta de Corte

Durante el proceso de perforación por rotación, la roca es desagregada mediante el uso de una herramienta de corte llamada, barrena. Existen distintos tipos de barrenas para horadar los distintos tipos de rocas presentes en el subsuelo. También existen diversos aspectos que la caracterizan, tales como: su estructura física, y el mecanismo de corte que genera sobre la formación pétrea. La profundización del pozo depende en gran medida de la velocidad de desagregación de la roca y de la duración del trabajo de la barrena en el fondo del pozo, esto es:


Al perforar, no solo se disgrega la roca, sino que también, se desgastan las partes de la herramienta de corte. Cualquier variación de los parámetros del régimen de horadación, influye directamente, sobre la intensidad de desgaste de la barrena. A medida que la barrena se desgasta, disminuye igualmente la velocidad mecánica de profundización. Por tanto, se puede decir que con un régimen de perforación dado, en una roca lo suficientemente homogénea, la variación cronodependiente de la velocidad mecánica de profundización, a consecuencia del desgaste de la barrena, está dada por:


Esquema 1.9. Clasificación de las barrenas.

Las barrenas poseen orificios que permiten que el flujo de fluido que es impelido desde la superficie terrestre, salga y se impacte sobre el fondo del pozo, facilitando con ello la

disgregación de la roca. Dentro de estos orificios se instalan boquillas, llamadas toberas, que evitan, que las paredes de los orificios de la barrena se dañen por el desgaste erosivo-abrasivo que es generado por la alta presión con que es impulsado el fluido por las bombas del equipo.

Las toberas son instaladas en distintos ángulos de dirección y con distintos diámetros de salida, con el fin de ofrecer una mejor dinámica de limpieza, lubricación, impacto y penetración del

fluido sobre las microfracturas generadas sobre el fondo del pozo.


Barrenas Tricónicas.Las barrenas tricónicas son herramientas de corte que poseen tres conos que

giran sobre su propio eje, y cada cono posee un número variado de cortadores, que pueden ser de: acero (Fe26, C12) o carburo de tungsteno (W74,

C12). Los cortadores son los elementos que generan el mecanismo de corte sobre una formación pétrea en específico. Cuando hablamos de cortadores de acero de una barrena tricónica, nos referimos a que estos dientes, son maquinados o fresados en el mismo cuerpo del cono, mientras que, los

cortadores de carburo de tungsteno no se maquinan, sino que, son insertados en hendiduras que se realizan en el propio cono de la barrena; el carburo de tungsteno, es un material que posee mayor dureza que el acero, por lo que, las barrenas con insertos de carburo de tungsteno poseen mayor

capacidad para disgregar formaciones más duras y abrasivas.

. Esquema 1.10. Barrenas tricónicas de dientes e insertos


Barrenas Tricónicas.Por lo general, estas barrenas son utilizadas para perforar las

primeras etapas de la construcción, salvo en algunas excepciones. Además, los conos de las barrenas tricónicas dentro de su

estructura llevan instalados un tipo de balero de características especiales, que le permiten al cono el rodamiento o giro sobre su

propio eje mientras se perfora.


Barrenas de Cortadores Fijos.Las barrenas de cortadores fijos a diferencia de las tricónicas, carecen de partes móviles y, sus

cortadores no son dentados, sino más bien, son pequeñas pastillas cilíndricas de diamante policristalino, que están montadas sobre una base o poste de carburo de tungsteno. Existen distintos tipos de barrenas de cortadores fijos, sin embargo, en este apartado solo haremos

mención de las barrenas de cortadores fijos tipo PDC, por ser las más usuales.

Las barrenas PDC por sus siglas en inglés, son barrenas que poseen cortadores de Diamante Compacto Poli-cristalino, y el material que constituye el cuerpo o parte central de la barrena,

puede ser de dos tipos: de acero o carburo de tungsteno. En el caso de las barrenas PDC, estas, utilizan cortadores grandes para horadar formaciones blandas o suaves, y cortadores

pequeños para formaciones más duras y abrasivas. Las barrenas PDC poseen prolongaciones laterales llamadas aletas, en donde van insertados los cortadores; el número de aletas influye en la cantidad de cortadores a utilizar. Así, el número de aletas, cortadores y de toberas, en una barrena PDC es variado, y depende de las características y propiedades de la formación

pétrea que se vaya a perforar.


El esquema 1.11 muestra una barrena PDC. El tipo de corte que genera este tipo de barrena es de cizalla.

Esquema 1.11. Barrena PDCTomada de Manual Barrenas-PEMEX&Sclumberger.


Barrenas Especiales.Este tipo de barrenas son herramientas de corte que se utilizan para realizar trabajos o cortes especiales sobre

la formación pétrea. Por ejemplo, si se requiere por cuestiones operativas incrementar el diámetro de un pozo, se introduce al pozo una barrena ampliadora; si

se requiere extraer una muestra (núcleo) de la formación, para realizar un análisis petrofísico de

laboratorio, se introduce al pozo una barrena nucleadora. También, existen otras barrenas como la quimera, que son mitad tricónica y mitad PDC, cuya

función, es la de perforar formaciones complejas como lo son las zonas pétreas donde de manera nodular coexisten formaciones conocidas como brechas.

Las barrenas especiales son utilizadas en las

construcciones para realizar trabajos específicos, que una barrena convencional no podría realizar o que le sería realmente difícil efectuar de forma eficiente. El

esquema 1.12 muestra una barrena nucleadora.

Figura 1.12. Barrena nucleadora


1.5 Fluidos de ControlDurante la construcción y mantenimiento de un pozo,

se precisa la existencia de un fluido que posea propiedades físicas y químicas, que se adecuen a las

características de la formación pétrea y favorezcan los trabajos operativos en el pozo. Los fluidos de control

están constituidos básicamente por dos fases:una continua o dispersante (solvente), y otra

discontinua o dispersa (soluto).

La fase continua se refiere a un elemento líquido, que puede ser agua o aceite, mientras que la fase

discontinua, se refiere a elementos solidos o líquidos en suspensión dentro de la fase dispersante. Así, los

fluidos se pueden catalogar como fluidos base agua o base aceite1 y cada uno de estos fluidos posee propiedades físico-químicas distintivas según el material o aditivo químico agregado a la base. El

Esquema 1.13 muestra las fases de un fluido base agua y de un fluido base aceite.

Esquema 1.13. Fases del fluido de control.


Fluidos de Perforación.Al fluido de control utilizado durante la horadación de un pozo se le llama, fluido de perforación o lodo de perforación. Este fluido de control debe cumplir con un número variado de funciones durante el proceso constructivo, tales como:

Efectuar una limpieza eficiente en el pozo, evacuando las partículas perforadas (detritos) del fondo del pozo hacia la superficie terrestre, facilitando con esto la disgregación de la roca.

Controlar la presión en los intersticios de la roca y mantener la estabilidad de la formación pétrea, es decir, mantener el control dual de las presiones que ejerce el sistema roca-fluido.

Mantener las partículas perforadas en un estado de suspensión al momento de interrumpirse la circulación del fluido, evitando la precipitación de los detritos hacia el fondo del pozo, por el efecto de la gravedad.

Crear una lámina de sólidos fina, compacta y poco permeable (enjarre), sobre la pared del pozo (intersticios y microfracturas), reduciendo el filtrado del fluido de perforación hacia el interior de la formación pétrea.Enfriar y lubricar las superficies de rozamiento de la barrena y aparejos de fondo dentro del pozo.


Algunos de los materiales químicos más comunes adicionados al fluido de control durante la profundización del pozo, son: la barita y la bentonita. La barita o sulfato de bario (BaSO4), posee una densidad de aproximadamente 4,500kg/m3, esta propiedad

física, es aprovechada para incrementar la densidad (peso) del fluido de control, lo que a su vez, incrementa la presión ejercida por el fluido sobre el fondo y las paredes del pozo.

Por otro lado, la bentonita1 se adiciona al fluido de perforación, con el fin de proporcionarle propiedades de viscosidad, esto le permite al fluido, ejercer un acarreo

laminar de los detritos hacia la superficie terrestre; además, con el acarreo de los detritos, se crea en la pared del pozo un enjarre del fluido, que sella las formaciones

permeables y deleznables, limitando las pérdidas de fluido por filtración y deslaves de las paredes del pozo, lo que contribuye a la prevención de eventos no deseados, tales

como: pegaduras por diferencia de presión2 o derrumbes de zonas deleznables.3

Los fluidos base agua utilizados durante la perforación de pozos, poseen como objetivo, realizar una acción específica sobre las partículas perforadas y una distinta sobre las arcillas que conforman la pared del pozo, así, el fluido de control base agua se puede clasificar de la siguiente manera:•No dispersos-No inhibidos•No dispersos-Inhibidos•Dispersos-No inhibidos•Dispersos-Inhibidos


La parte de la izquierda de la clasificación (dispersantes), indica el efecto que tiene el fluido de control, sobre las partículas ya perforadas. Dispersión

es el nombre con el que se conoce a la separación de los paquetes arcillosos en capas múltiples; estos sistemas, se emplean para un mejor

control de la reología. Mientras que, la parte de la derecha de la clasificación (Inhibidos), se refiere al efecto que tiene el fluido de control,

sobre las arcillas que conforman la pared o estructura del pozo; estos sistemas inhibidos, contienen un ion que va a inhibir o retardar la

hidratación de las arcillas en las formaciones que ya fueron atravesadas, evitando que el pozo se cierre, debido al hinchamiento químico de la

montmorillonita cálcica.

Existe un gran número de minerales de arcilla, pero aquellos con los que estamos involucrados, se clasifican básicamente en tres tipos:

arcillas en forma de agujas, que no se hinchan, como la atapulgita o sepiolita. El tamaño del fino cristal natural y su forma, causan que estas formen una estructura de “escobilla” en suspensión, exhibiendo una alta

estabilidad coloidal.arcillas no hinchables, como la: illita, clorita y kaolinita.


Por los puntos anteriores, se entiende que la montmorillonita posee una gran afinidad con el agua, por tanto, estos paquetes tetraedrales y octaedrales de

arcillas, al incorporar moléculas de agua a su estructura interna, tienden a expandirse o hincharse, causando una desestabilización en las paredes del

pozo. En el siguiente orden, en cantidades decrecientes, las arcillas que se

encuentran mayormente en las formaciones sedimentarias de interés, son: (1) illita, (2) clorita, (3) montmorillonita y (4) kaolinita.

En contraparte, los fluidos base aceite (diésel o aceite mineral) como regla general, ofrecen una mejor estabilidad en el pozo, que los fluidos tipo base

agua. Algunas de las propiedades del fluido base aceite, son:Evita la reacción de arcillas hidrófilas; es decir, al no ser agua la base del fluido, las arcillas hidrófilas no se hinchan, esto, reduce los problemas de

atrapamiento y desestabilización de las paredes durante la construcción del pozo.

Un bajo grado de contaminación; es decir, permite la incorporación de una gran cantidad de solidos al fluido, sin afectar mayormente al sistema en sí.

Estabilidad en pozos con altas temperaturas y altas propiedades de lubricación.


El esquema 1.14 muestra la clasificación de los fluidos de perforación según su base y composición química.

Esquema 1.14. Clasificación de los fluidos de perforación.


-Fluidos de Terminación y Mantenimiento.Los fluidos empleados para acondicionar el pozo antes de que este comience a producir, se llaman, fluidos de terminación; los fluidos de terminación también son utilizados durante las

intervenciones que se realizan al pozo durante su etapa productiva, ya sea para su conservación, mantenimiento o reparación.

Estos fluidos están en contacto directo con la formación productora, cuando se limpia, dispara, induce, controla, mata, estimula o se fractura un pozo. Los fluidos que

complementan la finalización de un pozo, se caracterizan por ser sistemas libres de sólidos. Existe una amplia variedad de fluidos libres de sólidos y que de acuerdo con su formulación, es la densidad que le proporciona al operador. La tabla 1.1 muestra los diferentes fluidos de

terminación y mantenimiento de pozos.

Tabla 1.1. Salmueras limpias.


Después de finalizar la última etapa de la construcción, se hace necesario planificar el desplazamiento del fluido de perforación, por uno más limpio, es decir, por uno de terminación;

esto se realiza, introduciendo primeramente al pozo una serie de baches, tales como: bache espaciador, bache lavador y bache viscosos, seguidos por la introducción del fluido de

terminación. La razón para no desplazar el fluido de perforación directamente con el fluido de terminación, es que si se hace, el fluido de terminación se contamina al entrar en contacto

directo con el fluido de perforación. Los baches separan al fluido de perforación del fluido de terminación y, eliminan o remueven los detritos y partículas de cemento, así como, restos del

fluido de perforación, que hayan quedado adheridos a la pared del pozo y a las tuberías de integridad, debido al proceso de perforación. El esquema 1.15 muestra la secuencia en la

introducción de baches y el fluido de terminación.

Esquema 1.15. Introducción de baches y el fluido de terminación.


-La importancia de utilizar fluidos limpios de terminación y mantenimiento, reside en evitar el mayor daño posible a la formación, optimizando así, la vida productiva del yacimiento. Los fluidos

utilizados para la terminación e intervención de un pozo, deben proporcionar las condiciones necesarias para evitar dañar la zona de interés, mientras se realizan los trabajos operativos

correspondientes. Por ejemplo, cuando se dispone a realizar una serie de disparos hacia la pared del pozo, con el objetivo de hacer fluir los hidrocarburos almacenados en el estrato productor, hacia el interior del pozo, el fluido de terminación no debe interferir físico-químicamente con la

permeabilidad del medio. El fluido de terminación debe de estar libre sustancias solidas extrañas, ya que estas, pueden entrar por los conductos perforados (disparados), adhiriéndose directamente

a los intersticios de la roca y formando pequeños tapones sólidos, que restringe el flujo de los hidrocarburos hacia el interior del pozo.

De lo anterior, podemos establecer que si el fluido de perforación utilizado en la última etapa de la construcción, así como, el fluido de terminación, no son diseñados adecuadamente para el tipo de

formación que se va a horadar o para el tipo de trabajo que se va a realizar, ocasionara inevitablemente, un decremento sustancial en la productividad del yacimiento. Los fluidos

utilizados para la terminación e intervención y mantenimiento a un pozo, incluyen: • salmueras,

• agua dulce, nitrógeno gaseoso1, • fluidos empacadores2, • ácidos3, solventes4 y • fluidos fracturantes5.


-Antes de utilizar cualquiera de estos líquidos (fluidos de terminación y mantenimiento), es necesario considerar el ambiente en el cual se va a realizar la operación, esto es: profundidad de la zona productora, presión del fondo del pozo, temperatura del fondo del pozo y de la superficie terrestre, características de la formación y de los fluidos que contiene, así como también, los costos que representan en el proyecto. Además, estos fluidos deben de satisfacer a la intervención de un pozo, en todo momento, cumpliendo con dos objetivos primarios, que son:

•proteger siempre de todo daño a la formación productora y•controlar el pozo durante las operaciones de terminación, mantenimiento y reparación. No obstante, aparte de cualquier otro objetivo específico de las operaciones, hay que prestar atención a ciertos puntos, al seleccionar un fluido de control para el servicio de un pozo.

•Algún fluido se filtrara siempre en la formación; las características de esta filtración, debe mitigar y no agravar los daños a la formación de interés. El daño que puede ocasionarse por la filtración de un fluido, generalmente ocasiona la expansión o dispersión de las arcillas o cambios de humectación en la roca, perjudicando así, la permeabilidad del medio.


• -La densidad del fluido de control no debe de ser mayor de la necesaria para controlar la presión del pozo, evitando con ello, matar la presión del yacimiento.

• Considerando la susceptibilidad del pozo a cualquier clase de daño, el fluido más económico será aquel, que satisfaga los objetivos básicos y específicos de la operación, al menor costo

posible.

• El fluido “empacador” que se ubica a lo largo del espacio formado, entre la tubería de integridad y la tubería de producción (desde el empacador hasta el cabezal), debe estar libre

de sólidos, no ser corrosivo y ser estable, por un periodo largo tiempo.


1.6 Proceso Final de la Construcción.

Una vez que se termina de perforar la última etapa de la construcción, se introducen al pozo una serie de instrumentos geofísicos de medición en la zona de interés (esto es, antes de

introducir la tubería de explotación y hacer el lavado del pozo), con el fin de registrar, analizar y evaluar la capacidad productiva del yacimiento. Los registros geofísicos de pozo ayudan a identificar indirectamente, si las formaciones son contenedoras de hidrocarburos o no. Si el

análisis y la interpretación de los datos obtenidos resultan favorables y se determina que las formaciones son potencialmente productoras, estas, se ponen a prueba mediante una

terminación temporal1; la terminación temporal consiste básicamente en la introducción de un aparejo de prueba (que puede ser de formación o de producción), con el propósito de evaluar

de manera real y precisa, el potencial y el comportamiento de la zona almacenadora de hidrocarburos. Así, la prueba temporal brinda la información necesaria sobre las propiedades

petrofísicas de la roca, el tipo y las características de los fluidos contenidos dentro del yacimiento, con el propósito de saber si es factible o no, la terminación definitiva del pozo.


El esquema 1.16 muestra el proceso de la terminación de un pozo.

Esquema 1.16. Proceso de la terminación.

-El esquema 1.16 muestra el proceso de la terminación de un pozo.

Esquema 1.16. Proceso de la terminación.

-Tipos de Terminación. Una vez que se llega al intervalo de interés mediante la perforación, será el proceso de terminación quien ponga en contacto el horizonte productor con la superficie terrestre, completando así, la construcción total del pozo. Los esquemas 1.17 y 1.18 muestran las diferentes formas de terminar un pozo.

Tipos de Terminación. Una vez que se llega al intervalo de interés mediante la perforación, será el proceso de terminación quien ponga en contacto el horizonte productor con la superficie terrestre, completando así, la construcción total del pozo. Los esquemas 1.17 y 1.18 muestran las diferentes formas de terminar un pozo.


Esquema 1.17. Tipos de terminaciones.


-Esquema 1.18. Terminación en agujero descubierto.

Esquema 1.18. Terminación en agujero descubierto.Esquema 1.18. Terminación en agujero descubierto.


Esquema 1.18. Terminación sencilla en agujero entubado.


Esquema 1.18. Terminación sencilla selectiva y doble en agujero entubado.


-Esquema 1.18. Terminación doble selectiva y en agujero reducido.

Esquema 1.18. Terminación doble selectiva y en agujero reducido.


Idealmente, cuando se termina de perforar una zona geológica de interés, se espera, que el

yacimiento a través del pozo y las tuberías de producción, comience a expulsar los hidrocarburos hacia la superficie terrestre de forma natural, es decir, que las fuerzas de compresión (a la cual están confinados los hidrocarburos) y los mecanismos de empujes presentes en el yacimiento, posean la energía necesaria, para hacer llegar la mezcla de

hidrocarburos hasta la superficie terrestre, sin mayor dificultad; cuando esto sucede, a los pozos se les llaman, pozos fluyentes (pozos que fluyen por si solos).

Sin embargo, durante la recuperación inicial (primaria) de hidrocarburos, llega

inevitablemente, un momento en que la energía propia del yacimiento comienza a declinar, propiciando de igual forma la declinación gradual de la producción de petróleo y de gas en la

superficie. Para revertir este proceso natural de pérdida de presión en el yacimiento y mantener el gasto de producción a un ritmo óptimo y constante, se hace necesario en

primera instancia, una evaluación exhaustiva sobre el tipo de estimulación o de Sistema Artificial de Producción (SAP) que sea propicio y adecuado, para continuar eficientemente con el desarrollo del campo. No obstante, aún y con estas medidas de mantenimiento, no

serán suficientes, para mantener el ritmo de producción a niveles económicamente rentables por un periodo de tiempo muy prolongado, por lo que, posteriormente y después de haber

agotado los recursos de recuperación primaria, asistida y de estimulación, se procede a realizar procesos más complejos, tales como: recuperaciones secundarias y recuperaciones

mejoradas.


-Para una mejor comprensión sobre el uso eficiente de la energía en los yacimientos, en esta parte del texto cabe hacer la siguiente analogía: “La energía del yacimiento es

como la energía de un corredor, un corredor puede explotar su máxima energía, pero correrá una distancia corta y en un lapso de tiempo igual de corto, mientras que otro corredor puede trotar y aumentar la eficiencia de su energía y recorrer miles de metros en un lapso de tiempo mucho mayor, en donde la eficiencia es

igual a la distancia dividida por la cantidad de energía aplicada”. Esto quiere decir que si un yacimiento es explotado con altos ritmos de producción, perderá rápidamente su energía en un lapso de tiempo relativamente corto y se obtendrá como consecuencia, una

baja eficiencia de recuperación de hidrocarburos, por tal motivo, un yacimiento se debe explotar de forma racional (tal como el corredor que trota) optimizando la producción,

recuperando una mayor cantidad de hidrocarburos y prolongando la vida activa del yacimiento. La consecuencia de llevar acabo esta analogía a la práctica, tendrá como

resultado el poder eludir la intervención temprana de los sistemas artificiales de producción y métodos de recuperación secundaria y mejorada, maximizando así, las inversiones

realizada en el proyecto.1


-En el caso de los sistemas de artificiales de producción, estos, poseen como propósito

fundamental aportar al pozo la energía que se requiere para elevar a los hidrocarburos que yacen en el interior de pozo hacia la cabeza del pozo y baterías de separación y

recolección. Los principales sistemas artificiales de producción son: los de elevación por bombeo neumático y elevación por bombeo mecánico2. El esquema 1.19 muestra una

terminación asistida con un sistema de Bombeo Neumático (BN). El sistema de BN tiene como propósito inyectar gas al interior del pozo a través a través de un conjunto de válvulas instaladas en el aparejo de producción, con el fin de aligerar la columna de

hidrocarburos en el interior de la tubería de producción y facilitar su acenso.

-Esquema 1.19. Terminación asistida por BN.


-El esquema 1.20 muestra una terminación asistida con un sistema de Bombeo Mecánico (BM).

Este sistema crea un efecto de succión en el fondo del pozo; el sistema consiste en instalar en el interior y al fondo de la tubería de producción una bomba, la cual succiona los hidrocarburos,

debido al movimiento reciprocarte de un émbolo que se desplaza en forma ascendente y descendente en el interior de la bomba, a través de una sarta de varillas de succión que se

acciona cuando es puesta en operación desde la superficie por medio de una unidad superficial de bombeo mecánico.


-Esquema 1.20. Terminaciones asistidas por BM.


Sin embargo, en el caso de que la afluencia de hidrocarburos no resultara ser técnica y económicamente rentable, ya sea, por agotamiento natural del yacimiento o por carencia de tecnologías adecuadas para una recuperación aceptable de hidrocarburos, el proyecto se da

por finiquitado y se procede a taponar y abandonar el pozo, para ir en busca de nuevos posibles horizontes almacenadores de hidrocarburos, que son económicamente más

atractivos. Por lo anterior escrito, se comprende que el objetivo principal de la ingeniería aplicada a la industria petrolera, es el de rentabilizar económica y financieramente los costos

totales del proyecto, innovando mejoras a los procesos de: exploración, explotación, transporte y refinación.

Árbol de Producción. Conforme avanzan las etapas de la perforación en un pozo, se van instalando distintas sartas

de tuberías de revestimiento y así mismo, (en la superficie terrestre o lecho marino, según sea el caso) se van instalando sobre la boca del pozo, elementos especiales llamados

cabezales1. Si se observa el esquema 1.21 existe un cabezal por cada tubería de revestimiento introducida al pozo (la tubería conductora no lleva cabezal). También se

observa, que el aparejo de producción lleva igualmente un cabezal propio (una vez que se instala el cabezal de producción, se procede a introducir el aparejo de producción, el cual es

alojado o colgado en el cabezal de producción). Así, el conjunto total de cabezales, conforman el medio árbol de válvulas de producción.2


-Consecuentemente y dependiendo del tipo de presión de trabajo y el tipo de terminación que

se haya realizado, se precisa de instalar el medio árbol de válvulas de producción faltante,

que va montado e instalado sobre el cabezal de producción. Así, el árbol de válvulas

completo se le llama árbol de producción o “árbol de navidad”. El árbol de producción

posee como objetivo final, mantener el control sobre la producción de un pozo de petróleo y/o gas natural. El esquema 1.21 muestra un árbol de válvulas de producción completo, para tres

tuberías de integridad.

-Esquema 1.21. Árbol de válvulas de producción.


-Accesorios del Aparejo de Producción.

Cuando hablamos de los accesorios del aparejo de producción normalmente se hace referencia a: empacadores, válvulas de circulación, niples de asiento, válvulas de

seguridad, estrangulador de fondo, juntas de expansión, unidad de sellos, junta de seguridad, coples de flujo, juntas de abrasión, etc. Todos estos accesorios mecánicos en conjunto con las tuberías de producción, forman el concepto de aparejo de producción.

Empacadores:

La función principal de los empacadores es proporcionar un aislamiento al pozo de los fluidos provenientes del yacimiento. Un empacador de producción, se instala por las

siguientes razones:Para aislar las presiones en la tubería de integridad provenientes del intervalo productor.

Para aislar a las tuberías de integridad de agentes corrosivos como el H2S y CO2, preservando las tuberías de integridad en condiciones óptimas.

Para producir independientemente dos o más intervalos en un pozo.Para aislar los horizontes invadidos por agua o fluidos indeseables.

Para permitir dejar fluidos empacadores en el espacio anular, con el objetivo de reducir la presión diferencial a través de la tubería de producción, cuando se tiene pozos de alta

presión.


-El esquema 1.22 muestra los empacadores y los elementos que componen a un empacador;

también cabe mencionar, que los empacadores pueden ser permanentes o recuperables.

-Esquema 1.22. Empacadores y componentes del empacador.


-Niples de asiento:Los niples son tubulares especiales

configurados como parte de la sarta de tuberías de producción (estos, varían

ampliamente en diseño y construcción), su función es la de alojar, asegurar y

sellar dispositivos de control de flujo, tales como: tapones y estranguladores de

fondo, o válvulas de contrapresión y de seguridad, que se instalan o recuperan

por medio de una línea de acero.

El niple de asiento1 tiene un contorno y un área pulida interior, que permiten

empacar un mandril, de tal manera que selle. El mandril permite asegurar el dispositivo de control de flujo que se

desea utilizar. El esquema 1.23 muestra un niple de asiento. Existen distintos tipos

de niples, tales como: selectivos, retenedores, para válvulas de seguridad,

etc.

Esquema 1.23. Niple de asiento selectivo.


-Válvulas de seguridad. Están diseñadas para cerrar un pozo, impidiendo el flujo de los fluidos desde el pozo hacia la

superficie terrestre. Se clasifican en dos tipos:autocontroladas: este tipo de válvula se accionan cuando se tienen cambios en la presión o

en la velocidad de flujo del sistema, ycontroladas desde superficie: a estas, se les da el nombre de “válvulas tormenta” y se usan generalmente en pozos marinos (ubicadas a 150 metros desde la boca del pozo) donde el

control del pozo es más complicado y el mal tiempo es frecuente.

Estrangulador de fondo.Se coloca con línea de acero en la parte inferior del aparejo, con el propósito de:

estabilizar la relación gas-aceite producida bajo ciertas condicionescontrolar ritmos de producción, y

liberar más gas en solución, en el fondo del pozo, aligerando la columna de aceite e incrementando la velocidad de flujo.


-Válvula de circulación. Permiten que después de anclar el empacador, se pueda comunicar el interior de la tubería de producción

con el espacio anular; el tipo de válvula de circulación más común es la de camisa interior deslizable. La

comunicación se establece por medio de una herramienta bajada

con línea de acero o tubería flexible, que mueve la camisa a una posición en la que alinea las ranuras de está

o las del cuerpo exterior de la válvula, en otra variante de este

tipo de válvula la camisa se separa completamente de los orificios

exteriores y el flujo es a través de ellos. El esquema 1.24 muestra una válvula de circulación con camisa

deslizable abierta y cerrada.

Esquema 1.24. Válvula de circulación de camisa deslizable.


-Las operaciones más importantes que se desarrollan a través de estas válvulas

durante y después de la terminación de un pozo, son:

Desplazar el fluido que contiene la tubería de producción por otro que se requiera (fluido de

control por agua, agua por fluido gaseoso, etc.).

Lavado del pozo y tratamientos de limpieza.Control del pozo y recuperación del aparejo

de producción.

Otro tipo de dispositivo de circulación es el mandril de receptáculo lateral, que

proporciona una comunicación controlada, esto se logra, removiendo con línea de acero una válvula “ciega” que es sustituida por una

válvula de circulación. El esquema 1.19 muestra como los fluidos del espacio anular

no penetran al interior de la tubería de producción debido a los empaques colocados

por arriba y debajo de las aberturas del mandril.

-Esquema 1.25. Válvula de circulación tipo mandril.


-1.7 Trascendencia de la Construcción en la Productividad. REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA [ ii, v ]

La parte terminal de la construcción de un pozo está estrechamente relacionada con la

productividad del mismo. Así, la trascendencia de la perforación y terminación de pozos, en la productividad, reside básicamente en dos aspectos fundamentales:

la adquisición y análisis de datos y,el daño causado al yacimiento.

Adquisición y Análisis de Datos.

La información geológica de los estratos perforados y el yacimiento se adquiere, antes y durante la construcción del pozo, mediante métodos directos e indirectos. En el caso de los métodos directos, la información analizada procede de muestras físicas, obtenidas

directamente de la formación. Esos métodos directos de información para la adquisición de datos, son:

detritos o muestras de canal, núcleos,

pruebas efectuadas a la formación, y datos de las gasificaciones y pérdidas de circulación observadas durante la perforación.


-Por otra parte, el uso de los registros geofísicos de pozo y de superficie, representan el método indirecto para adquirir la información necesaria y evaluar las zonas de interés. Estos

datos petrofísicos son obtenidos de instrumentos de medición que trabajan a través de principios eléctricos, radioactivos y acústicos. En resumen, la información que proporcionan

los métodos directos así como los indirectos, es la siguiente:

• Características petrofísicas de la formación.• Composición mineralógica y contenido de fósiles

• Porosidad• Permeabilidad• Presión capilar• Edad geológica

• Características de los fluidos contenidos en la formación pétrea.• Composición• Saturación • Viscosidad • Densidad

• Condiciones de presión y temperatura• Contenido de H2S Y CO2 y asfáltenos


-La información total adquirida mediante el uso de ambos métodos, revela características y propiedades del sistema roca-fluido, importantes para prever el

comportamiento del yacimiento durante su explotación. Así, cuando se está construyendo un pozo exploratorio, es necesario obtener la mayor cantidad de

información posible, ya que, el área de estudio es desconocida. Por el contrario, en pozos de desarrollo, no se requiere adquirir demasiada información, ya que al

perforar este tipo de pozos, ya se cuenta con estudios geológicos y geofísicos previos de correlación1, simulaciones del posible comportamiento de los fluidos e inferencias

más precisas sobre la estabilidad mecánica del pozo.


-Daño a la Formación.El daño a la formación es un aspecto particularmente importante, debido al efecto negativo

que tiene sobre la productividad en los pozos. Por ello, es necesario un conocimiento profundo sobre su origen, evaluación y remoción. El daño a la formación es la obstrucción parcial o total, y natural o inducida, que se presenta en la roca al flujo de los fluidos de la

formación hacia el interior del pozo o bien del pozo hacia la formación. El daño a la formación ocurre inicialmente durante la construcción del pozo, aunque también, se suscita

durante las reparaciones, estimulaciones y la vida productiva del mismo.

La perforación es la primera y más importante causa del daño a la formación productora, la cual se agrava aún más, con las operaciones de cementación de la tubería de explotación.

Existen varios mecanismos que gobiernan el daño a la formación, tales como: • Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, por taponamiento del medio

intersticial o fisuras naturales.• Reducción de la permeabilidad relativa, por alteración en la saturación de fluidos, o bien,

por cambio de la afinidad de mojado. • Cambio de las propiedades físicas de los fluidos, esto es, el aumento de la viscosidad de

los fluidos en el yacimiento, por la formación de emulsiones o la alteración de sus propiedades físico-químicas.


-Un parámetro importante que debemos cuidar para evitar un daño significativo a la formación productora, es el fluido utilizado durante la última etapa de la construcción (fluidos bentónicos,

de baja densidad, o bien, de emulsión inversa, según sea el caso). Ya que no diseñar adecuadamente el tipo de fluido de perforación a utilizar durante el último periodo constructivo, propicia un agravio profundo en contra de las características originales de la zona productora y

con ello, una reducción en la capacidad de afluencia del petróleo y/o el gas natural, hacia el pozo. El fluido de control puede ocasionar una reducción de la permeabilidad al taponar los

canales de flujo de la formación productora, debido a la expansión o hinchamiento de arcillas, intrusión de partículas sólidas hacia los espacios intersticiales, la formación de sales insolubles, su precipitación y compactación, la formación de emulsiones, bloqueos por agua o aceite, etc. Por tanto, el fluido de perforación en la última etapa de la construcción, debe evitar el mayor

daño y estar el menor tiempo posible en contacto con la formación productora de interés.


-1.8 Disparos. La culminación de los trabajos de la construcción de un pozo, es la operación de los disparos, la cual consiste en perforar la tubería de explotación, cemento y la formación, con el fin de

establecer la comunicación entre el pozo y los fluidos del yacimiento. El disparo es el elemento clave para el éxito de la exploración, la producción económica de

petróleo y gas, la productividad del pozo a largo plazo y la recuperación eficiente de hidrocarburos.

Las investigaciones realizadas sobre los disparos, descubrieron la importancia de: (1) el

taponamiento de los disparos con fluidos de control o residuo de cargas preformadas, (2) disparar con una presión diferencial a favor de la formación1 y, (3) del efecto de la resistencia a la compresión de la formación, sobre el tamaño del agujero de los disparos y su penetración. Dando como resultado, el mejoramiento de las pistolas y el material de carga utilizado en los

pozos de petróleo y gas natural.

Los principales factores que afectan la productividad de un pozo, son:• Factores geométricos del disparo

• Presión diferencial al momento del disparo• Tipos de pistolas y cargas

• Daño generados por el disparo• Daño causado por el fluido de perforación• Daño causado por el fluido de terminación


-Como se puede observar, los cuatro primeros factores que afectan la productividad del pozo, pueden ser manipulados durante el diseño de los disparos. Así, la producción máxima del

yacimiento se da en función del análisis de las condiciones del pozo y la selección adecuada del sistema de disparo para el tipo de formación.

Disparos con BalaLas pistolas de bala de 8.89cm (3.5pg) de diámetro o mayores, se utilizan en formaciones con

resistencia a la compresión inferior a los 41.36MPa (6,000psi). Los disparos con bala de 8.25cm (3.25pg) o menores, pueden proporcionar una penetración mayor que muchas

pistolas a chorro en formaciones con resistencia a la compresión inferior a los 13.78MPa (2,000psi). La velocidad de la bala en el cañón es aproximadamente de 1,006 m/s (3,300 ft/s).

La bala pierde velocidad y energía cuando el claro excede de 1.27cm (0.5pg). Con un claro igual a cero la penetración aumenta cerca del 15% y la perdida en la penetración con un claro

de 2.54cm (1pg) es de aproximadamente el 25%. La eliminación de los residuos en los agujeros no depende de la descentralización si la bala lleva un instrumento eliminador de residuos en su ojiva o punta, este dispositivo es más efectivo que utilizar un claro igual a

cero.


-Disparos a ChorroEl proceso de disparar a chorro se muestra en el esquema 1.26. Un detonador eléctrico inicia una reacción en cadena que detona sucesivamente un cordón explosivo, la carga

intensificada de alta velocidad y finalmente el explosivo principal. La alta presión generada por el explosivo generada por el explosivo origina el flujo del recubrimiento metálico, separando sus capas interna y externa. El incremento continuo de la presión

sobre el recubrimiento provoca la expulsión de un haz de o chorro de partículas finas, en forma de aguja, a una velocidad aproximada de 7,097m/s (20,000 ft/s) en su punta, con

una presión estimada de impacto en la tubería de integridad de 35GPa (5 millones de psi).

Componentes Principales de un Sistema de Disparos• Los componentes principales de una pistola son:

• las cargas modeladas2,• el cordón explosivo,• el estopín eléctrico, y

• el sistema de transporte.El estopín es el que inicia la detonación del cordón explosivo, cuando es activado por

percusión o por él envió de una corriente eléctrica desde la superficie.


-El cordón explosivo es tiene como objetivo proporcionar la energía necesaria para detonar secuencialmente cada una de las cargas de una

pistola


-La carga moldeada es el componente más importante de la pistola, pues tiene como fin

establecer la comunicación entre los fluidos y el interior del pozo. La carga utiliza un explosivo

primer, más sensitivo que el explosivo principal. Este iniciador (primer) se conoce también como

carga de transferencia, ya que su propósito primario es el transferir el choque del cordón detonante al explosivo principal. La onda de

choque en el cordón, genera una onda de choque en el iniciador que a su vez detona el

explosivo principal. El explosivo principal por su parte, genera la energía necesaria para

producir el chorro; la masa, distribución y velocidad de detonación del explosivo principal,

afectan generalmente el desempeño de la carga. Ver esquema 1.26.

-


-Los sistemas de transporte tiene como propósito llevar la carga dentro del pozo, estos sistemas

puede ser de tres formas: recuperables, semidesechables (expuestos) y desechables

(expuestos). En los sistemas recuperables, los residuos de los explosivos y lámina portadora son recuperados y prácticamente no queda basura en el pozo. En este sistema no están expuestos los explosivos a la presión y ambiente del pozo. En

las pistolas desechables, los residuos de las cargas, cordón, estopín y el sistema portador de

cargas (lámina, alambre, uniones de carga) se quedan dentro del pozo, dejando una considerable

cantidad de basura. Una ventaja es que la no estar contenidas las cargas dentro de un tubo pueden ser de mayor tamaño con lo que se

obtiene una mayor penetración.


-1.26. Disparo a chorro.


-Reparación de Pozos.REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA [ ii, v ]

Una vez terminada la construcción del pozo inicia la vida productiva del mismo. Durante la vida productiva de un pozo, se hace necesario implementar operaciones de mantenimiento con el objetivo de aprovechar al

máximo la energía del yacimiento, o bien, eliminar cualquier problema o daño que este causando la baja de producción.

Cuando la productividad de un pozo disminuye, se realiza una serie de actividades con el fin de determinar la

causa probable. Estas actividades son:• Análisis del comportamiento de la producción.

• Revisión de estrangulador de flujo y calibración del pozo. • Toma de información (registros de producción y pruebas de presión).

Una vez revisada y analizada toda la información disponible, se determina la causa probable de la disminución de la producción en dicho pozo. Las causas más comunes de los abatimientos de la presión, son:

• agotamiento natural del yacimiento, • invasión de agua o gas en la zona productora,

• arenamiento del pozo, • obstrucción del aparejo de producción, y

• daño a la formación.


-Las intervenciones realizadas en los pozos, ya sean, para mantener la producción, mejorar la recuperación de hidrocarburos o cambiar los horizontes productores, se

clasifican en: reparaciones menores y reparaciones mayores.

El mantenimiento del pozo puede ser efectuado con equipos de construcción de pozos

convencionales modificados, o bien, con equipos especiales, tales como: tubería flexible o línea de acero.

Reparación Menor.

Las reparaciones menores se definen como la serie de procesos dirigidos a modificar el estado mecánico del pozo (principalmente tuberías), las reparaciones más comunes

son:Corrección de anomalías en el aparejo de producción (colapsos, obstrucciones, etc).

Conversión del aparejo de producción, es decir, pasar de una terminación simple a una terminación asistida por un sistema artificial de producción.

Corrección de anomalías en las tuberías de integridad.


-Reparación Mayor.Las reparaciones mayores se definen por la serie de procesos dirigidos a modificar

sustancial o definitivamente las condiciones y características de las zonas productoras del yacimiento, las más comunes son:

• Cambio de intervalo.• Control de agua y control de arena.• Incorporación de nuevos intervalos.• Reentradas y profundizaciones.


CálculoDiseño de sarta de

perforación.


Diseño de sarta de perforación.

Es importante realizar un diseño de sarta la cual se determina de acuerdo a los parámetros determinados para la perforación tales

como el peso que se le cargará a la barrena así como también a la profundidad que se desarrollará el pozo en este apartado se realizará

un diseño de sarta de acuerdo a los siguientes datos.


-Programa:• Profundidad programada • Diámetro de la barrena • Densidad del lodo • Ultima • Peso máximo sobre la barrena • Factor de seguridad • Utilizar lastrabarrenas de

• .


1.- Factor de flotación.

Donde:

Sustituyendo los valores:


-

2.- Como segundo cálculo se debe calcular la longitud de los Drill Collars requeridos.

Donde:


-

Sustituyen los valores:

3.- Obtenida la longitud de los Drill Collar se cuantifica el número de Drill Collar teniendo en cuenta que cada uno tiene una longitud de 9 metros.Cantidad de DRILL COLLARS


-4.- Cálculo del peso de la TP Heavy W

Donde:

Sustituyen valores:


-

Donde:


-Se procede a realizar el cálculo de las longitudes de las TP 5.- Longitud de la primera sección Formula:

Donde:


-Sustituyendo valores:

Cantidad de TP E-75


-

6.- Longitud de la segunda sección Formula:

Donde:


-7.- Longitud de la tercera sección Formula:

Donde:


-


Cálculo de la Resistencia a la tensión


Es importante tener en cuenta antes de realizar cualquier operación en la perforación de conocer cual es la Resistencia la Tensión de cada uno de nuestras secciones tubulares a utilizar.

Recordando que la Resistencia la Tensión se define como: Máximo esfuerzo de tensión que puede soportar un material antes de llegar a su limite de destrucción.

Con lo cual a continuación se muestra como cacular dicho dato.


-Teniendo en cuenta los siguientes datos:1.-Tuberia Grado G-105 Premium D.I=10.0533cm; DE=11.43cm, Grado=

2.-Tuberia Grado X-95 Premium D.i= 10.86104cm; DE=12.7cmGrado=

3.- Tuberia Grado E-75 Premium Di=15.1511cm; DE=16.8275cmGrado=


-

Rt= Ac* Grado Tub *0.90

Donde=

Ac= Área crítica (cm^2) Rt= Resietncia a la Tensión.

Ac= (Re2-Ri2)*

Teniendo que: Re= Radio exterior

Ri=Radio interior

Grado en lbs/pg2


-Aplicando la formula a los datos propuestos:

Tuberia Grado G-105 Premium D.I=15.1511cm; DE=16.8275cm Grado= Ac= (8.41372-7.57552)*=42.10cm2

Rt=(42.10cm2)*7389.16 *0.90=279975.27Kgs


-

2.-Tuberia Grado X-95 Premium D.i= 10.86104cm; DE=12.7cmGrado=

Ac= (6.352-5.43052)*=34.03 cm2

Rt=(34.03cm2)*6685.4327 *0.90=204754.74 Kgs

3.-Tuberia Grado E-75 Premium Di=10.0533cm; DE=11.43cmGrado= Ac= (5.7152-5.02662)*= 23.23cm2

Rt=(23.23cm2)*5277.97 *0.90= 110346.51Kgs


-Es importante realizar o conocer el cálculo del Margen de Jalón que se tiene en nuestra sarta de perforación debido a que este dato realizando un análisis simple nos indicará la parte mas susceptible a fallar, dado que nuestras tuberías al estar conectadas entre si y al encontrarse en tensión, la resistencia a la tensión disponible para tensionar en caso de atrapamiento se verá disminuida dado que parte de la Resistencia a la Tensión calculada originalmente estará ocupada con los demás tubos que ya se están cargando..


-Considerando que se tiene las tuberías anteriores y se programa de perforación a

una profundidad de 5000 mts, se observa que a una profundidad de 4300 mts existe atrapamiento de la sarta con lo que se procede a calcular cual es la fuerza máxima para tensionarla sin causar daño sobre la sarta. Con lo cual se procede a

realizar cálculo de margen de Jalón.

Tomando en cuenta que se tienen 58 mts de tubería de amplio peso con un peso nominal de 2190.3 N/m y 138 mts de tubería de transición con un peso nominal de 730.1 N/m

Se tiene un lodo de perforación con densidad de 1.80gr/cm3 y

factor de flotación de 0.77 gr/cm3

Recordando que para el cálculo del Margen de Jalón se aplica la siguiente fórmula.

MOP= (Resist a la Tensión de la Tub de análisi) – (Peso flotado acumulado hasta esa sección)


-


-

Analizando los cálculos anteriores observamos que la

tubería mas suceptible a fallar al mantenerla en

Tensiónón es la Tuberíaría grado E-75 con un MOP de

323.825 KN.


Cálculo de la Densidad de Lodo

Para control de Pozo


Cálculo de la Densidad de Lodo Para control de Pozo


Cálculo de la Densidad de Lodo Para control de PozoLa mayoría de los brotes no son intencionales y se definen como el flujo no deseado de fluidos de la formación hacia el hueco. Los brotes pueden ocurrir intencionalmente como en el caso de iniciar la producción, desasentando empaques después de llevar a cabo una prueba, etc. pero aún así, debe ejecutarse con precaución.• El personal de perforación debe reconocer las señales de advertencia de un brote y reaccionar inmediatamente los procedimientos de control de pozo para minimizar el efecto del influjo. La severidad del incidente está directamente relacionada con el volumen del influjo, por esto es de máxima importancia la detección rápida y el cierre del pozo.• La amplia experiencia en la industria ha demostrado que las causas más comunes de los brotes son:

1. Suaveo durante los viajes2. Llenado inadecuado del hueco durante los viajes3. Insuficiente peso del lodo - error humano4. Formaciones presurizadas de manera anormal5. Pérdida de circulación

130

Ejemplo

PCTP= 18 Kg/cm2

PCTR= 30 Kg/cm2

Dens Lodo= 1.7 gr/cm3

PRC= 84 Kg/cm2

Incremento en presas= 3180 lts

TP1 D.I= 12.7, D.E=13.97 base=5262 mts

TP2 D.I=7.67D.E=13.97cm Cima=5262Base=5447m

TP3= D.I 7.14cm, D.E 8.39cm@185 MtsCima= 5447MtsBase=5555Mts

TR1= D.I=21.67cmhasta 4787mts

TR2 D.I= 21.27cmHasta 5555 mts

CaracteristicasDe la bombaD-Psiton 16.51 cmCarrera= 30.48 cmEf=90%


Cálculo de la Densidad de Lodo Para control de PozoEs importante conocer el tiempo de desplazamiento para saber en que teimpo llegará el cambio de densidad de lodo a la profundidad deseada, para es necesario hacer el cálculo del volumen del pozo así como también el cálculo del volumen del interior de las tuberías y lo mas importante que gasto suministran las bombas por embolada.


Cálculo de la Densidad de Lodo Para control de Pozo.Calculo de Capacidades interiores

Sabiendo que:V= π*(r^2)*1mt

TP1V= π*(6.35E-2)^2*1mt= 12.66E-3 M^3/MT

TP2= V= π*(3.835E-2)^2*1mt=4.62 E-3 M^3/MT

TP3=V= π*(3.57E-2)^2*1mt= 4.00E-3 M^3/MT

Calculo de la Capacidad del espacio Anular

Recordando queV= π*(R^2-r^2)*1mt


Cálculo de la Densidad de Lodo Para control de PozoTR1 - TP 1V= π*(10.835^2-6.985^2)*1mt= 21.55E-3 M3/MT

TR1 - TP2V= π*(10.835^2-4.45^2)*1mt= 30.66E-3 M3/MT

TR2-TP2V= π*(10.635^2-4.45^2)*1mt= 2.66E-3 M3/MT

TR2-TP3V= π*(10.635^2-4.195^2)*1mt= 30.00E-3 M3/MT



Gasto de bombaDiametro de la camisa= 16.51 cm

Carrera= 30.48 cm

V= 6.52E-3 M3 , EF AL 90%= 5.86 E-3 M3 Gasto por embolada= 17.60E-3 M3@28 emb/min= 492.912 E-3 M3/min

Volumen total del interior de TP’S

67.8489 M3

Tiempo de desplzamientoT= 67.8489/492.912E-3 =137min


Cálculo de la Densidad de Lodo Para control de PozoCálculo de la densidad de control

Dc= Densidad de lodo+Teniendo en cuenta los datos y sustituyendo Se tiene:

Dc= 1.7 += 1.73 gr/cm3



Realizando el cálculo observamos que se obtiene una desnidad de control de 1.73 gr/cm3, teniendo que 18 Kg/cm2 es la presión que se está registrando en la Tp por consiguiente es la presión que se debe contrarrestar y dado que ya se tiene lodo de 1.7 gr/cm3 lo que se realiza es calcular el incremento de densidad en el lodo original para mantener igualada la presión hidrostatica con la presión de formación, así se tendrá controlado el pozo para evitar un brote

CONSTRUCCIÓN POZOS2fin2

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