libro de perforacion direccional

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MÍNAS PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE PETRÓLEOS

TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

“TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIÓN DE SU DISEÑO Y PERFORACIÓN”

AUTORES:

FRANKLIN BAÑO SALTOS DIEGO MAYALICA DALGO

Quito – Ecuador

Año de la Investigación 2008-2009

“TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIÓN

DE SU DISEÑO Y PERFORACIÓN”

RECOMENDACIÓN DE PUBLICACIÓN

II

DECLARACIÓN DE ORIGINALIDAD

En calidad de Miembros del Tribunal de Tesis de Grado designados por la Facultad de

Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del

Ecuador, declaramos que el Tema de Tesis “TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO,

OPTIMIZACIÓN DE SU DISEÑO Y PERFORACIÓN”; es inédita y fue completamente

elaborada y presentada por los señores FRANKLIN VINICIO BAÑO SALTOS Y

DIEGO ALBERTO MAYALICA DALGO, para lo cual dejamos constancia de su

autenticidad.

Ing. Ramiro Rivera

DIRECTOR

Ing. Celiano Almedia Ing. Byron Clerque PRIMER MIEMBRO SEGUNDO MIEMBRO

III

CESIÓN DE DERECHO DE AUTOR

En gratitud a la continua labor educativa que la Universidad Central del Ecuador ha

desarrollado a favor de los estudiantes ecuatorianos, nosotros Franklin Vinicio Baño

Saltos y Diego Alberto Mayalica Dalgo, representantes de esta noble institución,

cedemos los derechos de autoría sobre nuestro trabajo de Tesis de Grado titulada

“TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO, OPTIMIZACIÓN DE SU DISEÑO Y

PERFORACIÓN” a nombre de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas,

Petróleos y Ambiental.

Atentamente,

Franklin Baño Saltos Diego Mayalica Dalgo

IV

AGRADECIMIENTO

A mí amado Dios y su hijo Jesús que

permiten que mis sueños se hagan vida,

siempre brindándome fortaleza y salud.

A mis Padres que en todo momento han

sabido apoyarme, que me han guiado por el

camino del bien y que son el pilar

fundamental para alcanzar mis objetivos.

A todas las personas que contribuyeron

positivamente a la realización de esta

investigación.

Franklin.

V

DEDICATORIA

Con un infinito cariño, el esfuerzo

constante, y la dedicación depositada en

esta Tesis, es dedicada de manera muy

especial para mis Padres Clemente y

Laurita, que en el día a día llenan de luz y

esperanza mis pensamientos.

A ellos les dedico este trabajo, los quiero

mucho,

Franklin.

VI

AGRADECIMIENTO

En primer lugar a Dios por ser mi fuente

divina de inspiración de fortaleza, a mis

padres eterna gratitud y hermanos testigos

de mis triunfos y fracasos.

A todos mis compañeros y amigos que de

una u otra manera contribuyeron para la

realización de este trabajo.

Diego.

VII

DEDICATORIA

A mis padres Alberto y Liva, ya que con

infinito amor supieron guiarme en el camino

del estudio para alcanzar una profesión y

ser hombre de bien y útil a la sociedad.

A ellos dedico este trabajo fruto de su

sacrificio y esfuerzos constantes.

Diego.

VIII

RESUMEN DOCUMENTAL

Tesis sobre Ingeniería de Perforación, específicamente tuberías de revestimiento. El

objetivo fundamental es optimizar los costos asociados a la instalación de tuberías de

revestimiento, a través de propuestas de nuevas geometrías en el diseño mecánico de

pozos direccionales. Los Problemas identificados: altos costos de operación, tiempo

no productivo y colapso de revestidores. La hipótesis dice: La construcción del perfil

de presiones, permite un diseño óptimo de revestidores, disminuye costos de

operación y de tubería en si. Marco referencial: ubicación, columna estratigráfica,

yacimientos productores, propiedades de las rocas, reservas, producción, estado

actual y futuro del Campo Sacha. Con argumentos teóricos sobre: tecnología de

perforación y tuberías de revestimiento. Marco metodológico determinístico:

planificación de perforación direccional: ubicación de pozos, cálculos de trayectoria,

selección de profundidades de asentamiento, diseño de tubería de revestimiento. La

conclusión general se refiere a la disminución de impactos económicos negativos, por

la propuesta de nuevos diseños y tecnología para la perforación de pozos. Con la

recomendación de adoptar la metodología técnica y tecnológica seguida en esta

investigación, a fin de probar la hipótesis y alcanzar el objetivo propuesto.

DESCRIPTORES:

<TUBERIAS DE REVESTIMIENTO - DISEÑO>

<CAMPO SACHA – PERFIL DE PRESIONES>

<CAMPO SACHA - RESERVAS PROBADAS>

<COLUMNA ESTRATIGRAFICA - CAMPO SACHA>

<PERFORACION - TECNOLOGIA>

<WELL PLANING - TRAYECTORIA>

<PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO>

<CASING DRILLING>

CATEGORIAS TEMÁTICAS:

<CP-INGENIERIA DE PETROLEOS>

<CP-INGENIERIA DE PERFORACION>

<CS-REVESTIDORES>

IX

AUTORIZACIÓN: Autorizamos a la BIFIGEMPA, para que esta tesis sea diseminada a través de su

Biblioteca Virtual por INTERNET

Atentamente,


CI: 020172742-7 CI: 171624945-1

X

DOCUMENTAL SUMMARY

Thesis about Drilling Engineering, specifically casing design and drilling with casing.

The fundamental objective is optimizes the costs associated to the installation of

casings, through proposals of new geometries in the mechanical design of directional

wells. The identified Problems: high operation costs, non productive time and

revestidores collapse. The hypothesis says: The construction of the profile of

pressures, allows a good design of revestidores, it diminishes operation costs and of

pipe in if. Referential Framework: location, column stratigrafic, producing locations,

properties of the rocks, reservations, production, current state and future of the Campo

Sacha. With theoretical arguments on: drilling technology and casing. Methodological

Framework deterministic: planning of directional drilling: location of wells, calculations

of trajectory, selection of establishment depths, and design of casing. The general

conclusion refers to the decrease of negative economic impacts, for the proposal of

new designs and technology for the perforation of wells. With the recommendation of

adopting the technical and technological methodology continued in this investigation, in

order to prove the hypothesis and to reach the proposed objective.

DESCRIPTORS:

<CASING - DESING>

< SACHA FIELD – PROFILE OF PRESSURES>

< SACHA FIELD - PROVEN RESERVE >

< STRATIGRAFIC COLUMN - SACHA FIELD >

<DRILLING - TECHNOLOGY >

<WELL PLANING - TRAJECTORY >

<DEPTHS OF ESTABLISHMENT >

<CASING DRILLING>

THEME CATEGORIES:

<CP- PETROLEUM ENGINEERING >

<CP- DRILLING ENGINEERING >

<CS-CASING>

XI

AUTHORIZATION:

We authorize BIFIGEMPA to disseminate this thesis by the INTERNET through its

Virtual Library

Respectfully,


CI: 020172742-7 CI: 171624945-1

XII

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO I ............................................................................................................................... 1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO DE APLICACIÓN .....................................................1

1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO SACHA ................................................................ 1 1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO ............................................................... 1 1.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA................................................................................. 2 1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES..................................... 4

1.4.1 Características de los Crudos................................................................................. 4 1.5 PROPIEDADES DE LAS ROCAS................................................................................ 5

1.5.1 Porosidad................................................................................................................. 5 1.5.2 Permeabilidad.......................................................................................................... 6

1.6 MECANISMOS DE EMPUJE DEL YACIMIENTO .................................................... 7 1.7 FACTOR DE RECOBRO .............................................................................................. 8

1.7.1 Cálculo del factor de recobro a partir de las curvas de declinación de producción 8 1.8 RESERVAS DEL CAMPO.......................................................................................... 12

1.8.1 Curvas de declinación .......................................................................................... 13 1.8.1.1 Tipos de curvas de declinación ....................................................................... 13

1.9 PRODUCCIÓN DEL CAMPO .................................................................................... 16 1.10 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ........................................................................... 17

1.10.1 Pozos Perforados................................................................................................. 17 1.11 El Futuro del Campo Sacha ........................................................................................ 18

CAPÍTULO II............................................................................................................................ 20 TECNOLOGÍA DE LA PERFORACIÓN................................................................20

2.1 PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS ............................................................ 20 2.2 PERFORACIÓN VERTICAL...................................................................................... 20 2.3 PERFORACIÓN DIRECCIONAL .............................................................................. 21

2.3.1 Tipos de Pozos Direccionales .................................................................22 2.3.1.1 Perfil tipo tangencial o “J” invertido............................................................... 22 2.3.1.2 Perfil tipo S ..................................................................................................... 23 2.3.1.3 Perfil tipo horizontal ....................................................................................... 23

2.4 PERFORACIÓN HORIZONTAL................................................................................ 24 2.5 HERRAMIENTAS USADAS PARA LA DIRECCIÓN ............................................. 25

2.5.1 HERRAMIENTAS DEFLECTORAS .................................................................. 26 2.5.1.1 Bent Sub.......................................................................................................... 26 2.5.1.2 Brocas de perforación “Jetting” ...................................................................... 26 2.5.1.3 Cuchara Recuperable ...................................................................................... 27 2.5.1.4 Cuchara Permanente “Whipstock”.................................................................. 28 2.5.1.5 Motores de fondo ............................................................................................ 28 2.5.1.6 Motores de Turbina......................................................................................... 29

2.5.2 HERRAMIENTAS AUXILIARES....................................................................... 30 2.5.2.1 Estabilizadores ................................................................................................ 30

2.6 HERRAMIENTAS USADAS PARA EL CONTROL DIRECCIONAL..................... 32 2.6.1 Investigación mientras se perfora.......................................................................... 32

2.6.1.1 MWD .............................................................................................................. 33 2.6.1.2 LWD ............................................................................................................... 33

2.7 TÉCNICAS DE PERFORACIÓN................................................................................ 34 2.7.1 La Técnica de Deslizamiento ................................................................................ 34 2.7.2 La Técnica de Rotación......................................................................................... 34

2.8 SISTEMAS DIRIGIBLES DE PERFORACIÓN ROTATORIA................................. 35 2.8.1 Point-the-bit........................................................................................................... 36

2.8.1.1 Capacidades del sistema “point – the – bit”.................................................... 39

XIII

2.8.2 Push-the-bit ........................................................................................................... 39 2.8.2.1 Capacidades del sistema “push – the – bit” .................................................... 41

CAPÍTULO III .......................................................................................................................... 42 TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO .......................................................................42

3.1 FABRICACIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO..................................... 42 3.2 FUNCIONES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.......................................... 45 3.3 CLASIFICACIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.................................. 46

3.3.1 Revestimiento Conductor...................................................................................... 46 3.3.2 Revestimiento Superficial ..................................................................................... 46 3.3.3 Revestimiento Intermedio o de protección............................................................ 47 3.3.4 Revestimiento de Producción................................................................................ 47 3.3.5 Camisa de Producción (Liners) ............................................................................. 47 3.3.6 Tubería Complemento (TIE-BACK) .................................................................... 48 3.3.7 Complemento corto (STUB) ................................................................................. 49 3.3.8 Sin tubería de producción (TUBINGLESS).......................................................... 49

3.4 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO............ 49 3.4.1 Diámetro de la Tubería de Revestimiento............................................................. 50

3.4.1.1 Diámetro Drift................................................................................................. 50 3.4.2 Longitud de la tubería de revestimiento ................................................................ 51 3.4.3 Grados del acero.................................................................................................... 51 3.4.4 Conexiones o juntas .............................................................................................. 52

3.4.4.1 Conexiones API .............................................................................................. 52 3.4.4.2 Conexiones Patentadas.................................................................................... 56 3.4.4.3 Eficiencia de las conexiones ........................................................................... 57

3.5 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ............ 58 3.5.1 Colapso.................................................................................................................. 58 3.5.2 Tensión.................................................................................................................. 58 3.5.3 Presión Interior...................................................................................................... 60

3.6 CAUSAS DE FALLAS DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO ..................... 60 3.6.1 Falla por Aplastamiento ........................................................................................ 60

3.6.1.1 El ovalamiento geométrico.............................................................................. 61 3.6.1.2 La Excentricidad ............................................................................................. 62 3.6.1.3 El Desgaste...................................................................................................... 62

3.6.2 Falla por Elongación ............................................................................................. 62 3.6.2.1 Fallas en las conexiones o juntas .................................................................... 63

3.6.3 Falla por Estallido ................................................................................................. 63 3.6.4 Resumen:............................................................................................................... 64

3.7 CORROSIÓN EN LOS REVESTIMIENTOS ............................................................. 64 3.7.1 Tipos de corrosión................................................................................................. 64

3.7.1.1 Corrosión por CO2 .......................................................................................... 65 3.7.1.2 Corrosión Galvánica ....................................................................................... 65 3.7.1.3 Fragilización por hidrógeno en aceros con aleaciones de níquel. ................... 65 3.7.1.4 Sílfide Stress Corrosión Cracking (SSCC) ..................................................... 65 3.7.1.5 Stress Corrosión Cracking (SCC) ................................................................... 66 3.7.1.6 Fisuras por corrosión....................................................................................... 66

3.8 CONTROL DE CALIDAD.......................................................................................... 66 3.8.1. Métodos de ensayo no destructivos...................................................................... 66

3.8.1.1 Inspección Visual............................................................................................ 67 3.8.1.2 Inspección con partículas magnéticas ............................................................. 67 3.8.1.3 Inspección con líquidos penetrantes ............................................................... 70 3.8.1.4 Inspección con ultrasonido ............................................................................. 72 3.8.1.5 Inspección Electromagnética .......................................................................... 73

3.8.2. Otros métodos de inspección de tubería............................................................... 74 3.8.2.1 Calibración Interna.......................................................................................... 74

XIV

3.8.2.2 Inspección de roscas ....................................................................................... 75 3.8.3 Tipos de inspección según la tubería utilizada...................................................... 77

3.8.3.1 En tubería de perforación................................................................................ 77 3.8.3.2 En ensamblaje de fondo .................................................................................. 77 3.8.3.3 En tubería de revestimiento ............................................................................ 77 3.8.3.4 En tubería de producción ................................................................................ 78

3.8.4 Recomendaciones Básicas..................................................................................... 78 3.9 RECEPCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN EL POZO .................. 79

3.9.1 Operaciones Previas .............................................................................................. 79 3.9.2 Herramientas y Accesorios necesarios para la introducción de TR ...................... 80

3.9.2.1 Elevadores ....................................................................................................... 81 3.9.2.2 Cuñas............................................................................................................... 81 3.9.2.3 TAM Casing Circulating Packer..................................................................... 81 3.9.2.4 El Equipo de Flotación.................................................................................... 82

3.9.3 Procedimiento de introducción de TR................................................................... 83 3.9.3.1 Aplicación de Grasa API o Selladora ............................................................. 84 3.9.3.2 Acoplamiento de tuberías de revestimiento .................................................... 84 3.9.3.3 Peso de la sarta de tubería de revestimiento ................................................... 87

3.10 CEMENTACIÓN DE REVESTIDORES .................................................................. 90 3.10.1 Objetivos de la Cementación............................................................................... 90 3.10.2 Equipo de Cementación ...................................................................................... 90

3.10.2.1 Tapones Inferior y Superior .......................................................................... 90 3.10.3 Clasificación API del Cemento ........................................................................... 91 3.10.4 Diseño de la lechada de cemento ........................................................................ 92 3.10.5 Aditivos Utilizados en Cementaciones ............................................................... 92

3.10.5.1 Aceleradores del cemento ............................................................................. 92 3.10.5.2 Retardadores y dispersantes de cemento....................................................... 93 3.10.5.3 Controladores de pérdida de filtrado............................................................. 93 3.10.5.4 Agentes densificantes.................................................................................... 93 3.10.5.5 Aditivos reductores de densidad ................................................................... 93 3.10.5.6 Aditivos para pérdida de circulación: ........................................................... 93

3.10.6 Proceso de Cementación ..................................................................................... 94 3.11 OPERACIONES DE TERMINACIÓN DEL POZO ................................................. 95

CAPÍTULO IV .......................................................................................................................... 97 OPTIMIZACIÓN EN EL DISEÑO DE REVESTIDORES .........................................97

4.1 PLANIFICACIÓN DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL .................................. 97 4.1.1 UBICACIÓN DE POZOS..................................................................................... 97

4.1.1.1 Selección del área ........................................................................................... 97 4.1.1.2 Análisis de Pozos Vecinos .............................................................................. 98 4.1.1.3 Coordenadas del objetivo geológico ............................................................. 105 4.1.1.4 Sección Sísmica de los Pozos ....................................................................... 113 4.1.1.5 Coordenadas de superficie / cellar ................................................................ 115

4.1.2 CÁLCULOS DE TRAYECTORIA .................................................................... 117 4.1.2.1 Trayectoria del Pozo “SAC-X2”................................................................... 119 4.1.2.2 Trayectoria del Pozo “SAC-X1”................................................................... 123

4.1.3 SELECCIÓN DE LAS PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO........................................................................... 127

4.1.3.1 Presión de Formación ................................................................................... 127 4.1.3.2 Presión de Fractura ....................................................................................... 129 4.1.3.3 Perfil de Presiones......................................................................................... 132 4.1.3.4 Profundidades de Asentamiento de los Revestidores.................................... 135

4.1.4 DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ........................................ 139 4.1.4.1 Criterio para el Diseño de las Tuberías de Revestimiento ............................ 139 4.1.4.2 Factores de Seguridad en el Diseño (SF) ...................................................... 139

XV

4.1.4.3 EL Modelo Biaxial........................................................................................ 140 4.1.5 DISEÑO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X2..................... 141

4.1.5.1 Propuesta: Dos columnas de revestimiento .................................................. 141 4.1.5.2 Selección del Diámetro del Revestimiento de Explotación ........................... 141 4.1.5.3 Diseño del Revestimiento de Explotación...................................................... 141 4.1.5.4 Brocas para el Revestimiento de Explotación ................................................ 143 4.1.5.5 Diseño del Revestimiento Superficial ............................................................ 145 4.1.5.6 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 146 4.1.5.7 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac - X2”............ 147

4.1.6 DISEÑO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X1..................... 157 4.1.6.1 Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento..................................... 157 4.1.6.2 Diseño del Revestimiento de Explotación...................................................... 157 4.1.6.3 Brocas para el Revestimiento de Explotación ................................................ 158 4.1.6.4 Diseño del Revestimiento Superficial ............................................................ 159 4.1.6.5 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 161 4.1.6.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac- X1”............. 162

4.1.7 DISEÑO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X1..................... 164 4.1.7.1 Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y un liner..................... 164 4.1.7.2 Diseño del Revestimiento de Explotación...................................................... 164 4.1.7.3 Brocas para el Revestimiento de Explotación ................................................ 165 4.1.7.4 Diseño del Revestimiento Superficial ............................................................ 166 4.1.7.5 Brocas para el Revestimiento Superficial....................................................... 169 4.1.7.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac-X1” ............. 170

CAPÍTULO V.......................................................................................................................... 173 ECONOMÍA DEL PROYECTO...........................................................................173

5.1 COSTOS DE LOS REVESTIMIENTOS APLICADOS ........................................... 173 5.1.1 Costos de brocas.................................................................................................. 174 5.1.2 Costos de la tubería de revestimiento.................................................................. 174 5.1.3 Costos de Cementación ....................................................................................... 175 5.1.4 Tiempo de Operación.......................................................................................... 176 5.1.5 Resumen de Costos ............................................................................................. 176

5.2 COSTOS DE LOS REVESTIMIENTOS PROPUESTOS......................................... 177 5.2.1 Costos de la Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento pozo “Sac-X2”...................................................................................................................................... 177

5.2.1.1 Costos de brocas ........................................................................................... 177 5.2.1.2 Costos de la tubería de revestimiento ........................................................... 177 5.2.1.3 Costos de Cementación................................................................................. 178 5.2.1.4 Tiempo de Operación.................................................................................... 178 5.2.1.5 Resumen de Costos ....................................................................................... 178

5.2.2 Costos de la Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento pozo “Sac-X1”...................................................................................................................................... 179


5.2.3 Costos de la Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y un liner, pozo “Sac-X1” ...................................................................................................................... 181


5.3 CUADROS COMPARATIVOS................................................................................. 183

XVI

CAPÍTULO VI ........................................................................................................................ 185 PERFORACIÓN DE POZOS CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO..................... 185

6.1 PRINCIPIOS DE ESTA TÉCNICA........................................................................... 185 6.2 LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN CON CASING........................................ 186 6.3 MÉTODOS DE PERFORACIÓN CON CASING..................................................... 186

6.3.1 EL SISTEMA RECUPERABLE “CASING DRILLING” ................................. 186 6.3.1.1 El equipo de perforación............................................................................... 187 6.3.1.2 Casing Drilling y motores de fondo direccionales (PDM)........................... 188 6.3.1.3 Casing Drilling y sistemas rotativos direccionales (RSS)............................ 189 6.3.1.4 El Sistema “Casing Drive System”............................................................... 190 6.3.1.5 Adquisición de registros en hueco abierto .................................................... 191 6.3.1.6 La Cementación ............................................................................................ 191 6.3.1.7 Ingeniería de diseño ...................................................................................... 192

6.3.2 EL SISTEMA DRILL SHOE “DRILLING with CASING” .............................. 192 6.3.2.1 El equipo de perforación............................................................................... 193 6.3.2.2 La Zapata perforadora y perforable .............................................................. 193 6.3.2.3 Sistemas de Conducción de Superficie ......................................................... 195 6.3.2.4 Análisis de Perforabilidad y Selección del DrillShoe .................................. 197

6.4 HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON CASING......................................... 199 6.4.1 Modelos para calcular las pérdidas de presión.................................................... 199

6.4.1.1 El Modelo de Luo y Peden........................................................................... 199 6.4.1.2 El Modelo de Díaz ........................................................................................ 200

6.5 COMPAIBILIDAD DE LA NUEVA TECNOLOGÍA CON EL CAMPO DE APLICACIÓN.................................................................................................................. 201

6.5.1 Introducción de la tecnología Casing DrillingTM................................................. 201 6.5.2 Introducción de la tecnología Drilling with CasingTM......................................... 202

6.6 IMPORTACIÓN DE LA TECNOLOGÍA “PERFORACIÓN DE POZOS CON TUBERIA DE REVESTIMIENTO” PARA ECUADOR................................................ 204

CAPÍTULO VII....................................................................................................................... 205 ANÁLISIS COMPARATIVO DE POZOS PERFORADOS CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y DRILL PIPE...................................................................... 205

7.1 LA TECNOLOGÍA “CASING DRILLING” vs CONVENCIONAL........................ 205 7.1.1 Pozos en Wyoming (USA).................................................................................. 205 7.1.3 Pozos en el Sur de Texas (Laredo U.S.A.).......................................................... 211 7.1.4 Caso histórico ECUADOR.................................................................................. 212

7.2 LA TECNOLOGÍA “DRILLING with CASING” vs. CONVENCIONAL............... 212 CAPÍTULO VIII ..................................................................................................................... 215 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES........................................................ 215

8.1 CONCLUSIONES...................................................................................................... 215 8.2 RECOMENDACIONES ............................................................................................ 218 BIBLIOGRAFÍA..................................................................................................................... 219 ANEXOS .................................................................................................................................. 220

XVII

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Ubicación del campo Sacha...................................................................................... 2 Figura 1.2 Columna Estratigráfica Generalizada del Campo Sacha ................................... 3 Figura 1.3 Declinación de la producción “BT”........................................................................ 9 Figura 1.4 Declinación de la producción “U” ........................................................................ 10 Figura 1.5 Declinación de la producción “T Inferior”.......................................................... 10 Figura 1.6 Declinación de la producción “T Superior” ........................................................ 11 Figura 1.7 Declinación de la producción “Hollín Superior” ................................................ 11 Figura 1.8 Declinación de la producción “Hollín Inferior”.................................................. 12 Figura 1.9 Predicción de producción Hollín Superior vs. Tiempo........................................ 14 Figura 1.10 Predicción de producción T Inferior vs Tiempo ................................................ 15 Figura 1.11 Predicción de producción Napo “U” vs Tiempo ................................................ 15 Figura 112 Predicción de producción Basal Tena vs Tiempo ............................................... 16 Figura 1.13 Producción vs Tiempo del Campo Sacha .......................................................... 17 Figura 2.1 Representación de la perforación direccional ...................................................... 21 Figura 2.2 Build – Hold Well Profile ....................................................................................... 22 Figura 2.3 S Profile Well........................................................................................................... 23 Figura 2.4 Horizontal Profile Well .......................................................................................... 23 Figura 2.5 Pozo horizontal........................................................................................................ 24 Figura 2.6 Bent Sub................................................................................................................... 26 Figura 2.7Jetting ....................................................................................................................... 27 Figura 2.8 Cuchara Recuperable ............................................................................................ 27 Figura 2.9 Motor de desplazamiento positivo........................................................................ 28 Figura 2.10 Configuración Rotor / Estator ............................................................................. 29 Figura 2.11 Motor de turbina................................................................................................... 30 Figura 2.12 Tipos de estabilizadores ....................................................................................... 30 Figura 2.13 Arreglo de estabilizadores para construir ángulo.............................................. 31 Figura 2.14 Arreglo de estabilizadores para mantener ángulo............................................. 31 Figura 2.14 Figura 2.15 Arreglo de estabilizadores para disminuir ángulo ........................ 32 Figura 2.16 Calidad del agujero PDM vs RSS........................................................................ 36 Figura 2.17 “Point – the – bit” Rotary Steerable System ...................................................... 36 Figura 2.18 Sistema rotativo direccional Geo-Pilot .............................................................. 37 Figura 2.19 Levadores excéntricos rotatorios de la unidad de inclinación “point – the – bit” .............................................................................................................................................. 38 Figura 2.20 “Push – the – bit” Rotary Steerable System....................................................... 39 Figura 2.21 Componentes del sistema “push – the – bit” ...................................................... 40 Figura 2.22 Sistema rotativo direccional PowerDrive ........................................................... 40 Figura 2.23 Sistema rotativo direccional Autrotrak .............................................................. 41 Figura 3.1 Sección de acero “Tocho” ...................................................................................... 43 Figura 3.2 Ilustración del proceso de fabricación de los revestidores .................................. 43 Figura 3.3 Tratamiento Térmico de Temple........................................................................... 44 Figura 3.4 Esquema representativo de las tuberías de revestimiento .................................. 49 Figura 3.5 Representación del diámetro de las tuberías de revestimiento........................... 50 Figura 3.6 Ilustración de una conexión de tuberías de revestimiento ................................. 52 Figura 3.7 Diagrama del perfil de la Rosca Redonda de Hilos ............................................ 53 Figura 3.8 Short & Long Round Thread Casing.................................................................... 54 Figura 3.9 Buttress Thread Casing.......................................................................................... 55 Figura 3.10 Diagrama del perfil general de la Rosca Buttress............................................. 55 Figura 3.11 Propiedades Mecánicas de la Tubería de Revestimiento .................................. 60 Figura 3.12 Muestra de una tubería colapsada ...................................................................... 61 Figura 3.13 Contorno de una tubería ovalada........................................................................ 61 Figura 3.14 Sección transversal de una tubería excéntrica ................................................... 62

XVIII

Figura 3.15 Rompimiento del piñón en tubería...................................................................... 63 Figura 3.16 Corrosión de la tubería ........................................................................................ 64 Figura 3.17 Falla por corrosión en el cople............................................................................. 66 Figura 3.18: Magnetización para localizar fallas transversales............................................ 68 Figura 3.19: Magnetización para localizar fallas longitudinales .......................................... 68 Figura 3.20 Proceso de inspección con líquidos penetrantes................................................. 71 Figura 3.21 Prueba de tubería de revestimiento .................................................................... 79 Figura 3.22 Caja y piñón limpio ............................................................................................. 80 Figura 3.23 Funcionamiento del Tam-Packer ........................................................................ 81 Figura 3.24 Acoplamiento de tuberías de revestimiento........................................................ 87 Figura 3.25 Ilustración de peso de TR en el pozo................................................................... 88 Figura 3.26 Cálculos en la corrida del casing ......................................................................... 89 Figura 3.27 Equipo de Cementación ....................................................................................... 91 Figura 3.28 Cabezal de producción de 13.12 ft...................................................................... 96 Figura 4.1 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-192...................... 99 Figura 4.2 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-210D................. 100 Figura 4.3 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-213D................. 102 Figura 4.4 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-214D................. 103 Figura 4.5 Vista de planta de los pozos ubicados en la zona noreste del campo sacha ..... 104 Figura 4.6 Mapa de porosidades de hollín inferior .............................................................. 107 Figura 4.7 Mapa de presiones (isobárico) de hollín inferior ............................................... 108 Figura 4.8 Mapa de permeabilidades de hollín inferior ...................................................... 109 Figura 4.9 Mapa de saturación de agua de hollín inferior .................................................. 110 Figura 4.10 Mapa de Iso-Hidrocarburos de hollín inferior................................................. 111 Figura 4.11 Mapa de iso hidrocarburos de hollín inferior .................................................. 112 Figura 4.12 Sección sísmica WE del pozo Sac-X1 ................................................................ 113 Figura 4.13 Sección sísmica WE del pozo Sac-X2 ................................................................ 114 Figura 4.14 Vista de planta, ubicación de pozos, coordenadas en superficie y profundidad................................................................................................................................................... 116 Figura 4.15 Ilustración del desplazamiento horizontal de un pozo direccional................. 117 Figura 4.16 Cálculo del desplazamiento horizontal ............................................................ 117 Figura 4.18 Representación de la trayectoria y litologías del pozo Sac-X2 ....................... 122 Figura 4.19 Trayectoria del pozo Sac-X1.............................................................................. 122 Figura 4.20 Representación de la trayectoria y litologías del pozo Sac-X1 ....................... 126 Figura 4.21 Ilustración de la presión de fractura........................................................... 129 Figura 4.22 Cuenca del Oriente Ecuatoriano................................................................. 130 Figura 4.23 Perfil de presiones del campo de aplicación ................................................ 130 Figura 4.24 Ilustración de las Profundidades de Asentamiento de los Revestidores ...... 130 Figura 4.25 Elipse de esfuerzos biaxiales a la deformación permanente ........................... 140 Figura 4.26 Diagrama mecánico del pozo “Sac – X2” ......................................................... 148 Figura 4.27 Diagrama mecánico del pozo Sac – X1 Primera propuesta ............................ 163 Figura 4.28 Efecto de la tensión sobre el colapso de la tubería de revestimiento.............. 168 Figura 4.29 Diagrama mecánico del pozo Sac – X1 Segunda propuesta............................ 171 Figura 5.1 Cuadro comparativo del costo de las tuberías de revestimiento ...................... 183 Figura 5.2 Cuadro comparativo de los costos relacionados con las tuberías de revestimiento............................................................................................................................ 183 Figura 6.1 El Sistema Casing Drilling y PDM ..................................................................... 187 Figura 6.2 Arreglo de motor direccional para tubería de revestimiento ........................... 188 Figura 6.3 Ilustración de la Tecnología Casing Drilling para incremento de ángulo ....... 188 Figura 6.4 El Sistema Casing Drilling y RSS....................................................................... 189 Figura 6.5 Casing Drive System............................................................................................. 190 Figura 6.6 Procedimiento para la adquisición de registros ................................................. 191 Figura 6.7 Ilustración del efecto smear en la perforación con casing................................. 193 Figura 6.8 Componentes del Drill Shoe................................................................................. 194

XIX

Figura 6.9 Drill Shoe 3 ............................................................................................................ 195 Figura 6.10 Water Bushing .................................................................................................... 195 Figura 6.11 Spear Modificado................................................................................................ 196 Figura 6.12 Internal Casing Drive ......................................................................................... 196 Figura 6.13 Configuración del Over Drive – Tork Drive .................................................... 197 Figura 6.14 Rotación del sistema de coordenadas................................................................ 200 Figura 7.1 Relación de tiempo empleado entre la perforación convencional y la ............. 207 perforación con tubería de revestimiento en Wyoming (USA) ........................................... 207 Figura 7.2 Relación de tiempo empleado entre la perforación convencional y la ............. 209 perforación con tubería de revestimiento en Canadá .......................................................... 209 Figura 7.3 Tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un........ 210 pozo mediante la aplicación de Casing DrillingTM................................................................ 210 Figura 7.4 Tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicación de Drilling with CasingTM ................................................................ 213 Figura 7.5 Tiempos empleados para las conexiones en un pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicación de Drilling with CasingTM ....................................................... 213 Figura 7.6 Cálculos de ahorro de costos entre la perforación convencional la aplicación de Drilling with CasingTM ............................................................................................................ 213

XX

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Grado API de las arenas del campo Sacha ............................................................. 5 Tabla 1.2 Porosidad de las arenas del campo Sacha ................................................................ 6 Tabla 1.3 Permeabilidad de las arenas del campo Sacha ........................................................ 6 Tabla 1.4 Factor de recobro por arenas del campo Sacha ..................................................... 8 Tabla 1.5 Valores del Factor de Recobro ............................................................................... 12 Tabla 1.6 Estimación de Reservas Campo Sacha.................................................................. 16 Tabla 1.7 Estado de los Pozos Petroleros del Campo Sacha ................................................. 18 Tabla 1.8 Producción acumulada del Campo Sacha.............................................................. 18 Tabla 2.1 Clasificación de Pozos Horizontales ....................................................................... 25 Tabla 3.1 Diámetros más comunes de las tuberías de revestimiento.................................... 50 Tabla 3.2 Longitudes y rangos de los revestidores ................................................................. 51 Tabla 3.3 Grados de acero de la tubería de revestimiento .................................................... 51 Tabla 3.4 Forma de roscas y conexiones API normalizadas ................................................. 56 Tabla 3.5 Estándares de conexiones y roscas patentadas para tuberías de revestimiento . 56 Tabla 3.6 Valores de C para las ecuaciones 3.3 y 3.4 ............................................................ 59 Tabla 3.7 Tamaño del conejo según ID de la tubería............................................................. 74 Tabla 3.8 Torque aproximado conexión casing-zapata ......................................................... 83 Tabla 3.9 Valores de Torque para la conexión de tuberías de revestimiento ...................... 84 Tabla 3.10 Clasificación API del Cemento.............................................................................. 92 Tabla 4.1 Producción del pozo SAC-192................................................................................. 98 Tabla 4.2 Producción del pozo SAC-210D ............................................................................ 101 Tabla 4.3 Producción del pozo SAC-213D ............................................................................ 102 Tabla 4.4 Coordenadas en profundidad los pozos Sac-X1 & Sac-X2 ................................. 113 Tabla 4.5 Cuadro de coordenadas UTM (CELLARS) ........................................................ 115 Tabla 4.6: Perfiles de Perforación Direccional ..................................................................... 118 Tabla 4.7: Perfiles de los pozos propuestos Sac-X1 & Sac-X2 ............................................ 118 Tabla 4.8 Cálculos direccionales del pozo Sac-X2................................................................ 120 Tabla 4.9 Cálculos direccionales del pozo Sac-X1................................................................ 124 Tabla 4.10 Presiones de formación del Campo Sacha – Well Pad 192............................... 128 Tabla 4.11 Guía para Código de Sobrecarga........................................................................ 130 Tabla 4.12 Gradientes de fractura del Campo Sacha – Well Pad 192................................ 132 Tabla 4.13 Peso de lodo requerido......................................................................................... 134 Tabla 4.15 Tolerancias para el diámetro exterior de la junta del revestidor..................... 144 Tabla 4.16 Tamaños corrientes de brocas............................................................................. 144 Tabla 5.1 Costos de la Tubería de Revestimiento Petroproducción ................................... 174 Tabla 5.2 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-210D ................................ 175 Tabla 5.3 Costos del programa de cementación del pozo Sac-210D................................... 175 Tabla 5.4 Costos del programa de revestimiento del pozo “Sac-X2”ostos del programa de cementación del pozo Sac-210D ............................................................................................. 177 Tabla 5.5 Costos del programa de cementación del pozo “Sac-X2”................................... 178 Tabla 5.6 Costos del programa de revestimiento del pozo “Sac-X1” primera propuesta 179 Tabla 5.7 Costos del programa de cementación del pozo “Sac-X1”................................... 180 Tabla 5.8 Costos del programa de revestimiento del pozo “Sac-X1” segunda propuesta 181 Tabla 5.9 Costos del programa de cementación del pozo “Sac-X1”................................... 182 Tabla 6.1 Consideraciones para la presión de sobrecarga de la formación....................... 198 Tabla 6.2 Selección de la Drill Shoe....................................................................................... 198 Tabla 6.3 Presiones de Sobrecarga del Campo Sacha – Well Pad 192............................... 203

XXI

CAPÍTULO I

DESCRIPCIÓN DEL CAMPO DE APLICACIÓN

Alrededor de un 70% del petróleo producido en la actualidad proviene de los campos

de más de 30 años de longevidad, éste es el caso del Campo Sacha que al momento

se encuentra bajo la operación de la Estatal Ecuatoriana PETROPRODUCCIÓN, misma

que apoya la realización del presente estudio. Es así que con el fin de lograr un

beneficio para la empresa y un desarrollo efectivo de este trabajo se ha fijado el

Campo Sacha como nuestro campo de aplicación. Comenzaremos en este capítulo

con una investigación del mismo, sus condiciones actuales, y proyección a futuro.

1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO SACHA

El campo fue puesto en producción el 6 de julio de 1.972 a una tasa promedia

diaria para ese mes de 29.269 BPPD, incrementándose hasta un promedio de 117.591

BPPD en noviembre de ese mismo año, que es la producción máxima registrada en el

campo. La producción con altos y bajos se mantuvo por sobre los 60.000 BPPD hasta el

año 1.994, luego de lo cual ha venido declinando hasta la actualidad en que su producción

diaria es de alrededor de 45.300 BPPD a noviembre del 2.008, por lo que dentro del área

de operaciones de PETROECUADOR actualmente se constituye el primer campo que

aporta con mayor cantidad de producción de crudo.

1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO

El campo Sacha se encuentra ubicado dentro de la región Amazónica Ecuatoriana en

la Provincia de Orellana al oeste del eje central de la Cuenca Oriente en el lado

levantado de una falla inversa de tendencia general noreste-suroeste; cubre un área

aproximada de 41.514 acres, en una estructura anticlinal.

Geográficamente lo podemos ubicar dentro de las coordenadas: 00º11´00´´ a

00º24´30´´ Latitud Sur y 76º49´40´´ a 76º54´16´´ Longitud Oeste; Posee un relieve

1

suave, con extensos valles relativamente planos debido a los últimos eventos

geológicos.

El Campo Sacha posee los siguientes límites:

Al Norte las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista,

Al Sur los campos Culebra y Yulebra,

Al Este los campos Shushufindi-Aguarico, Limoncocha y Pacay; y,

Al Oeste por los campos Pucuna, Paraíso y Huachito.

Figura 1.1 Ubicación del campo Sacha

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN

1.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

Sacha al igual que otros campos de la región presenta una estratigrafía semejante,

diferenciándose en ciertas composiciones litológicas, propiedades geofísicas

geoquímicas, sucesiones originarias, relaciones de edad y distribución. La figura 1.2

muestra una columna estratigráfica generalizada de este campo.

2

Figura 1.2 Columna Estratigráfica Generalizada del Campo Sacha

Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

3

1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES

ARENISCA "U".- Es una arenisca cuarzosa, con feldespatos y fragmentos líticos en menor

proporción. La matriz predominante es caolinítica y el cemento silíceo. La porosidad descrita

es intergranular y ocasionalmente con disolución y porosidad móldica; su porosidad promedio

es del 17 %. Este yacimiento tiene un espesor neto promedio de 17,75 pies y una salinidad

promedio de 30.000 a 35.000 ppm NaCl.

"T" SUPERIOR.- Consiste en rocas silíceas de matriz arcilla caolinita, puntualmente illita,

caracterizados por la cementación calcáreo-siderítico y la presencia de glauconita, tiene un

espesor total que oscila entre 30 y 100 pies. La distribución de tamaño y desarrollo arenoso es

similar al descrito para “T” inferior.

"T" INFERIOR.- Presencia de abundante glauconita y la cementación siderítica – calcárea. Son

rocas detríticas sucias, como las limolitas areno – arcillosas (limo grueso- arenisca muy fina),

arenitas de cuarzo a cuarzarenitas glauconíticas de grano decreciente fino-muy fino en su

mayoría de matriz arcillas caolinita e illita y hacia la base clorita (cloritización de la glauconita),

cemento calcáreo-siderítico y silíceo; Forma la sección arenosa de la secuencia "T" de mayor

continuidad vertical y lateral. Su espesor total varía entre 20 y 90 pies mientras que el espesor

neto saturado es de 12,5 pies con una salinidad promedio de 20.000 a 25.000 ppm de NaCl.

HOLLÍN SUPERIOR.- Corresponde a una arenisca cuarzosa - glauconítica, calcárea, de grano

fino a medio, con una porosidad media del 14 %. Tiene un espesor saturado de 7,5 pies y una

salinidad de 3.891 ppm NaCl. Se encuentra intercalada de lentes de caliza y lutita.

HOLLÍN INFERIOR.- Consiste en una arenisca cuarzosa, de grano medio a grueso con una

porosidad de alrededor del 18 % en promedio, con ocasionales intercalaciones de niveles

limosos y arcillosos. Tiene un espesor promedio saturado de 60 a 70 pies y una salinidad de

500ppm NaCl.

1.4.1 Características de los Crudos

La gravedad de los crudos de los yacimientos Hollín Inferior, Hollín Superior, "T", "U" y

Tena Basal varía entre 27 y 29° API, donde el contenido de azufre de los crudos Hollín

varía entre 0,40 y 1,10 %P, de los crudos "T" en alrededor del 0,90 % en peso y de los

crudos "U" de 1,20 % en promedio.

4

Los contenidos de Azufre, Níquel y Vanadio del petróleo del yacimiento "T" en general

tienden a ser menores que los de "U" y Tena Basal, mientras que dos muestras

analizadas de crudos Hollín muestran resultados muy disímiles, con una fuerte

variación en el contenido de dichos elementos, a pesar de tener la misma gravedad.

Tabla 1.1 Grado API de las arenas del campo Sacha

ARENA Mínimo Máximo Media

Basal Tena 24,30 29,10 27,16

“U” Inferior 21,60 28,60 26,17

“T“ superior 26,70 26,70 26,70

“T“ inferior 27,00 28,60 27,70

Hollín Superior 23,50 33,30 27,16

Hollín Inferior 18,20 29,30 27,18


Realizado por: Autores

1.5 PROPIEDADES DE LAS ROCAS

Dependiendo del tipo de roca o combinación de rocas que conforman un yacimiento,

existen tres propiedades que le imprimen características particulares y que inciden en

gran medida sobre cuanto hidrocarburo hay originalmente en el yacimiento y cuanto de

este volumen original puede ser producido. Estas propiedades son: porosidad y

permeabilidad, las cuales se determinan a partir de análisis de núcleos de yacimientos

que se cortan durante la perforación de algunos pozos seleccionados para tal

propósito, así como del análisis de registros que se perfilan en la gran mayoría de los

pozos luego de perforados, antes de bajar la tubería de revestimiento.

1.5.1 Porosidad

Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa la

relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.

Se expresa por el porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca

(porosidad total o bruta). Además de esta porosidad total, se define como porosidad

efectiva la correspondiente a huecos interconectados, es decir, el volumen de huecos

5

susceptibles de ser ocupados por fluidos. Este concepto de porosidad efectiva está

directamente relacionado con el de permeabilidad.

Tabla 1.2 Porosidad de las arenas del campo Sacha

ARENA Mínimo

% Máximo

% Media

% Basal Tena 8 22 15,61

“U” Inferior 8 21 14,00

“T“ superior 5 16 10,82

“T“ inferior 6 17 12,69

Hollín Superior 6 19 11,62

Hollín Inferior 9 23 14,90



1.5.2 Permeabilidad

La Permeabilidad es una medida de la capacidad de un medio poroso para conducir

fluidos.

En el modelo empleado para la medición y cálculo de la permeabilidad de un medio

poroso se asume que la capacidad de conducir fluidos es la misma que la capacidad

de inyectar y que la capacidad de producir fluidos.

Tabla 1.3 Permeabilidad de las arenas del campo Sacha

ARENA Mínimo mD

Máximo mD

Media mD

Basal Tena 31,00 3.623,00 619,18

“U” Inferior 3,90 1.850,00 235,34

“T“ superior 1,00 858,10 162,88

“T“ inferior 25,00 385,00 114,09

Hollín Superior 1,00 1.109,00 115,89

Hollín Inferior 2,00 7.171,00 551,80



6

1.6 MECANISMOS DE EMPUJE DEL YACIMIENTO

El comportamiento primario de los reservorios de petróleo es dictado por fuerzas

naturales de viscosidad, gravedad y capilares. Los mecanismos naturales de

producción que influyen en el comportamiento del reservorio son los siguientes:

√ Expansión de flujo y de la roca

√ Empuje por gas en solución

√ Empuje por capa de gas

√ Empuje hidráulico

√ Segregación gravitacional

Para determinar el mecanismo de producción de cada uno de los reservorio se

analizó: la historia de presiones, y de producción de fluidos, pues durante el desarrollo

de un reservorio debe considerarse que en su etapa inicial se produce una expansión

de fluidos, de gas y de roca debido al diferencial de presión creado con la perforación

del pozo productor, luego se tiene un estado en el cual el reservorio empieza a

estabilizarse, es entonces donde se puede determinar cual es el mecanismo de

producción predominante, para lo cual es necesario analizar el comportamiento

productivo de los fluidos y su declinación anual, ya que en este período el mecanismo

de producción es directamente proporcional con la producción.

En el campo Sacha se ha establecido la presencia de acuíferos laterales para los

yacimientos de la formación Napo. La arena “U” inferior presenta dos acuíferos

laterales claramente definidos, uno se inicia por el flanco Noreste afectando la parte

Norte y el otro en la parte Sur-Oeste afectando la parte central del campo.

En el reservorio “T” inferior existe un acuífero lateral que viene del Noreste del campo

afectando en mayor grado el área Norte. El acuífero lateral del yacimiento “U" es el

principal mecanismo de producción, con el tiempo ha venido inundando y

disminuyendo la parte Centro-Noreste del reservorio; además, en esta área se ubican

los pozos inyectores, los que estarían alimentando al acuífero.

En Hollín se tiene la participación de un acuífero de fondo activo, el cual contribuye a la

producción.

7

1.7 FACTOR DE RECOBRO

El factor de recobro tiene relación directa con el mecanismo de producción del

yacimiento, sea este por empuje hidráulico, expansión de fluidos o roca.

Para los reservorios de este campo se determinó que de acuerdo al comportamiento

de producción de los fluidos del mismo, siendo los mecanismos principales para la

recuperación de petróleo una combinación de empuje lateral natural del acuífero y la

expansión de petróleo y roca, razón por la cual la declinación de la presión en estos

yacimientos no han disminuido considerablemente respecto a la producción.

Tabla 1.4 Factor de recobro por arenas del campo Sacha

ARENA Media

Tena 5 - 30% Petróleo Original en Sitio (POES)

Napo 20 - 40% Petróleo Original en Sitio (POES)

Hollín 10 – 70% Petróleo Original en Sitio (POES)

Fuente: Bibliografía


1.7.1 Cálculo del factor de recobro a partir de las curvas de declinación de producción

Cuando existen suficientes datos de producción, y la producción está declinando,

como es el caso de nuestro campo de aplicación, las curvas de producción realizadas

con estos datos, ya sea de pozos, yacimientos o del campo, pueden ser extendidas

(extrapolar los datos) para indicar el comportamiento productivo futuro de los mismos.

El análisis de las curvas de declinación se basa en lo siguiente:

√ Lo que ha sucedido en el pasado será consecuencia para el futuro.

√ La mayor parte de los pozos de un campo, muestran una caída de presión

constante.

√ El fluido evaluado, el cual es de una sola fase, se produce a partir de intervalos de

producción completados y con un comportamiento homogéneo.

√ Lo más importante en el uso de las curvas de declinación es suponer que todos los

factores que influyen en la curva sean válidos a través de la vida productiva del

reservorio.

8

En la práctica, muchos factores influyen en las ratas de producción y

consecuentemente, las curvas tienden a declinar, algunos de estos factores son:

declinación en la presión de yacimiento, cambios en los métodos de producción,

reacondicionamientos, tratamientos de pozos, rupturas en tuberías, condiciones

climáticas y de mercado, etc.

Se puede obtener la siguiente información mediante el análisis de las curvas de

declinación:

1. Reservas de petróleo original y reservas remanentes al momento del análisis.

2. Vida productiva remanente del campo, reservorio o pozo.

3. Factor de recobro del campo.

4. Tasas de producción futuras.

En esta sección obtendremos el factor de recobro de nuestro campo de aplicación

analizando las curvas del comportamiento del Corte de agua (BSW) al 95% vs.

Producción acumulada de cada reservorio.

Figura 1.3 Declinación de la producción “BT”

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 65.000.000 130.000.000 195.000.000 260.000.000PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO (BBLS)

BSW

(%)

27.500.000

Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN Realizado por: Autores

9

Figura 1.4 Declinación de la producción “U”

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 50.000.000 100.000.000 150.000.000 200.000.000 250.000.000PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO (BBLS)

BSW

(%)

220.000.000


Figura 1.5 Declinación de la producción “T Inferior”

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 30.000.000 60.000.000 90.000.000 120.000.000 150.000.000PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO (BBLS)

BSW

(%)

127.000.000

Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN


10

Figura 1.6 Declinación de la producción “T Superior”

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


BSW

(%)

270.000.000



Figura 1.7 Declinación de la producción “Hollín Superior”

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 175.000.000 350.000.000 525.000.000 700.000.000

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO (BBLS)

BSW

(%)

480.000.000



11

Figura 1.8 Declinación de la producción “Hollín Inferior”

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


BSW

(%)

144.000.000



Los resultados obtenidos para el cálculo de los factores de recobro por este método se

presentan en la siguiente tabla:

Tabla 1.5 Valores del Factor de Recobro

FACTOR DE RECOBRO [%] CURVAS DE DECLINACION

YACIMIENTOS Basal Tena Napo “U” Napo “T“ Hollín

POES [N] 67.692.332 762.615.924 483.325.941 2.137.516.953 PRODUCCION ACUMULADA [NP]

AL 95% BSW 27.500.000 220.000.000 127.500.000 480.000.000

FR [NP/N] 41% 29% 26% 22%


1.8 RESERVAS DEL CAMPO

El Campo Sacha es el segundo campo más grande de la Cuenca Oriente, con un total

calculado del Petróleo Original en Sitio (POES) de 3.451 millones de barriles

distribuidos de la siguiente manera: el 61,93% localizado en Hollín, el 36% en Napo y

el 2,07% en Basal Tena; las reservas recuperables se han calculado en 1.198 millones

12

de barriles con un factor de recobro en promedio del 34,13%, las reservas

recuperadas acumuladas son de 730 millones de barriles.

1.8.1 Curvas de declinación

Se conoce como curvas de declinación a las curvas que resultan de graficar la tasa de

producción de petróleo de un yacimiento, pozo o campo versus tiempo.

Son utilizadas para analizar o predecir la producción de dicho pozo o grupo de pozos y

calcular las reservas de los mismos.

Para generar la curva tiene que reunir dos aspectos: 1. El valor tiene que ser una función más o menos continua de la variable

dependiente y cambiar y cambiar de una manera uniforme.

2. Debe haber un punto final conocido. El proceso de extrapolación es por lo tanto estrictamente de naturaleza empírica, y

una expresión matemática de la tendencia de la curva basada en una consideración

física del reservorio puede ser puesto para casos pequeños.

Los dos tipos más importantes de curvas son caudal/tiempo (Historia de Producción) y

propiamente la curva de declinación (Predicción de Producción), si a esto lo

complementamos con los costos de operación, se hace posible determinar con

exactitud la rata del límite económico y este es el punto final de la curva.

Mientras que el límite económico se da cuando los costos de producción se igualan al

valor del hidrocarburo producido.

1.8.1.1 Tipos de curvas de declinación

Existen tres tipos básicos de curvas de declinación: exponencial o constante,

hiperbólica en la que se supone que la tasa de declinación es proporcional a la tasa de

producción y armónica que es un caso especial de la declinación hiperbólica.

√ Declinación Exponencial

√ Declinación Hiperbólica

√ Declinación Armónica

13

1.8.1.1.1 Declinación Exponencial

La declinación de la producción de un pozo varia en forma constante con respecto al

tiempo, de aquí podemos obtener la producción a lo largo de un periodo de tiempo y

realizar el perfil de producción de un pozo.

Ec 1.1 taeqiq ×−×=

Donde: q= caudal de petróleo, qi= caudal inicial de petróleo, a = declinación constante, t = tiempo

1.8.1.1.2 Declinación Hiperbólica

Esta declinación no es constante y varía en función de la tasa de producción. A mayor

tasa de producción, debe haber una mayor tasa de declinación.

( ) ntain

qiq 1**1+

= Ec 1.2

Donde: q= caudal de petróleo, qi= caudal inicial de petróleo, a = declinación constante, n = 0,5 cte

Figura 1.9 Predicción de producción Hollín Superior vs. Tiempo

100

1000

10000

100000

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025Tiempo (Años)

Cau

dal d

e Pe

tról

eo (B

PPD

)

Producción Hs Declinación Hiperbólica Declinación Constante Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN


14

Figura 1.10 Predicción de producción T Inferior vs Tiempo

100

1000

10000

100000

1970 1977 1984 1991 1998 2005 2012 2019 2026 2033 2040Tiempo (Años)

Cau

dal d

e Pe

tról

eo (B

PPD

)

Producción Ti Declinación Hiperbólica Declinación Constante Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN


Figura 1.11 Predicción de producción Napo “U” vs Tiempo

100

1000

10000

100000

1994 2001 2008 2015 2022 2029 2036 2043 2050 2057 2064 2071Tiempo (Años)

Cau

dal d

e Pe

tról

eo (B

PPD

)

Producción U Declinación Hiperbólica Declinación Constante Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN


15

Figura 1.12 Predicción de producción Basal Tena vs Tiempo

1

10

100

1000

10000

1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030Tiempo (Años)

Cau

dal d

e Pe

tról

eo (B

PPD

)

Producción BT Declinación Hiperbólica Declinación Constante Fuente: Departamento de Yacimientos, PETROPRODUCCIÓN


Tabla 1.6 Estimación de Reservas Campo Sacha

ESTIMACIÓN DE RESERVAS

YACIMIENTOS Basal Tena Napo “U” Napo “T“ Hollín

RESERVAS PROBADAS (BLS)

17.619.967 304.436.277 184.920.505 691.059.231

PRODUCCION ACUMULADA [NP] al

31/12/2008 16.315.141 182.272.237 86.233.721 445.178.901

RESERVAS REMANENTES Bls al 31/12/2008

1.304.826 122.164.040 98.686.784 245.880.330


1.9 PRODUCCIÓN DEL CAMPO

El campo sacha produce 45.300 BPPD (noviembre 2.008), por lo que dentro del área de

operaciones de PETROECUADOR actualmente es el primer campo que aporta con

mayor cantidad de producción de crudo, el mismo que en su gran parte proviene del

yacimiento hollín. La figura 1.10 indica la producción de este campo desde sus inicios.

16

Figura 1.13 Producción vs Tiempo del Campo Sacha

20.000

29.000

38.000

47.000

56.000

65.000

74.000

83.000

92.000

1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011

Tiempo del Campo Sacha (años)

Prod

ucci

ón (b

bls)



Cuando se extrae petróleo de un yacimiento, tarde o temprano el agua proviene de un

acuífero subyacente o de pozos inyectores, ésta se mezcla y es producida junto con el

petróleo. Al tener el Campo Sacha un mecanismo de empuje hidráulico, la presencia

de agua es aun más significativa, llegando los 1.356.458 BAPM (barriles de agua por

mes), con un acumulado de 425.163.862 barriles de agua.

Este flujo de agua luego invade la tubería de producción y las instalaciones de

procesamiento en la superficie y, por último, se extrae se la trata y gran parte de ella

se la reinyecta, o bien se inyecta para mantener la presión del yacimiento.

1.10 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

1.10.1 Pozos Perforados

Al momento de la realización de esta investigación nuestro campo de aplicación

cuanta con un total de 196 pozos perforados, incluyendo pozos cerrados, de

inyección, y de reinyección de agua, siendo 141 pozos entre verticales, direccionales y

17

horizontales, los que se encuentran produciendo las arenas Basal, Tena, Napo “U”,

Napo “T” y Hollín.

Tabla 1.7 Estado de los Pozos Petroleros del Campo Sacha

Estado de los Pozos Condiciones de Operación

Número de Pozos

Flujo Natural 5 Bombeo Hidráulico 107 Pozos en Producción

BES 29 Abandonados 38 Pozos Cerrados

Secos 5 Inyectores 6 Pozos de Agua

Reinyectores 6 Fuente: Ingeniería de Petróleos Sacha, PETROPRODUCCIÓN


Tabla 1.8 Producción acumulada del Campo Sacha

YACIMIENTOS BLS Petróleo BLS agua MPC

Basal Tena 15.771.662 1.962.859 2.411.980

Napo “U” 176.320.446 24.245.480 39.694.132 Napo “T” 83.419.766 14.082.653 24.090.113

Hollín 430.687.635 365.044.300 14.309.965

TOTAL 706.199.509 405.335.293 80.506.190


La tabla 1.12 presenta la producción acumulada de cada arena productora del campo,

la misma esta actualizada al mes de diciembre del 2.007, este balance por lo general

se lo realiza a inicios del nuevo año, por lo que, los valores correspondientes hasta

diciembre del 2.008 se lo realizará en los primeros meses del 2.009

1.11 El Futuro del Campo Sacha

Ecuador invitó a Venezuela a ejecutar conjuntamente por sus empresas estatales

PETROECUADOR y PDVSA, la rehabilitación y modernización integral de las

instalaciones de Sacha, a efectos de optimizar e incrementar la producción en éste

campo.

18

Para esto se ha creado la empresa de cooperación mixta denominada “Río Napo”

donde PETROECUADOR participa con el 70% del campo, mientras PDVSA lo hace con

el 30%. En el estudio realizado por PDVSA y PETROECUADOR, se estima que se

puede elevar su producción hasta 75.000 BPPD en los próximos 4 años con un

estimado de inversión de 110 millones de dólares promedio por año.

19

CAPÍTULO II

TECNOLOGÍA DE LA PERFORACIÓN

Las bases de todo proceso de ingeniería recaen en los fundamentos técnicos, los dos

siguientes capítulos presentan los elementos conceptuales relacionados con la

perforación direccional y tuberías utilizadas para revestir los pozos petroleros, de esta

manera se deja en claro conceptos y teorías utilizadas para este estudio.

2.1 PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS

En términos generales la perforación de un pozo petrolero consiste en penetrar las

formaciones de la corteza terrestre, utilizando un apropiado programa de brocas de

perforación a medida que se avanza en profundidad. Se perforan hoyos de diferentes

diámetros de mayor a menor a lo largo del pozo. Cada hoyo es protegido mediante la

corrida y cementación de tuberías de revestimiento de diámetros adecuados.

El objeto final es suministrar un conducto, del yacimiento a la superficie que permita

extraer con carácter comercial los fluidos del yacimiento, todos los pozos perforados

proporcionan información geológica con el propósito de explotar racionalmente el

yacimiento y de valuar y descubrir nuevos recursos. En este camino la perforación ha

experimentado diferentes cambios desde la perforación de pozos rectos hasta la

construcción de pozos desviados.

2.2 PERFORACIÓN VERTICAL

Inicialmente fue la principal técnica de perforación para el desarrollo de los campos,

esta consiste en perforar un hoyo en línea recta desde la superficie hasta la

profundidad final. Mientras más profundo esté el yacimiento petrolífero, más control

exige la trayectoria de la broca para mantener el hoyo recto. En la práctica se acepta

una cierta desviación del hoyo de la vertical dado a los diferentes factores geológicos y

mecánicos que se presentan. La perforación de pozos verticales sigue siendo la

primera opción en cuanto a pozos exploratorios, inyectores y reinyectores, por la

20

facilidad de bajar la tubería de revestimiento y sobre todo por que representa menos

costos tanto para eliminación de recortes como en materia de tubulares y cementos.

A raíz de las experiencias obtenidas de las desviaciones fortuitas durante el progreso

de una perforación vertical, nació y se desarrolló el concepto de perforar en forma

controlada manteniendo un grado de inclinación deseado, con rumbo y

desplazamientos laterales hacia un objetivo predeterminado. Surge así la perforación

direccional, permitiendo intencionalmente perforar pozos desviados.

2.3 PERFORACIÓN DIRECCIONAL

La Perforación Direccional se ha consolidado como una de las técnicas mas usadas

para la extracción de hidrocarburos, esta consiste en dirigir el curso del agujero a lo

largo de una trayectoria predeterminada para llegar en el fondo a un objetivo

localizado a una distancia horizontal dada desde un punto directamente debajo del

centro de la mesa rotaria del equipo de perforación.

Esta técnica de perforación permite construir varios pozos desde una misma

plataforma terrestre evitando montar plataformas de perforación (well pad) individuales

para cada pozo, por consiguiente se tiene una menor disminución de la superficie

biótica del entorno, razón por la cual en nuestros días se encuentra en pleno apogeo.

Figura 2.1 Representación de la perforación direccional


Actualmente factores relacionados con salud seguridad y medio ambiente obligan a

ser objetivos en cuanto a la perforación de pozos por lo que direccionar el pozo indica

ser una de las mejores alternativas para llegar con excelente precisión al objetivo

21

geológico planificado, a continuación mencionamos algunas causas que ha llevado a

la perforación direccional a ser una de las mejores opciones para la extracción de

hidrocarburos.

Pozos múltiples desde una estructura artificial (Offshore & Onshore drilling)

Control de reventones en otros pozos (Relief Well)

SAGD (Drenaje Gravitatorio de Vapor Asistido)

Múltiples arenas desde un pozo

Pozos de alcance extendido

Exploración desde un pozo

Locaciones inaccesibles

Perforación horizontal

Desvío (Sidetrack)

2.3.1 Tipos de Pozos Direccionales

Los pozos direccionales poseen una clasificación la cual dependerá de la forma que

tome el ángulo de inclinación en lo que corresponde a su trayectoria dentro del hoyo.

Existen varios tipos de pozos direccionales, los perfiles más comunes en el oriente

ecuatoriano son:

2.3.1.1 Perfil tipo tangencial o “J” invertido

Su descripción básica se detalla a continuación: (ver figura 2.2)

Una sección vertical hasta el punto de arranque (K.O.P)

Una sección de incremento de inclinación (build section)

Una sección tangente con inclinación constante (tangent or hold section)

Figura 2.2 Build – Hold Well Profile


22

2.3.1.2 Perfil tipo S

Este perfil es denominado tipo S por su trayectoria hacia el objetivo predeterminado,

su descripción básica es: (ver figura 2.3)


Una sección de incremento de inclinación (build section)


Una sección de disminución de inclinación (drop section)

Figura 2.3 S Profile Well


2.3.1.3 Perfil tipo horizontal

Su descripción básica es: (ver figura 2.4)


Una sección de incremento de inclinación (build sección 1)


Una segunda sección de incremento de inclinación (build section 2)

Una sección horizontal

Figura 2.4 Horizontal Profile Well

Fuente Bibliografía

23

2.4 PERFORACIÓN HORIZONTAL

La perforación horizontal, ha tomado un impresionante auge en los últimos años en

regiones productoras de todo el mundo ya que esta bajo ciertas condiciones

favorables, puede incrementar drásticamente la producción de yacimientos

heterogéneos verticalmente fracturados. Más aún, el índice de recuperación aumenta

tanto que ya es considerada por los expertos como un medio de recuperación

secundaria.

Los pozos horizontales son pozos de alto ángulo >85° con respecto a la vertical, se los

aplica para mejorar el desempeño del yacimiento, ya que se coloca una sección larga

del pozo dentro del yacimiento lo que permite obtener una mayor exposición al

yacimiento por lo tanto una mayor recuperación de hidrocarburos.

Los pozos horizontales son más opcionados en yacimientos delgados ya que estos no

deben ser excesivamente largos para mejorar la producción de un pozo vertical, en el

mismo yacimiento. Como regla general, asumiendo que la permeabilidad horizontal es

igual a la permeabilidad vertical (Kh = Kv), los pozos horizontales producen más que

los pozos verticales cuando la longitud horizontal excede el espesor de la formación

productora. La producción de un pozo horizontal, o de alto ángulo, se reduce

drásticamente si la permeabilidad vertical es representativamente menor que la

permeabilidad horizontal. Los yacimientos con bajas relaciones de permeabilidad,

donde Kh>Kv, no son buenos candidatos para ser perforados horizontalmente a

menos que la longitud lateral exceda en gran medida el espesor de la formación.

Figura 2.5 Pozo horizontal


24

La perforación horizontal puede proveer una solución óptima en situaciones

específicas donde es necesario lo siguiente:

Incrementar la producción en reservorios consolidados

Mejorar la recuperación y el drenaje del reservorio

Espaciar y reducir el número de pozos en proyectos de desarrollo y de inyección

Controlar problemas de conificación de gas/agua

Para realizar este tipo de perforaciones se deben considerar los siguientes aspectos:

Espesor vertical del yacimiento

Relación de permeabilidad Kh vs Kv

Efecto de las barreras de permeabilidad vertical

Estimación de la productividad

Modelo de productividad

Los pozos horizontales se categorizan en relación con su Tasa de Aumento de Ángulo,

su Radio de Curvatura y con el Alcance Horizontal, (ver tabla 2.1) así mismo se

muestra la recomendación del tamaño o diámetro del hoyo para su implementación.

Tabla 2.1 Clasificación de Pozos Horizontales

TIPO DE POZO TASA DE AUMENTO RADIO DE

CURVATURA

ALCANCE

HORIZONTAL

DIAMETRO DEL

HOYO

LARGO 2 a 6 grados/100' 1000' a 3000' 3281' 81/2" - 12 1/4"

MEDIO 6 a 29 grados/100' 200' a 1000' 1641' 6" - 81/2"

CORTO 29 a 286 grados/100' 20' a 200' 656' 6"


2.5 HERRAMIENTAS USADAS PARA LA DIRECCIÓN

Para conseguir la desviación necesaria de un pozo hacia el objetivo fijado las

herramientas a continuación mostradas son las más utilizadas en materia de

perforación direccional.

25

2.5.1 HERRAMIENTAS DEFLECTORAS

2.5.1.1 Bent Sub

Es una herramienta que se coloca directamente arriba del motor de fondo y obliga a la

broca a seguir un determinado arco de curvatura mientras perfora.

Figura 2.6 Bent Sub


La conexión de esta herramienta (pin) es maquinado con un ángulo de de 1 a 3º de la

vertical en incrementos de ½º, y viene en diferentes diámetros para ser compatible con

la caja (box) del motor de fondo.

2.5.1.2 Brocas de perforación “Jetting”

Son brocas de tamaño convencional pudiendo tener una configuración de salida del

fluido a través de sus orificios o jets, con uno o dos chorros de mayor tamaño y uno o

dos ciegos y uno de gran tamaño. La fuerza hidráulica generada por el fluido erosiona

una cavidad en la formación, lo que permite dirigirse en esa dirección, haciendo que el

pozo se separe de la vertical. Este método, es generalmente usado en formaciones

semi-blandas y blandas, el mismo es conocido con el nombre de jetting; la perforación

se realiza en forma alternada, es decir se jetea y luego se rota la sarta.

26

Figura 2.7Jetting



2.5.1.3 Cuchara Recuperable

Se utiliza para iniciar el cambio de inclinación y dirección de un hoyo. Generalmente,

cuando se requiere salirse lateralmente del hoyo. Consta de una larga cuña invertida

de acero, cóncava en un lado para sostener y guiar la sarta de perforación.

Figura 2.8 Cuchara Recuperable



27

2.5.1.4 Cuchara Permanente “Whipstock”

Este tipo de herramienta queda permanente en el pozo, sirviendo de guía a cualquier

trabajo requerido en él. Su principal aplicación es desviar a causa de una obstrucción

o colapso de un revestidor (sidetracks). Esta herramienta es conocida con el nombre

de Whipstock.

Figura 2.9 Whipstock



2.5.1.5 Motores de fondo

Son motores de desplazamiento positivo que crean transmisión de potencia o torque a

la broca mediante el fluido de perforación sin tener movimiento la sarta de perforación.

Figura 2.10 Motor de desplazamiento positivo



28

La potencia del motor es generada por una geometría rotor/estator. Ambos, el rotor y

el estator, tienen lóbulos helicoidales que se unen para formar cavidades helicoidales

selladas. El flujo de fluido de perforación a través de estas cavidades obliga al rotor a

moverse.

La sección de potencia de los motores puede ser configurada de acuerdo a las

condiciones de perforación, la dureza de la formación a perforar, el tipo de broca, la

tasa de flujo, etc. Los rangos de los motores van desde alta velocidad y bajo torque

hasta baja velocidad y alto torque. Por ejemplo, una configuración 1:2 significa que el

motor es de alta velocidad y bajo torque (rotor de un lóbulo y estator de dos), mientras

que una configuración 7/8 denotaría un motor de alto torque y baja velocidad (rotor de

7 lóbulos con estator de 8 lóbulos); la figura 2.8 muestra las configuraciones de un

rotor y estator.

Figura 2.11 Configuración Rotor / Estator

1/2

5/6 7/8

3/42/3

9/10

1/2

5/65/6 7/87/8

3/43/42/32/3

9/109/10

Fuente: Bibliografia

La potencia del motor es casi linealmente proporcional a la tasa de flujo y el torque es

proporcional a la caída de presión generada. Esta relación de presión de entrada a

torque de salida permite al perforador direccional detectar fácilmente condiciones

anormales de operación que llevarían a que el motor se frene.

2.5.1.6 Motores de Turbina

Las turbinas también funcionan por medio del fluido de perforación, este pasa y choca

internamente en las aletas del metal, haciendo que se cree una alta velocidad de

rotación, mayor inclusive que la del motor de desplazamiento positivo.

29

Las turbinas tienden a ser más largas que un PDM y su velocidad es mucho mayor,

generalmente cerca de 1000 RPM lo que las hace ideales para correr brocas

impregnadas con diamante natural para formaciones extremadamente duras. No usa

estatores o material elastomérico, haciéndolas más resistentes a fluidos agresivos y a

altas temperaturas.

Figura 2.12 Motor de turbina



Para ambos casos (motor de desplazamiento positivo o turbina de fondo), se necesita

tener una junta desviada de su eje axial o una camisa desviada cerca de la broca y

con uno o mas estabilizadores, que permita crear el ángulo de inclinación inicial y

orientar el hoyo al objetivo planificado.

2.5.2 HERRAMIENTAS AUXILIARES

2.5.2.1 Estabilizadores

Herramienta que tiene como función principal evitar el acercamiento de la sarta de

perforación a las paredes del pozo. Así mismo evitar perforar un pozo en forma

escalonada. Existen varios tipos de estabilizadores de acuerdo al uso que se requiera.

Figura 2.13 Tipos de estabilizadores


30

Para la perforación direccional, los estabilizadores distribuidos en la sarta de

perforación en posiciones específicas con respecto a la broca, permite el control de la

desviación para aumentar, mantener y disminuir el ángulo de inclinación del pozo.

Figura 2.14 Arreglo de estabilizadores para construir ángulo

Figura 2.15 Arreglo de estabilizadores para mantener ángulo

31

Figura 2.14 Figura 2.15 Arreglo de estabilizadores para disminuir ángulo


2.6 HERRAMIENTAS USADAS PARA EL CONTROL DIRECCIONAL

El control direccional para la mayoría de los pozos de hoy con trayectoria controlada,

se hace a través de dos tipos básicos de BHA’s: BHA’s deslizados con motores de

fondo y BHA’s rotarios. Los principales métodos de deflexión tales como whipstocks o

jetting, no son tan comunes como en el pasado. Así como tampoco es común el uso

de herramientas de registro de desviación con cable como steering tools o single shot.

Éstas han sido reemplazadas por herramientas de tercera generación para la

adquisición de registros durante la perforación.

2.6.1 Investigación mientras se perfora

Para construir pozos más eficientes y efectivos, la obtención de registros de

desviación en tiempo real mientras se perfora y registros eléctricos en tiempo real, es

posible mediante las herramientas MWD (MeasurementWhileDrilling) y LWD

(LoggingWhileDrilling) respectivamente.

32

2.6.1.1 MWD

edición mientras se perfora, esta herramienta dotada de un complejo sistema de

Mejora el control y determinación de la posición de la mecha o broca

sión diferencial

trayectoria del pozo las

mero de correcciones con motores de fondo en

.6.1.2 LWD

egistros mientras se perfora, esta herramienta revela la naturaleza de las

xisten diferentes herramientas LWD con las cuales se obtienen registros como: rayos

M

telemetría permite continuamente conocer el lugar exacto de la trayectoria del pozo en

cuanto a su inclinación y dirección, lo hace mediante el envió de señales utilizando

para ello pulsos a través del fluido de perforación. Es sensible a ruidos o vibraciones,

para lo cual es necesario un acoplamiento previo a los equipos de superficie, su

colocación va dentro o encima los no magnetic drill collars o Monel y se lo hace junto

con el resto del BHA. Algunas de sus ventajas principales son:

Reduce el tiempo de registros o surveys

Reduce el riesgo de atascamiento por pre

Reduce anticipadamente por efecto de corrección de la

posibles patas de perro severas

Reduce considerablemente el nú

los pozos

2

R

formaciones de la roca perforada e identifica la ubicación probable de los

hidrocarburos. La resistividad de formación en tiempo real, la información sobre la

litología y la porosidad adquirida durante la perforación permite a los geólogos evaluar

y visualizar la formación alrededor del pozo, así mismo detectar y cuantificar las zonas

potenciales cuando estas son interceptadas y al contar con diferentes profundidades

de investigación aseguran la detección de invasión de lodo, indican zonas permeables

y contacto agua-aceite. En resumen, todas estas características ayudan a determinar

la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento.

E

gamma, densidad de la formación, sónico de porosidad y otros dependiendo de las

necesidades que se tengan. Esta visión mas clara del pozo y su posición dentro del

reservorio le brinda al ingeniero una fuente de información que mejora la toma de

decisiones a medida que la perforación progresa, reduciendo el riesgo en áreas que

son geológicamente complejas o bien no son muy conocidas.

33

2.7 TÉCNICAS DE PERFORACIÓN

nes de perforación busquen llegar al

.7.1 La Técnica de Deslizamiento

a perforación en el modo deslizamiento se refiere a la perforación realizada con un

xtraordinaria, se requiere una extrema

periodos de perforación por deslizamiento la falta de rotación de la tubería

La Técnica de Rotación

n la perforación en el modo rotacional existe una doble rotación, la del motor de

fondo ó de la turbina y la de la mesa rotaria o top drive. Se la ejecuta para mantener el

ángulo de inclinación en el pozo.

Geologías complejas, hacen que las operacio

objetivo planeado empleando una combinación de técnicas las cuales sean las mas

apropiadas para cada sección del pozo, dependiendo de la configuración local de los

estratos y operaciones direccionales se elige perforar en el modo de deslizamiento o

en el modo rotacional con el fin de asegurar una perforación exitosa del pozo.

2

L

motor o turbina accionado por el lodo de perforación, que hace rotar la broca en el

fondo del pozo sin hacer rotar la sarta de perforación desde la superficie. Se ejecuta

donde sea necesario construir o descender el ángulo de inclinación en el pozo, para

esto el motor se orienta rotando la sarta muy despacio utilizando las señales del MWD

para determinar la posición de la cara de la herramienta deflectora (toolface) en alta

(hightoolface) o en baja (lowtoolface), una vez que se alcanza la orientación

determinada, la sarta de perforación se “desliza” (avanza perforando sin rotar la sarta)

La combinación de estabilizadores y el codo genera una carga lateral en la broca

causando como resultado que la broca perfore en la dirección de la “toolface”.

Si bien esta técnica ha funcionado en forma e

precisión para orientar correctamente la sección curva del motor debido a la

elasticidad torsional de la sarta de perforación.

Durante los

disminuye la capacidad del fluido de perforación de remover los recortes de manera

que se puede formar un colchón de recortes sobre el lado inferior del hoyo. Así mismo

la rata de penetración óptima (ROP) disminuye en comparación con métodos actuales

de construcción de ángulo por lo que existe un mayor riesgo de pega de la tubería y se

debe repasar varias veces el hueco para lograr el ángulo deseado.

2.7.2

E

34

Esta existencia de dos canales de transmisión de energía al fondo (la energía

mecánica del rotor al girar toda la sarta y la energía hidráulica de las bombas o

compresores) transmite a la broca una energía mecánica relativamente grande

ada por el diámetro y la posición de los

stabilizadores. Usualmente, el motor se configura para que perfore recto en el modo

términos económicos

, por el momento, es el método de perforación direccional más utilizado.

on el fin de mejorar la eficiencia de las operaciones de perforación hacen su

y Steerable System”

SS por sus siglas en ingles), estos tienen la capacidad de perforar direccionalmente

(ROP, por sus siglas

n inglés) reduciendo costos por tiempos no productivos. La rotación continua

incrementando la rata óptima de perforación (ROP), disminuyendo el peligro de pega

de tubería, suspensión y apretadura.

Cuando se rota, el motor ó turbina se comporta como un BHA rotatorio en donde la

tendencia direccional está determin

e

rotatorio aunque se puede configurar para tumbar ángulo o construir mientras se rota.

Al aplicar esta técnica se debe tomar en cuenta que las desviaciones del pozo

incrementan la flexión de la sarta de perforación en rotación y elevan el peligro de su

rotura, así como también se tiende a la formación de cavernas.

A pesar de estos problemas, la perforación direccional con motor de fondo ó turbina en

el modo deslizamiento o rotacional sigue resultando efectiva en

y

2.8 SISTEMAS DIRIGIBLES DE PERFORACIÓN ROTATORIA

C

aparición los sistemas dirigibles de perforación rotatoria “Rotar

(R

mientras toda la sarta de perforación se encuentre en rotación.

Al rotar continuamente la sarta de perforación se transfiere el peso a la broca en

forma más eficaz, lo que aumenta la velocidad de penetración

e

también mejora la limpieza del pozo por que mantiene en mayor movimiento el fluido

y los recortes de perforación, permitiendo que fluyan fuera del pozo en vez de

acumularse formando un colchón de recortes, reduciendo el riesgo por

aprisionamiento mecánico y diferencial al mantenerse la columna de perforación en

continuo movimiento. Esto ha llevado a mejorar la calidad del pozo disminuyendo la

tortuosidad y espiralamiento causado por los motores dirigibles. El resultado neto es

un pozo más suave, más limpio y más largo, perforado en forma más rápida y con

menos problemas de atascamiento de las tuberías y de limpieza del pozo.

35

Figura 2.16 Calidad del agujero PDM vs RSS


Cuanto mejor es la calidad del pozo resultante, menos complicado resulta la

evaluación de formaciones. Razones por las que los sistemas rotativos direccionales

se han convertido en parte esencia perforación.

s sistemas

cluyen herramientas que facilitan la perforación de secciones horizontales largas,

r Sperry Drilling

en sus series Geo – PilotTM y consiste en el direccionamiento

ando dirigir con precisión el pozo en la

.

y

l de muchos programas de

Este despliegue de tecnología ha llevado a los proveedores de servicios ha

desarrollar una amplia variedad de sistemas rotativos direccionales adecuados con

fines específicos así nace la tecnología Point-the-Bit & Push-the-Bit. Esto

in

sistemas para ambientes accidentados y rigurosos, e incluso sistemas diseñados

específicamente para perforar pozos verticales.

2.8.1 Point-the-bit

El Sistema Dirigible Rotatorio “point – the – bit” ha sido desarrollado po

Services de Halliburton

de la broca al rotar la sarta de perforación logr

trayectoria de la curva planeada

Figura 2.17 “Point – the – bit” Rotar Steerable System


36

El sistema “point – ostenido por dos

cojinetes o soportes dentro de un alojamiento exterior que mide aproximadamente 18

pies de longitud. Los sellos rotatorios, en cada extremo, encierran la herramienta

completamente. La parte superior de la herramienta es conectada en la forma

convencional por medio de la tubería de perforación hasta el top – drive y así la

energía rotatoria es transmitida a la broca de perforación. El alojamiento exterior de la

herramienta tiene libertad de movimiento hacia la parte inferior del hueco (axialmente)

pero es restringido para rotar debido al estabilizador de referencia en el extremo

superior del alojamiento. Este e res juegos de cilindros con un

the – bit” Geo – Pilot TM consiste de un eje s

stabilizador tiene t

espacio entre ellos que brinda una sobre medida en las secciones del hueco. Este

alojamiento, de hecho, rota en la misma dirección que la broca. Todo esto es

necesario para que la razón de RPM entre la broca y el alojamiento no exceda el límite

fijado. Este sistema es el único que usa brocas de calibre extendido para compensar

los estabilizadores que están cerca de la broca. Como resultado, ésta proveé un pozo

más “suave”, minimizando el efecto de espiral y tortuosidad en el hueco por la

ausencia de vibración en la broca.

Figura 2.18 Sistema rotativo direccional Geo-Pilot

Fuente: Sperry Drilling Services

37

El eje es transportado por dos cojinetes o soportes dentro del alojamiento. El soporte

superior es diseñado para prevenir el doblaje encima de éste; el alojamiento inferior es

del tipo de contacto angular. Entre los dos hay una unidad de inclinación que desvía el

eje. El corazón de esta unidad de inclinación son dos levadores excéntricos rotatorios,

asentados uno dentro del otro. Cuando las excentricidades de los levadores están

opuestas, el eje se mantiene recto. Cuando las excentricidades están rotando, el eje

puede ser doblado de cualquier magnitud a su máxima capacidad, y a cualquier

dirección (cara de la herramienta – toolface).

Figura 2.19 Levadores excéntricos rotatorios de la unidad de inclinación “point – the – bit”

Este sistema “point – the – bit” Geo – Pilot TM es controlado desde la superficie por

medio de comandos de pulso negativo enviados a través del servicio de enlace

descendente Geo-Span®. Los comandos se envían y confirman en el transcurso de 90

segundos promedio, mientras se perfora, aún a 30.000 pies y simultáneos con

transmisión de datos del LWD. El servicio Geo-Pilot es una opción clara para pozos de

alcance extendido y de aplicaciones de diseño en los cuales el torque y arrastre

excesivos pueden inhibir las operaciones de perforación.

Fuente: Sperry Drilling Services

38

2.8.1.1 Capacidades del sistema “point – the – bit”

Una advertencia temprana de la trayectoria y cambios de la formación en

tiempo real proporcionada por el ABI™ (inclinación en la broca) y el sensor

ABG™ opcional (gamma en la broca),con medidas a solamente tres pies de la

broca

Un sistema que puede perforar vert

tumbar, aterrizar horizontalmente y geonavegar complejamente, todo esto

llevado a cabo sin viajes para cambio de BHA, estabilización o reprogramación

la tortuosidad.

lo lado empujando la broca lateralmente en una dirección controlada

icalmente; Kick off de la vertical; construir,

requeridos

Software de “control crucero” tridimensional que permite que la herramienta

Geo-Pilot mantenga automáticamente la trayectoria deseada del pozo y

corregir cualquier tendencia de giro o cambios abruptos en la formación

Excelente control tanto en la dirección como en la tasa de construcción,

eliminando completamente las secuencias “orientado/no orientado” para

generar curvas constantes y suaves, minimizando

2.8.2 Push-the-bit

La tecnología de los sistemas dirigibles rotatorios “push – the – bit” ha sido

desarrollada por la empresa Baker Hughes en sus series AutoTrakTM, así mismo por la

empresa Schlumberger en todas sus series PowerDriveTM y consiste en aplicar una

carga a un so

mientras toda la sarta de perforación gira.

Figura 2.20 “Push – the – bit” Rotary Steerable System

Fuente: Internet

39

El sistema “push – the – bit” consiste de un conjunto de tres “pads” externos

articulados que se abren y cierran haciendo contacto con la formación en el punto

adecuado en cada rotación para empujar la broca en la trayectoria planeada; estos

pads son impulsados en forma secuencial por la diferencia de presión de lodo

existente entre el interior y el exterior de una válvula de tres vías de disco rotativo.

Figura 2.21 Componentes del sistema “push – the – bit”

Fuente: Schlumberger

En general constituye un sistema compacto y poco complicado que agrega 12 pies a la

longitud total del B mediciones de la

inclinación y dirección cerca de la broca lo que dan cuenta de la eficacia de las

ordenes relacionadas con la orientación, mejorando mas aun el control direccional.

Figura 2.22 Sistema rotativo direccional PowerDrive

HA. Un aspecto clave de esta herramienta son las

Fuente: Schlumberger

40

2.8.2.1 Capacidades del sistema “push – the – bit”

on

variaciones de galonaje

Opción de m a

Electrónica confiable basada en las herramientas de MWD

Opera hasta en temperaturas de 150oC

Figura 2.23 Sistema rotativo direccional Autrotrak

Opción automática para mantener la inclinación del pozo en secciones

tangenciales y horizontales

Reprogramación durante la perforación mediante el envió de comandos, c

edición de GR (Rayos Gamma) cerca de la broc

Fuente: Baker Hughes

Si bien estas herramientas han mejorado notablemente la calidad de la perforación

en la dirección de la trayectoria fijada el costo del uso de estas, es sumamente

elevado en comparación con el uso de las herramientas deflectoras convencionales

en una relación de cuatro a uno, siendo necesario un análisis técnico detenido para

determinar si su empleo es beneficioso para el proyecto.

41

CAPÍTULO III

TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Una tubería de revestimiento es un elemento cilíndrico hueco compuesto

generalmente de acero, con una geometría definida por el diámetro y el espesor del

cuerpo que lo conforma, es decir un diámetro nominal y un espesor nominal constante

en toda su longitud, estas aseguran el éxito de las operaciones llevadas a cabo

durante las etapas de perforación y terminación del pozo, ya que se introducen en el

hoyo dependiendo de las características geológicas, de las presiones de fondo y de

las presiones de fractura de las formaciones penetradas y de otras características y/o

problemas que se encuentren du para lograr la consolidación del

oyo. Es así, como en base a la información geofísica, geológica, recomendaciones

ebido a la importancia de la tubería de acero en la perforación de pozos petroleros, la

bricación debe contar con características de calidad extremas geométricas y

ecánicas acordes a los riesgos y necesidades manejados en la Industria Petrolera. El

roceso más utilizado para suministrar la demanda de diámetros desde 20" o menores

s la fabricación de tubería sin costura, además que existen otros tipos de fabricación

omo el proceso con soldadura eléctrica-resistencia y el proceso de soldadura

léctrica instantánea (flash). A continuación se describen los pasos del proceso de la

fabricación de tubería sin costura:

rante la perforación

h

técnicas, datos de pozos vecinos, etc., la compañía operadora planifica un programa

de revestimientos para los pozos que van a perforar.

3.1 FABRICACIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

D

fa

m

p

e

c

e

Materia prima: La materia prima u de tubería es, básicamente, un sada en la fabricación

30% de fierro esponja (fierro natural) y un 70% chatarra.

Acería: Es un proceso que consta de 3 etapas: fusión, afinación y vaciado.

Fusión: La materia y ferro aleaciones se calientan hasta alcanzar una temperatura

cercana a los 1600°C. En ese punto, el acero se encuentra en estado liquido, se realiza

la inyección de argón, para homogeneizar la composición química del acero.

42

Afinación: Después de realizar el vaciado de la olla de fusión a la olla de afinación, con

precisión, se realiza la afinación del acero mediante la adición de aleaciones. Así se

obtiene el grado de acero requerido.

Vaciado: Posteriormente, el acero de la olla de afinación es llevado y vaciado al

distribuidor para obtener la colada continua.

Colada continua: El distribuidor de la colada continua evita la turbulencia, con el propósito

de obtener barras de sección redonda, que finalmente son cortadas en secciones de

longitud conocida, dependiendo del diámetro de la tubería que se fabricará. Esta sección

de acero es comúnmente llamada tocho.

Figura 3.1 Sección de acero “Tocho”

Fuente: TAMSA

Laminado: El tocho entra al horno giratorio, donde se alcanzan temperaturas de 1200°C

en forma gradual. Al salir del horno, se envía al desescamador para eliminar la

oxidación que sufre al contacto con la atmósfera y se procede al perforado.

Figura 3.2 Ilustración del proceso de fabricación de los revestidores


Este proceso es fundamental en la fabricación de tuberías sin costura y es llamado

"Proceso Mannessmann". Ahí es donde se hace el tubo. Se obtienen longitudes de

hasta 30 metros, con diámetro interior y exterior precisos, cumpliendo con las

tolerancias permitidas API. A la salida del calibrador, el diámetro y la ovalidad son

43

verificados por medio de rayo láser y posteriormente el tubo es enviado a las

cortadoras para dar el rang l piso de enfriamiento. o solicitado. Por último, se envía a

Tratamiento térmico: Existen tres tipos de tratamientos térmicos: temple, revenido y

normalizado. El tratamiento térmico de temple y revenido es utilizado para tuberías de

acero C-75, L-80, N-80, TRC-95, P-110, TAC-110, Q-125 y TAC-140.

Temple: El tubo es llevado a un horno. Ahí se aumenta gradualmente la temperatura

hasta 800°C, esto modifica la estructura molecular del acero. Posteriormente, el tubo

se sumerge súbitamente en agua a temperatura de 0°C, alterando la estructura 4

molecular, llevándola a un estado il. duro y poco dúct

Figura 3.3 Tratamiento Térmico de Temple

Fuente: TAMSA

Revenido: La tubería es introd e aumenta gra ualmente su ucida a un horno qu d

temperatura hasta 550°C. El calor convi rte la estructura molecular dura y dúctil. e

Posteriormente es recalibrado y enderezado en caliente. Se obtiene un producto con

bajos esfuerzos residuales.

Normalizado: Es usado para grados de tubería como: H-40, J-55, K-55, etc. En este

tratamiento el tubo es calentado sin llegar a la austenización de la estructura

molecular del acero.

Acabado del tubo: Se realiza bajo la siguiente secuencia:

Prueba de Inspección electromagnética: Se hace con un equipo especial donde se

detectan defectos longitudinales y transversales, internos y externos. Así mismo, se

mide el espesor de la pared del cuerpo del tubo y se compara el grado de acero.

Posteriormente se cortan los extremos del tubo y se les maquinan los biseles.

44

Inspección electromag que en los extremos la nética método de vía húmeda: Debido a

tubería llevará la mayor carga, ambos extremos del tubo son inspeccionados por el

método de partículas magnéticas para determinar posibles defectos longitudinales y

transversales.

Roscado: Se realiza de acuerdo con las normas del API, las cuales son verificadas

con calibres estrictos.

Prueba hidrostática: El tubo se sumerge en una tina que contiene fluido y se colocan

elastómeros en ambos extremos del tubo, donde se aplica n interna del una presió

80% de su capacidad durante 5 segundos deacuerdo con la norma del API-5CT.

Control final y embarque: Finalmente, el tubo se pesa y se mide. Así se tiene toda la

información completa de rastreabilidad del tubo, para ser estarcido, estampado,

barnizado y embarcado. En el estarcido se indican los datos del tubo como: el

diámetro exterior, peso unitario, longitud, pruebas de inspección, manufacturado,

orden de producción y número de tubo.

El control final es la última inspección detallada del tubo, este control consiste:

Inspección electromagnética (EMI): medición longitudinal, rayos gama, inspección

transversal y comparador de grado de acero.

Prueba ultrasónica (UT): consiste en espesor de pared y detección de posibles defectos

longitudinales, transversales y oblicuos.

ura del

cero) y prueba de colapso (valor real de colapso).

.2 FUNCIONES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

para la instalación del equipo (impide reventones) que

Para la certificación de cada tubo fabricado dentro de las normas API se realiza un

monitoreo de todas las etapas del proceso de fabricación, con la ayuda de los

laboratorios, que son: químico (acería), físico (tensión), metalográfico (estruct

a

3

Para garantizar la continuidad eficaz de la perforación y el buen estado del hoyo las

sartas de revestimiento cumplen las siguientes funciones:

Actúa como soporte

contrarresta, en caso necesario, las presiones subterráneas durante la perforación y

luego sirven también como asiento del equipo de control (cabezal) que se instalará

para manejar el pozo en producción.

45

Protege las zonas perforadas (derrumbe de estratos) y aísla zonas problemáticas

que se presentan durante la perforación.

Confina la producción de petróleo y/o gas a determinados intervalos.

Contrarresta la pérdida de circulación del fluido de perforación.

Controla las presiones durante la vida productiva del pozo. Aísla los fluidos de las formaciones productoras.

tener, o no, una sola dimensión en toda su

ngitud, estas se clasifican por la función que desempeñan al colocarse al interior de

s la primera tubería de revestimiento y es la de mayor diámetro usada en el pozo,

mer cabezal en el cual se

stalan las conexiones superficiales de control y las conexiones de circulación de lodo

lidadas que se encuentran

cerca de la superficie

sta proporciona una

asentamiento se escoge

zonas de pérdida de circulación en

special en pozos desviados, donde la superficie de la tubería debe cubrir toda la

formación. Esta sarta

s cementada generalmente hasta la superficie y sostiene las conexiones superficiales

de control definitivas.

3.3 CLASIFICACIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

La longitud total de un tubo continuo usado en un pozo se llama columna de tubería de

revestimiento (sarta, tramo) y pueden

lo

un pozo, esto es:

3.3.1 Revestimiento Conductor

E

puede ser hincada o cementada; sirve para sentar el pri

in

de perforación. Es la de mayor diámetro que se utiliza en el pozo y sus funciones son:

Actúa como soporte de las formaciones no conso

Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación con el

fluido de perforación.

Permite guiar la sarta de perforación y el resto de las tuberías de revestimiento

dentro del hoyo

3.3.2 Revestimiento Superficial

Es la tubería de revestimiento de diámetro inmediato inferior, e

completa protección durante la perforación, su profundidad de

de tal forma que aísle acuíferos someros, así como

e

sección de crecimiento de ángulo para prevenir derrumbes de la

e

46

3.3.3 Revestimiento Intermedio o de protección

Si el pozo es excepcionalmente muy profundo, o se han encontrado problemas

severos de perforación, tales como formaciones de presión anormal o zonas de

erdidas de circulación, puede ser necesario colocar una columna intermedia de

islar, sellando el agujero ampliado o la zona que origina

ificultades; su cementación juega un papel muy importante, esto para evitar

o todas las columnas de revestimiento necesarias se

ida productiva. Si esta columna se coloca en la parte

ta tubería de revestimiento se coloca abajo del horizonte

roductor se hace necesario perforar la tubería para permitir la comunicación entre el

roductora, con esto resulta una terminación con tubería

e revestimiento perforada. El revestimiento de producción debe soportar la máxima

e colocación. En contraste, el termino camisa (liner) se aplica

a la superficie. Estas camisas pueden

ervir como el revestimiento de producción a través de varios cientos de pies en la

ujero descubierto, quedando una parte traslapada dentro de la

ltima tubería.

p

tubería de revestimiento para a

d

comunicación detrás del revestidor entre las zonas de hidrocarburos y cualquier otro

estrato indeseable.

3.3.4 Revestimiento de Producción

Una vez que se han colocad

coloca este revestimiento final a través del cual el pozo será completado, producido y

controlado durante toda su v

superior de la formación productora resulta en una terminación a hoyo abierto. Si el

extremo inferior de es

p

interior de ella y la formación p

d

presión de fondo de la formación productora, tener resistencia a la corrosión así como

resistir las presiones que se manejaran en el caso de que el pozo se fracture para

aumentar su productividad.

El termino tubería de revestimiento es generalmente aplicado a sartas de tubos que se

extienden desde la superficie hacia abajo hasta el extremo inferior del tramo, al que se

le llama profundidad d

generalmente a tramos de tubo que no llegan

s

parte inferior de un pozo.

3.3.5 Camisa de Producción (Liners)

Esta tubería es colgada a corta distancia sobre la zapata de la tubería de revestimiento

previa, extendiéndose hasta la profundidad total del pozo La longitud de esta tubería

permite cubrir el ag

ú

47

Se la usa para:

1. Control del pozo. El liner permite aislar zonas de alta o baja presión y terminar

o continuar la perforación con fluidos de alta o baja densidad.

2. Economía de tubería de revestimiento. Debido a la pequeña cantidad de

tubería usada, no comparable con una tubería llevada hasta la superficie.

3. Rápida instalación. Las tuberías de revestimiento cortas pueden ser colocadas

en el intervalo deseado mucho más rápido que las normales

4. Ayuda a corregir el desgaste de la última tubería de revestimiento cementada.

Al continuar la perforación existe la posibilidad de desgastar la tubería de

revestimiento, lo cual se puede corregir mediante una extensión o

complemento de una tubería corta.

5. Evita volúmenes muy grandes de cemento. Debido a que las tuberías cortas no

son cementadas hasta la superficie.

adas, mejora las pérdidas de presión por fricción en la

tubería de perforación, durante la profundización del pozo, permitiendo

des con sarta más resistentes.

tan en su lugar o se colocan con empacadores en su extremo superior

mbos extremos, y algunas veces están solamente asentadas en el

ndo del pozo

bería

de explotación en

6. Permite utilizar empacadores y tuberías de producción de mayor diámetro. Al

no tener un diámetro restringido en la tubería de explotación, podemos utilizar

empacadores y tuberías de producción con un área de mayor flujo, las cuales

quedarán arriba de la boca de la tubería corta.

7. Auxilia en la hidráulica durante la perforación al permitir utilizar sartas de

perforación combin

alcanzar mayores profundida

Hay también camisas para objetivos especiales tales como las camisas ranuradas,

camisas perforadas y camisas empacadas con grava que se colocan contra las zonas

productoras con el propósito de evitar que entre arena al pozo. Las camisas algunas

veces se cemen

o inferior, o en a

fo

3.3.6 Tubería Complemento (TIE-BACK)

Es una sarta de tubería que proporciona integridad al pozo desde la cima de la tu

corta hasta la superficie. Es un refuerzo para la tubería de explotación. Si se tiene

altas presiones protege de los fluidos corrosivos y refuerza la tubería

caso que se presenten daños; puede cementarse parcialmente.

48

3.3.7 Complemento corto (STUB)

Es una sarta de tubería que funciona igual que el complemento. Proporciona

integridad por presión para extender la cima de la tubería corta; puede cementarse

iento

parcialmente.

3.3.8 Sin tubería de producción (TUBINGLESS)

Es una tubería de explotación que se extiende hasta la superficie y se utiliza como

tubería de explotación para explotar hidrocarburos.

Figura 3.4 Esquema representativo de las tuberías de revestim


.4 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

ades de la industria petrolera. Con el propósito de

patrones a los que se ajusten los tipos de tubería de revestimiento más

I) ha elaborado especificaciones para

de patrones 5A, a continuación se

3

Se requieren muchos tamaños, tipos conexiones y grados de tubería de revestimiento

para satisfacer las diversas necesid

establecer

usadas, el Instituto Americano del Petróleo (AP

as tuberías de revestimiento en su edición

describen estas características.

49

3.4.1 Diámetro

El diámetro de la columna de revestimiento se encuentra en función al diámetro de la

tubería de explotación necesitado por la empresa operadora, para su comercialización

se especifica por su diámetro nominal, número convencional que coincide

teóricamente con el diámetro exterior (OD) de los tubos y se puede considerar como el

diámetro teórico declarado por el fabricante. Su diámetro interno (ID) depende del

espesor, y este a su vez de la presión a la cual estará sometida la tubería.

Figura 3.5 Representación del diámetro de las tuberías de revestimiento

de la Tubería de Revestimiento


De acuerdo a las exigencias, los diámetros más comunes los revestimientos son:

Tabla 3.1 Diámetros más comunes de las tuberías de revestimiento

Revestimiento Diámetro nominal en pulgadas

Superficial 9 5/8 10 3/4 13 3/8 16 20 - Intermedio 8 5/8 9 5/8 10 3/4 11 3/4 - - Producción 4 1/2 5 5 1/2 6 5/8 7 75/8

También conocido como el diámetro de paso, el mismo indica el tamaño máximo que

debe tener una herramienta para poder atravesar una tubería de revestimiento de

cualquier tamaño.


La profundidad a la cual puede colocarse una columna de revestimiento de estos

diámetros en el pozo está en función del peso nominal (lb/pie de tubo), que se traduce

en la capacidad de resistencia en tensión, aplastamiento y estallido.

3.4.1.1 Diámetro Drift

50

3.4.2 Longitu

Representa el largo aproximado de un tubo o sección de una sarta de revestimiento,

dentro de esto encontramos:

Tabla 3.2 Longitudes y rangos de los revestidores

Rango Longitud (pies)

d de la tubería de revestimiento

1 (R-1) 16-25

2 (R-2) 25-34

3 (R-3) 34-48 Fuente: Bibliografía

.4.3 Grados d

La la tub ue se selec s norm por el A

una uida n núm la letra liza e de ac o, y la p e

num a des ión del grado de la ía de r ento es la resist

mínima a la deformación expresada en mil de libras por pulgada cuadrada (PSI), las

más usadas son: H-40, J-55, K-55, C-95, L-80, N-80, P-110.

el K-55 difiere del

istencia a la tensión que es de 95.000 lbs/plg2 frente a 75.000

s/plg para el J-55, esta variación en la y resistencia a la tensión depende de la

ost Common Minimum Yield Ultimate Tensile

3

el acero

calidad de ería q desea cionar e ada PI, se define por

letra seg por u ero, simbo l grado er art

érica de l ignac tuber evestimi encia

es

El grado denominado N-80 tiene una cedencia (yield) de 80.000 psi, y estos varían

desde el H-40, cuyo rendimiento mínimo (cedencia mínima) es de 40.000 psi, hasta el

P-110 cuyo rendimiento mínimo es de es de 110,000 psi, en cambio

J-55 en su ultima res2lb

composición química, del tratamiento térmico y proceso de templado del acero.

Tabla 3.3 Grados de acero de la tubería de revestimiento M

Grades Strenght (PSI) Strenght (PSI) H-40 40.000 60.000 J-55 55.000 75.000 K-55 55.000 95.000 C-75 75.000 95.000 L-80 80.000 95.000 N-80 80.000 100.000 C-90 90.000 100.000 C-95 95.000 5.000 10P-110 110.000 5.000 12V-150 150.000 160.000


51

3.4.4 Conexiones o juntas

Una junta o conexión, es la unión de dos tuberías para introducirse en el pozo, con la

premisa que ésta sea hermética y capaz de soportar cualquier esfuerzo al que se

someterá la tubería. Básicamente una junta o conexión esta constituida por tres

elementos principales que son: un piñón una caja y la rosca. El miembro roscado

externamente es llamado el de tubería o piñón (pin). El miembro roscado

internamente es llamado caja.

Figura 3.6 Ilustración de una conexión de tuberías de revestimiento

Real res

Normalmente todas las tuberías se suministran con roscas y

es casos existen conexiones API y conexiones patentadas.

e estas nos referiremos con mayor énfasis a las conexiones y roscas más populares

cas, es decir, los filos que se observan en los extremos

izado por: Auto

de revestimiento

conexiones, para los diferent

D

en toda la historia de la perforación de pozos petroleros, estas son las API Standard.

3.4.4.1 Conexiones API

Se rigen por las especificaciones STD 5B y SPEC 5CT de API. Las especificaciones

STD 5B de API cubren las ros

52

de la tubería lamiento, se

especifican en la SPEC 5CT de API.

Estas roscas y conexiones API para revestidores y tuberías de producción se

clasifican de acuerdo a la forma de la rosca, con variaciones que obedecen al diámetro

de la tubería, el espesor de las paredes, el grado y la longitud básica de la rosca, así

tenemos las siguientes:

API Short Round Thread Casing (STC)

API Long Round Thread Casing (LTC)

API Buttress Thread Casing (BTC)

3.4.4.1.1 API Short Round Thread Casing (STC)

Esta rosca redonda API con acople corto (STC) cuenta con 8 HRR (Ocho Hilos Rosca

Redonda) debido a que, en los les, se fabrica con 8 hilos por

pulgada y sus crestas y valles están redondeados con un ángulo de 30º del eje vertical

, mientras que del acoplamiento y la longitud del acop

diámetros más usua

de la tubería (figura 3.7). Comunes en tuberías de revestimiento, de 4 1/2" a 20".

Figura 3.7 Diagrama del perfil de la Rosca Redonda de Hilos

Fuente: Tenaris

nexión de junta integral de rosca redonda para tuberías de

producción, en la cual el diámetro interno y externo de la tubería varían un poco,

a.

Este tipo de rosca también se encuentra presente en las tuberías de producción que

se enumeran a continuación:

IJ (Integral Joint): Co

para realizar el maquinado de la rosc

53

NUE (Non-Upset Tubing Thread): Conexión acoplada sin upset (recalque o

uberías de producción, en ella el diámetro exterior

y el diámetro interior del tubo permanecen constantes.

EUE (External-Upset Tubing Thread). Conexión acoplada con upset exterior para

Se diferencia de la anterior por tener un acople largo (LTC) teniendo las mismas 8

HRR presentado la misma geometría de diseño en ellas.

Figura 3.8 Short & Long Round Thread Casing

ensanchamiento) exterior para t

tuberías de producción, en ella el diámetro exterior de la tubería aumenta y el

diámetro interior del tubo permanece constante.

3.4.4.1.2 API Long Round Thread Casing (LTC)

Fuente: Weatherford


54

3.4.4.1.3 API Buttress Thread Casing (BTC)

La rosca API Buttress con acople regular (BTC), posee 5 roscas por pulgada, su

geometría de diseño p lanco de enchufe con

ngulos de 3º y 10º respectivamente del eje vertical de la tubería, es decir es una

rosca cuadrada por lo que contribuye a disminuir el deslizamiento de las roscas y

proporciona una alta resistencia a esfuerzos de tensión. Esta conexión es 100%

eficiente en la mayoría de los casos.

La Rosca Buttress se utiliza en tubería de revestimiento, en rangos de 4 1/2" hasta 20"

de diámetro siendo la mas actualmente usada. Su fabricación está sustentada en las

normas API 5B.

Figura 3.9 Buttress Thread Casing

resenta un flanco de carga paralelo a un f

á

Fuente: Weatherford

Figura 3.10 Diagrama del perfil general de la Rosca Buttress

Fuente: Tenaris

55

Tabla 3.4 Forma de roscas y conexiones API normalizadas ROSCA CONEXIÓN RASGOS DISTINTIVOS

IJ Tubería de Producción de 1,315" a 2,063" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro

NUE Tubería de Producción de 1,315" a 2,063" De. ción del diámetro Longitudes de la rosca en fun

10R

EUE 15" a 2,063" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro Tubería de Producción de 1,3

NUE Tubería de Producción de 4" y 4 1/2" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro

EUE Tubería de Producción de 2 3/8" a 4 1/2" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro

STC Revestidor de 4 1/2" a 20" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro Apriete en función del grado

8R

LTC Revestidor de 4 1/2" a 20" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro Apriete en función del grado

BTC Revestidor de 4 1/2" De. Apriete, longitud de rosca

BTC Revestidor de 5 1/2" a 7 5/8" De. Longitudes de la rosca en función del diámetro

BTC a 13 3/8" De. Revestidor de 8 5/8" Trapezoidal

BTC 0" De.

Forma d a, diámetro principal, Revestidor de 16" a 2

e roscahusamiento

Fuente: PDVSA


3.4.4.2 Conexiones Patentadas

Son juntas para productos tubulares sobre las cuales existen derechos de propiedad y

que poseen especificaciones confidenciales, generalmente asociadas a patentes.

A menudo, las conexiones patentadas suelen denominarse conexiones “premium”. En

muchas de ellas y con demasiada frecuencia, su desempeño es inferior al de las

conexiones API. Las má

Tabla 3. re e nto

Armco

s comunes se resumen en la siguiente tabla:

5 Estánda s de conexion s y roscas e revestimie

Hydril Mannesmann

patentadas para tuberías d

NL Atlas Br adford Quanex Reed

Vallourec Vam Vetco Realizado por: Autores

56

Se admite que las conexio ate ecificaciones

API. No obstante, es razonable exig ada cumpla

con los requerimientos de ol d .

3.4.4.3 Eficiencia de las conexiones

nes p ntadas no están cubiertas por las esp

ir que el diseño de una conexión patent

Contr e Diseño para los Programas de Calidad

Una forma directa de dim nar nta se ha ensio la capacidad de resistencia de una ju

establecido l co to d . Se define mediante e ncep e eficiencia de las juntas o conexiones

como un número expresado en po la tensión, rcentaje de resistencia, generalmente a

respecto a la resistencia a nsi la te ón del cuerpo del tubo. Esto quiere decir que una

junta con 100% de eficiencia tiene una resistencia similar o mayor a la tubería. De otra

forma:

100*tuboenTension

juntalaenTensionEficiencia = Ec. 3.1

57

3.5 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

Las propiedades más importantes de las tuberías de revestimiento, son los valores

promedios de: colapso, tensión y estallido; las tablas proporcionadas por los

fabricantes de acuerdo a las especificaciones A.P.I. indican estas propiedades según

los diversos tipos y grados de ellas.

3.5.1 Colapso

El promedio de presión de colapso (aplastamiento) es la mínima presión requerida

para aplastar el tubo, en ausencia de presión interior y carga axial. El diseño de la

resistencia al aplastamiento esta generalmente basado en la carga hidrostática del

lodo en el agujero al momento de correr la tubería de revestimiento dentro del pozo.

Al analizar los factores que afectan la resistencia de la tubería de revestimiento al

aplastamiento, se ha encontrado que la resistencia a la tensión del acero es uno de los

elementos básicos, al aumentar esta resistencia también aumenta la resistencia al

aplastamiento de la tubería. Sin embargo la resistencia al aplastamiento de una

tubería de revestimiento de un grado determinado de acero se altera materialmente

cuando se aplican esfuerzos en más de una dirección. Cuando la tubería de

revestimiento se coloca en un pozo las fuerzas que tienden a aplastarla no solo se

deben a la presión externa ejercida sino también, al peso de la tubería abajo del punto

del diseño. La carga biaxial como se la llama debido a que las cargas están en ángulo

una con respecto a la otra, de hecho reduce la resistencia a la tensión del acero.

3.5.2 Tensión

El valor de la fuerza de tensión (elongación) representa la mínima resistencia a la

Cualquier

amo de tubería de revestimiento en la columna debe soportar el peso de toda la

e unión la que se usa para diseñar la resistencia a

tensión.

cedencia del cuerpo del tubo para que exceda su límite a la deformación.

tr

tubería suspendida debajo de ella.

En la tubería de revestimiento sin costura API, la fuerza de unión en los acoplamientos

es el lugar más débil y es la fuerza d

la

58

La tensión se puede determinar a partir de la cedencia del material y el área de la

sección transversal. Se debe considerar la mínima cedencia del material para este

efecto. Es decir:

ydideRT σπ )(4

22 −= Ec. 3.2

Donde:

RT = Resistencia a la tensión (psi)

de = Diámetro exterior (plg)

di = Diámetro interior (plg)

σy = Esfuerzo de cedencia (psi)

La fórmula recomendada por el A.P.I. para determinar los esfuerzos de tensión en los

acoplamientos para las tuberías H-40, J-55, N-80 y P-110 se muestran a continuación.

Para acoplamientos cortos

⎥⎤

⎢⎡

⎟⎞

⎜⎛

+−= AjDCP 621*)86(80,0 Ec. 3.3 ⎦⎣ ⎠⎝ −t 18,0

Para acoplamientos largos

⎥⎦

⎢⎣

⎟⎠

⎜⎝

+−

−= Ajt

DCP 6218,0

*)65(80,0 Ec 3.4 ⎤⎡ ⎞⎛ 1

Donde:

P = fuerza de unión mínima, kg.

D = Diámetro exterior de la tubería de revestimiento, cm.

d = Diámetro interior de la tubería de revestimiento, cm.

t = espesor de pared, cm.

Aj = área bajo la ultima rosca perfecta, cm2. = 0,7856 [(D – 0,36)2 – d2] Ec 3.5 C = constante del acero, tabla 3.2

Tabla 3.6: Valores de C para las ecuaciones 3.3 y 3.4 Grado Acoplamiento Corto Acoplamiento largo H-40 72,5 NA J-55 96,5 159 N-80 112,3 185 P-110 149,6 242

Fuente: Drilling Data Handbook

59

3.5.3 Presión Interior

l promedio de presión interior (estallido) se calcula como la mínima presión interior

zo la presión en el exterior de la tubería de

revestimiento es m la presión interior. Es a se debe ya

sea a la carga hidrostática del lodo de perforación o tal vez, a la presión del agua en

spacio anular detrás de la

tubería de revestimiento. Sin embargo, en la parte superior del agujero, no hay fluido

con carga hidrostát

exista ahí debe ser resistida por la tubería.

ecánicas de la Tubería de Revestimiento

E

necesaria para ocasionar la ruptura del tubo en ausencia de presión exterior y carga

axial de tensión.

Normalmente, en el fondo del po

ayor o igual que ta presión extern

los poros de la roca adyacente al área cementada del e

ica que ejerza esa presión externa, cualquier presión interna que

Figura 3.11 Propiedades M

Realiz or: Autores ado p

3.6 CAUSAS DE FAL E LAS TU S DE REVEST NTO LAS D BERÍA IMIE

Las principales fallas de las tuberías de revestimiento son básicamente: Colapso,

Tensión, Estallamiento y Corrosión, el tratamiento de de cada una de las fallas

simplifica el estudio y análisis del comportamiento de la resistencia en los materiales.

3.6.1 Falla por Aplastamiento

Es el resultado de un desequilibrio en las presiones externas. Consiste en el

aplastamiento o achatamiento de la tubería de revestimiento que puede ocurrir cuando

la presión del fluido en la parte exterior de la tubería, es mucho mayor que la presión

60

interna. Esto su cede cuando la tubería está vacía y sobre ella se ejerce la totalidad de

la presión debida a la columna de lodo o al agua formacional externa a la tubería.

Figura 3.12 Muestra de una tubería colapsada

Fuente: PEMEX

Dentro de los factores que influyen en la resistencia al colapso de las tuberías, está el

aspecto geométrico, las imperfecciones generadas en el proceso de fabricación dan

como resultado el tener un tubo con cierto porcentaje de ovalidad y excentricidad.

3.6.1.1 El ovalamiento geométrico

Se define como el máximo diámetro exterior, menos el mínimo diámetro exterior dado

en una sección plana, divida por el diámetro exterior nominal. Queda de manifiesto que

el proceso de fabricación de un tubo no es perfecto. Es decir se genera una

imperfección al producir un tubo con un diámetro ligeramente irregular en su cara

exterior (ver figura 3.13)

Figura 3.13 Contorno de una tubería ovalada


61

3.6.1.2 La Excentricidad

Es una medida de las imperfecciones detectadas en una tubería por efecto de los cam-

bios de espesor en el cuerpo del tubo (ver figura 3.14).

Figura 3.14 Sección transversal de una tubería excéntrica


3.6.1.3 El Desgaste

Se define como la degradación o deterioro del material por efecto de la fricción

producida por el contacto entre dos materiales (tubos). En la perforación de pozos

desviados ocurren desgastes severos en la superficie interior de la tubería de

revestimiento al estar sujeta a grandes flexiones, lo cual, afecta las funciones del tubo.

Todos estos factores (excentricidad, ovalamiento geométrico, desgaste) afectan la

resistencia al colapso de las tuberías de revestimiento pero el A.P.I. no toma en cuenta

estas imperfecciones. Sin embargo, recientes propuestas al comité de revisión de

estándares en materia API considere como tubular indican la posibilidad de que el

especificaciones las definiciones de ovalidad y excentricidad, para que después sean

consideradas en la evaluación de la resistencia de las tuberías.

Se ha calculado que una deformación de 1% en la tubería puede reducir la resistencia

al aplastamiento en un 25%. Por este motivo la tubería de revestimiento debe ser

manipulada en forma cuidadosa.

3.6.2 Falla por Elongación

La tensión es una condición mecánica de una tubería que puede ocasionar la falla o

fractura de la misma. Se origina por la acción de cargas axiales que actúan

62

perpendicularmente sobre el área de la sección transversal del cuerpo del tubo. Las

cargas dominantes en esta condición mecánica son los efectos gravitacionales,

flotación, flexión y esfuerzos por deformación del material.

3.6.2.1 Fallas en las conexiones o juntas

Se han detectado diferentes modos de falla en las juntas por efecto de la carga de

tensión impuesta.

3.6.2.1.1 Salto de Roscas (Jump-out)

Es una situación de falla originada por una carga de tensión n la que se presenta una

de la rosca del piñón o sin ningún daño sobre los

En caso de una carga compresiva, el piñón se incrusta dentro

e

separación de la caja con poco o

elementos de la rosca.

de la caja.

3.6.2.1.2 Fractura

La carga de tensión genera la separación del piñón de la del cuerpo del tubo, que

generalmente ocurre en la última rosca enganchada (ver figura 3.15).

Figura 3.15 Rompimiento del piñón en tubería

Fuente: PEMEX

3.6.3 Falla por Estallido

La falla por estallido produce fracturas longitudinales en la tubería y es el resultado de

presiones internas relativamente altas. Tales presiones son iguales a la presión

prevista del fondo del pozo menos la presión debida al peso del fluido. Después de

instalar la tubería de revestimiento, se aplica una prueba de presión estando el lodo

63

dentro de la tubería a la presión prevista, a fin de comprobar la resistencia al estallido y

ver si hay filtraciones.

3.6.4 Resumen:

Las fallas por colapso ocurrirán en el fondo de la columna o en la parte inferior de

una sección uniforme de tubería de revestimiento

Las fallas por estallido ocurrirán cerca de la parte superior de la columna o cerca de

la parte superior de una sección uniforme de la tubería que se encuentra arriba de la

parte más alta de cemento

Las fallas a la tensión ocurrirán en la parte superior de la columna o en la parte

superior de una sección uniforme de tubería de revestimiento

Otra falla presente en las tuberías de revestimiento es el causado por la corrosión,

esta se la estudia en la siguiente sección.

3.7 CORROSIÓN EN LOS REVESTIMIENTOS

os desde hace

muchos años por la i material, protección

catódica, recubrimientos en las tuberías, control del medio ambiente. La literatura

maneja los dos tipos de corrosión de diferente forma, por lo que se tomo una de las

versiones más resumidas.

Figura 3.16 Corrosión de la tubería

Los problemas de corrosión en la industria petrolera han sido atacad

ndustria de los inhibidores, selección de

Fuente: PEMEX

3.7.1 Tipos de corrosión

Los más comunes en tuberías y conexiones de pozo petroleros son:

64

3.7.1.1 Corrosión por CO2

También llamada corrosión dulce, es la disolución del acero causada por el CO2

a. El CO2 por si solo no es corrosivo pero con el agua forma ácido

arbónico que la reaccionar con el fierro forma carbonato de fierro, desprendiéndose

uede definirse como la corrosión que ocurre cuando los metales disímiles están en

ntre los dos metales- El metal noble actúa

omo cátodo y el metal menos noble como ánodo y corroe.

.7.1.3 Fragilización por hidrógeno en aceros con aleaciones de níquel.

el causa la fragilización cuando está esta en contacto con

n metal menos noble.

3.7.1.4 Sílfide Stress Corrosión Cracking (SSCC)

Es el agrietamiento del metal ocasionado por la combinación del esfuerzo de tensión y

la presencia del H2S en un medio acuoso. Los iones libres de H penetran la estructura

del metal causando una perdida de ductibilidad. También se conoce como fragilización

del acero.

libre) + H2O

disuelto en agu

c

en escamas y reduciendo el espesor de la tubería. La reacción química es como sigue:

CO2 + H2O ----- > H2CO3 (ácido carbónico)

H2CO3 + Fe -----> Fe CO3 (carbonato de fierro) + H2

3.7.1.2 Corrosión Galvánica

P

contacto, sumergidos en líquidos conductivos de corriente eléctrica. La corrosión es

estimulada por la diferencia de potencial e

c

3

Éstas aleaciones son agrietadas por la combinación del esfuerzo de tensión y la

corrosión galvánica (contacto de metales disímiles) y también con la presencia de

agua con iones Cl-, CO2 y H20. La acción de gas Hidrogeno sobre la superficie del

metal con aleación de Níqu

u

La reacción química es:

H2S + Fe + H2O -----> Fe S (sulfuro de hierro) + 2H (hidrogeno

65

3.7.1.5 Stress Corrosión Cracking (SCC)

3.7.1.6 Fisuras por corr

on puntos de disolución del acero, formando cavidades y agujeros en las tuberías.

Sucede cuando se rompe la película inerte ante la presencia de agua con iones de

en ser el inicio de la corrosión SCC.

Este tipo de corrosión se produce por la acción combinada del esfuerzo de tensión y la

presencia de agua con iones cloro, como el agua salada de formación. Este tipo de

corrosión es la más común en las tuberías de producción que manejan altos

porcentajes de agua salada.

osión

S

cloro. Estas picaduras pued

Figura 3.17 Falla por corrosión en el cople

Fuente: PEMEX

3.8 CONTROL DE CALIDAD

El control de calidad de la tubería de revestimiento se la realiza al salir de su proceso

pozo. Para ambos casos se emplea

étodos normativos como son las API 5L y ASTM A53. Empezaremos describiendo

e basan en la aplicación de fenómenos físicos como ondas electromagnéticas,

isión de partículas subatómicas, capilaridad, absorción y

ualquier tipo de prueba que no implique un daño considerable a la muestra

exam

de fabricación, así como antes de ingresar al

m

los diferentes métodos que estas utilizan.

3.8.1. Métodos de ensayo no destructivos

S

acústicas, elásticas, em

c

inada. Su aplicación se encuentra resumida en los tres grupos siguientes:

66

Defectología: Permite la detección de discontinuidades, evaluación de la corrosión y

deterioro por agentes ambientales; determinación de tensiones; detección de fugas.

sores; medidas de espesores por un solo lado, medidas

de espesores de recubrimiento; niveles de llenado.

.8.1.1 Inspección Visual

√ Desgaste

√ Picaduras o escamas por corrosión

√ Deformaciones (generalmente en cuanto a la rectitud del cuerpo tubular)

√ Grietas

√ Huecos

√ Otros daños físicos superficiales como marcas de herramientas, cortes de cable,

etc.

Para accesos de difícil visualizació plean endoscopios y boroscopios

stos son instrumentos de inspección óptica.

n un cuerpo tubular para la inspección interna de la superficie se usará el boroscopio,

.8.1.2 Inspección con partículas magnéticas

) Campos de Fuga

Caracterización: Evaluación de las características químicas, estructurales,

mecánicas y tecnológicas de los materiales; propiedades físicas (elásticas, eléctricas

y electromagnéticas); transferencias de calor y trazado de isotermas.

Metrología: Control de espe

3 Para una valoración inicial relativa del elemento examinado, las características a

inspeccionar visualmente son:

n o nulos se em

e

E

que es un dispositivo de inspección óptica flexible con un ocular en un extremo y una

lente de aumento en el otro. Los boroscopios proporcionan una vista del interior de

agujero que de otra manera sería difícil o imposible.

3

a

Cuando un imán es parcialmente cortado, se forman dos polos opuestos apareciendo

una pequeña cantidad de líneas de fuerza que se unen a través del aire formando un

flujo disperso.

67

Por lo tanto en la zona correspondiente al corte (ó a cualquier discontinuidad) se

formará una gran densidad de flujo que debe pasar por una sección reducida,

ocasionando que la permeabilidad sea menor que el resto de la pieza, lo que hará que

parte del flujo escape fuera de la misma formando un “campo de fuga”.

Este método de partículas magnética consiste en detectar los campos de fuga

provocados por la formación de polos magnético a ambos lados de una discontinuidad

que interrumpe el camino de las líneas de fuerza.

eléctrica, al pasar por una bobina crea un campo magnético. Este efecto

erpos tubulares, el mismo que permite

xteriores como interiores.

b) Magnetización

La corriente

es la base del método de magnetización para cu

localizar discontinuidades transversales tanto e

Figura 3.18: Magnetización para localizar fallas transversales


Para magnetizar se utiliza un impulso eléctrico y trabajamos con el magnetismo

manente, lo cual es posible si el contenido de carbono es mayor al 0,15% lo que es

po circunferencial, colocando los

electrodos en los extremos del tubo figura 3.19.

Figura 3.19: Magnetización para localizar fallas longitudinales

re

común en tuberías empleadas en la industria petrolera.

Sí deseamos localizar fallas longitudinales, como en el caso de tubería nueva de

revestimiento o producción nueva, crearemos un cam


68

c) Partículas magnéticas

Se dividen en dos clases:

1) Para observar con luz blanca: En este caso pueden ser de color gris, rojo,

el que ofrece la más alta visibilidad

al ojo humano.

as características principales que deben poseer estas partículas son: baja

) Aplicación de las partículas magnéticas

Existen dos técnicas de aplicación:

1) Técnica seca.- Las partículas magnéticas son esparcidas directamente sobre la

superficie a inspeccionarse. Para que los resultados sean confiables, es

necesario que la superfi cciona este limpia y seca. El

procedimiento es el siguiente:

o al rozamiento

con la formación).

√ Quitar el exceso de part

√ Análisis de las indicaciones

2) Técnica Húmeda.- En este caso las partículas se encuentran en suspensión en

un líquido (como kerosene). Las características de la suspensión deben ser

tales que permitan una buena mo a acia las

discontinuidades. El procedimiento ue:

amarillo, blanco.

2) Para observar con luz ultravioleta. Esta clase es fluorescente, siendo el color

mas apropiado el amarillo verdoso, por ser

L

retentividad, alta permeabilidad, buena visibilidad, tamaño y forma que permitan alta

movilidad, baja densidad e inalterabilidad.

d

cie que se inspe

√ Magnetización (aunque vale señalar que la tubería de perforación y de

ensamblaje de fondo, casi siempre está magnetizada debid

√ Limpieza del área a inspeccionarse.

√ Espolvorear las partículas magnéticas de modo que se forme una cubierta

fina y homogénea.

ículas

vilidad de las p rtículas h

es como sig

69

√ Magnetización

√ Limpieza de las superficies a ser inspeccionadas.

uspensión y se baña con ella el área a inspeccionarse, con

la ayuda de un chisguete aplicado.

ntinuidades.

s magnéticas para ver con

z blanca aplicadas con técnica seca, y el de partículas magnéticas fluorescente para

siglo pasado en la inspección de piezas de

comotoras. Consistía básicamente en sumergir la pieza en una mezcla caliente de

netre en las fisuras.

Procedimiento para la inspección con líquidos penetrantes:

a)

da con prolijidad, ya que partículas de

producen variación en sus propiedades.

en los resultados.

Impiden que el líquido penetre en las fisuras o poros.

√ Se prepara la s

√ Se espera un tiempo (dos a tres minutos) para que las partículas migren

hacia las disco

√ Se evalúan las indicaciones.

En la práctica, los métodos más usado son los de partícula

lu

ver con luz negra aplicada con técnica húmeda.

3.8.1.3 Inspección con líquidos penetrantes

Este método tiene su inicio a fines del

lo

aceite y querosene para que ésta pe

Generalmente se emplea en aleaciones no ferrosas, aunque también se puede utilizar

para la inspección de materiales ferrosos cuando la inspección por partículas

magnéticas es difícil de aplicar.

Limpieza del área a inspeccionarse

Esta condición es necesaria y debe ser ejecuta

polvo, grasa u otros contaminantes pueden dar los siguientes problemas:

√ Reaccionan con el líquido penetrante y

√ Malogran la visibilidad o el contraste

√

Se recomienda para la limpieza usar cepillo de cerda de alambre blando, ya que los

cepillos de acero causan deformaciones superficiales que enmascaran e incluso tapan

las grietas.

70

b) Aplicación del líquido penetrante.

ten n buena ventilación por el peligro que

pa s.

egún el caso puede ser de varios minutos a una hora, siendo lo más aconsejable

on líquidos penetrantes

La forma más práctica de aplicación del líquido penetrante es mediante aerosoles,

iendo siempre cuidado de hacerlo en sitios co

significa su inhalación. Una vez aplicado debe dejarse transcurrir un tiempo prudencial

ra que el líquido penetre en las fisura

S

seguir las instrucciones del fabricante.

Figura 3.20 Proceso de inspección c


llamado “de lavado” cuya función es remover el

líquido penetrante que no ha ingresado a los poros o grietas. Aquí es donde una

riginando la

pérdida de la inspección. El tipo de penetrante usado determina el tipo de líquido de

olos en la superficie.

c) Remoción del exceso de penetrante

Se lleva a cabo aplicando otro líquido

viscosidad excesivamente baja del líquido penetrante que esta dentro de las grietas,

produce una movilidad que permite que sea removido de las mismas, o

lavado a aplicarse.

d) Revelado

Consiste en la aplicación de una ligera capa de polvo fino sobre la superficie a

inspeccionarse, para absorber el penetrante que esta dentro de las grietas o poros

concentránd

71

La forma más práctica de aplicar el revelador es el aerosol, formando el polvo una

suspensión en un líquido volátil. Este tipo de aplicación tiene la ventaja de que puede

amblaje de fondo de una sarta de perforación

uando se inspecciona el lastrabarrena antimagnético o monel

3.8.1.4 Inspección con ultrasonido

Esta clase de inspección proporciona una idea bastante buena del nivel de desgaste

que tiene una tubería de perforación que ha sido muy usada, así como de las

condiciones de una tubería de revestimiento o producción.

Su funcionamiento se basa en la impedancia acústica, la que se manifiesta como el

producto entre la velocidad máxima de propagación del sonido y la densidad del

material.

Las pruebas con ultrasonido se efectúan con niveles de frecuencia entre 0,5 y 15 MHz,

onda ultrasónica, este tipo de onda pertenece al

conjunto de las llamadas mecánica, ya que necesitan un medio elástico para su

Ondas transversales.- Cuando la dirección de propagación de la onda es

r a la dirección de oscilación de las partículas.

ser usado con cualquier tipo de penetrante, teniendo además muy alta sensibilidad. La

figura 3.20 ilustra al proceso hasta ahora descrito.

e) Observación y análisis de resultados

La figura 3.20 ilustra al proceso arriba descrito. La aplicación en la práctica de éste

método, se da en la inspección de ens

c

lo que le permite clasificarse como

propagación. Si el medio tiene estructura cristalina (como los metales), las partículas

que forman la red oscilarán originando los siguientes tipos de onda ultrasónica.

Ondas longitudinales.- En las cuales la dirección de propagación de la onda es

paralela a la oscilación de las partículas.

perpendicula

Ondas superficiales.- Cuando la onda se propaga exclusivamente en la superficie del

material siguiendo el perfil del cuerpo.

72

Cuando se inventó este procedimiento, se medía la disminución de intensidad de

energía acústica cuando se hacían viajar ondas supersónicas en un material,

requiriéndose el empleo de un emisor y un receptor.

3.8.1.5 Inspección Electromagnética

El fundamento teórico es básicamente el mismo que el de la inspección con partículas

l objetivo de la inspección electromagnética es localizar fracturas, picaduras de

o los producidos por cuñas o llaves) y otros defectos

ue comprometen la integridad del tubo.

Pueden ser localizadas simultáneamente imperfecciones tanto en la superficie

ción general del equipo usado

Convertir la señal eléctrica de los detectores en una representación que pueda ser

ctores, la intensidad de los detectores, la

intensidad de la magnetización y la amplificación de la señal.

uesta por la bobina y los

ensores y sus funciones:

uerpo del tubo.

Detectar el campo y sus perturbaciones.

magnéticas, es decir la detección de perturbaciones en un campo electromagnético en

el contexto de la ley de Gauss del electromagnetismo.

E

corrosión, daños mecánicos (com

q

Las ventajas principales de este método son:

√ El registro del estado del cuerpo del tubo es continuo.

√

interna como en la externa del cuerpo del tubo.

a) Descrip

Este tipo de inspección requiere de un equipo electrónico y de uno auxiliar para

completar el trabajo, este consta de los siguientes componentes principales:

1) La consola de control.- Tiene como funciones:

√

evaluada por el inspector (gráfico en papel o pantalla).

√ Calibrar la sensibilidad de los dete

2) La unidad de magnetización y detección.- Esta comp

s

√ Inducir un campo magnético en el c

√

73

3) La unidad de suministro de poder.- Proporciona la energía necesaria a la consola y

a la unidad de magnetización.

b) El equipo complementario

s importante establecer que la inspección electromagnética por si sola, nos

requerirá el equipo apropiado

ara estas inspecciones complementarias.

.8.2.1 Calibración Interna

o lo largo de la misma, una

camientos de las herramientas que

asarán por el mismo. Además, limpia que objetos extraños el interior del tubo.

l calibrador es un mandril cuya longitud varía entre 12 y 42 pulgadas y cuyo diámetro

n ID de la tubería

E

proporciona una evaluación básicamente cualitativa de los defectos, por lo que en la

práctica siempre se la efectúa combinada con inspección ultrasónica y opcionalmente

con inspección de partículas magnéticas, por lo que se

p

3.8.2. Otros métodos de inspección de tubería

3

Consiste en hacer pasar por dentro de la tubería y a tod

herramienta llamada calibrador con el objeto de verificar que el diámetro interno del

tubo (calibre) se mantiene evitando así futuros atas

p

E

depende del tamaño y peso de la tubería a inspeccionarse. Los valores API para las

distintas medidas de calibrador se encuentran tabulados para facilitar su uso.

Tabla 3.7 Tamaño del conejo segú

Tamaño Nominal Diámetro del conejo

Tubería de revestimiento y producción (Drift)

2 7/8 y menores ID – 3/32”

3 1/2 a 8 5/8 ID – 1/8”

9 5/8 a 13 3/8 ID – 5/32”

16 y mayores ID – 3/16”


74

3.8.2.2 Inspección de roscas

Una conexión enroscada es un complicado mecanismo compuesto de muchos

interactuar en una forma preestablecida para cumplir

decuadamente su función. (sección 3.4.4).

los siguientes elementos:

idad del hilo: Es la distancia de la cresta a la raíz del hilo,

medida normalmente al eje de la rosca.

elementos los cuales deben

a

La cita anterior nos revela la importancia de las roscas en la mayoría de las

operaciones, ya sean de perforación, producción, perfilaje, revestimiento, pesca, etc.,

ya que después de todo son las roscas las que hacen que nuestra sarta se comporte

como una unidad.

Para propósitos de inspección se consideran

a) Altura o profund

b) Estiramiento: es la distancia de un punto sobre un hilo al punto

correspondiente en el siguiente hilo, medida paralela al eje de la rosca.

c) Conicidad: Es el cambio en el diámetro de una rosca, expresado en

pulgadas por pie de longitud de rosca.

3.8.2.2.1 Calibración de profundidad del hilo

Existen varios tipos de calibradores para medir la altura del hilo:

Calibradores internos – externos: Especiales para medi (en la caja) de ción interna

tuberías de 3” y alibradore ser verificada usando menores. La exactitud de los c s debe

bloques normalizadores para cada tipo de conexión.

3.8.2.2.2 Calibración del es la rosca

Hay dos formas de realizarlas:

a) Calibrando al intervalos de 1”

b) Midiendo el estiramiento acumulado sobre la longitud de la rosca, tomando

en cuenta sólo los hilos perfectos.

tiramiento de

75

Los calibradores para este tipo de inspección consisten básicamente de un armazón

on un dial, además de dos puntos de contacto (de la herramienta con la rosca): uno

de contacto cuando están sobre la rosca,

os da la medida del estiramiento que no debe ser mayor a 0,003” cuando se lo mide

ara este tipo de inspección hay dos clases de calibradores: para rosca externa (pin) y

ntacto móvil y

tro fijo. La medición se hace generalmente a intervalos de 1”.

El iendo inspeccionada, colocando el

dia ebe

ros á el cambio de diámetro en milésima

e pulgada/pulgada, siendo más o menos 0,005” una tolerancia aceptable.

se usan generalmente las galgas o

s indica el nivel de desgaste

rmaciones producidas por golpes o hundimientos.

su simplicidad las galgas proporcionan información confiable para tomar

ceptación de un tubo.

conexión es enroscando una conexión de

que enroscará hasta u prevista. Si el borde de la conexión de

específica (incluyendo una tolerancia), la rosca

c

fijo y otro móvil.

La variación de la distancia entre los puntos

n

en intervalos de 1” - 0,006” cuando se mide el estiramiento acumulado.

3.8.2.2.3 Calibración de la conicidad de la rosca

P

para rosca interna (caja). Ambos tipos tienen un dial y un punto de co

o

calibrador se ajusta sobre la rosca que está s

punto fijo sobre la raíz posterior a un hilo perfecto y poniendo el punto móvil en el lado

metralmente opuesto de la misma raíz. La lectura del dial en esta posición d

ajustarse a cero. Desplazando el calibrador una pulgada en el sentido del eje de la

ca, se tomará una segunda lectura que señalar

d

3.8.2.2.4 Evaluación del desgaste de la rosca

En la práctica para este tipo de inspección

“peines”. Estas herramientas tienen la forma del perfil de la rosca. Se utilizan

apoyándolas sobre la rosca con la orientación paralela al eje de la misma La

observación del perfil de la galga contra el de la rosca no

de la conexión, así como otras defo

A pesar de

una decisión sobre el rechazo o la a

Otra forma de evaluar el desgaste de una

prueba, que es un herramienta construida específicamente para el efecto, la misma

na distancia de diseño

prueba no ajusta a esa distancia

76

inspeccionada está fuera de especificaciones. Este tipo de prueba se usa

generalmente en conexiones de sarta de perforación.

3.8.3 Tipos de inspección según la tubería utilizada

e practican generalmente los siguientes tipos de inspección, recomendando el

a) Inspección visual de la rectitud del tubo

inspección visual,

ultrasonido o con partículas magnética si lo amerita según el registro.

las magnéticas fluorescente con la luz

ultravioleta. Si se trata de lastrabarrenas antimagnético, se usarán líquidos

b) Calibración interna

3.8.3.1 En tubería de perforación

S

siguiente orden:

b) Calibración del desgaste del cuerpo

c) Medición del espesor de pared con ultrasonido en el centro del tubo

d) Inspección electromagnética, complementada con

e) Inspección de la junta y el área de cuñas (aproximadamente 3” desde el final

de la junta) con partículas magnéticas ya sea técnica seca o luz ultravioleta.

f) Inspección visual de las roscas y calibración del diámetro de la junta.

3.8.3.2 En ensamblaje de fondo

Se recomiendan los siguientes métodos de inspección:

a) Inspección de roscas con partícu

penetrantes.

b) Inspección visual de las roscas, ya sea usando galgas o conexiones de prueba

para evaluar su nivel de desgaste.

3.8.3.3 En tubería de revestimiento

Se recomiendan los siguientes métodos de inspección:

a) Inspección visual de la rectitud del tubo

c) Inspección visual de roscas

d) Inspección de partículas magnética en el cuerpo del tubo

e) Inspección de espesores de pared con ultrasonido

77

3.8.3.4 En tubería de producción

En tubería de producción nueva se requieren los mismos métodos que en la de

producción usada, se recomienda

racticar lo siguiente:

a) Inspección visual de la rectitud del cuerpo del tubo.

electromagnética

ultrasonido de acuerdo al registro de

atibles.

√ nes a realizar.

Controlar el equipamiento a ser utilizado en la operación. Controlar la alineación

Limpiar los tubos e inspeccionarlos visualmente.

o lubricante API para roscas (API 5A3).

jada como en la extracción de la columna.

√ Utilizar la velocidad de rotación (r.p.m.) adecuada, de acuerdo con las

torque adecuado, de

ción estén calibrados (torquímetro,

dentro de

uridad.

revestimiento, por lo que para una tubería de

p

b) Calibración interna

c) Inspección

d) Determinación del espesor de pared con

la inspección electromagnética.

e) Inspección visual de las roscas.

3.8.4 Recomendaciones Básicas

√ Manipular los tubos con suavidad, con los protectores de rosca colocados.

√ Identificar las conexiones y los accesorios. Asegurarse de que sean comp

Planificar previamente las operacio

√

del aparejo respecto del pozo.

√

√ Reinstalar los protectores limpios antes de que los tubos sean levantados hacia la

boca del pozo, o usar protectores especiales.

√ Utilizar compuest

√ Realizar el acople con sumo cuidado. En conexiones con sello metálico se deberá

utilizar guía de emboque tanto en la ba

recomendaciones.

Ajustar por torque-posición las uniones API. Utilizar el√

acuerdo con las recomendaciones para otras uniones.

√ Controlar que todos los instrumentos de medi

iind cador de peso, etc.).

√ Asegurarse de que la tensión aplicada sobre el tubo o la conexión esté

los límites de resistencia de los mismos. Usar factor de seg

78

3.9 RECEPCIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN EL POZO

a ha llegado y se ha descargado en la locación donde se está

erforando, se procede a retirar los protectores de rosca y piñón, que son protectores de

stentes, para proteger los

ubulares durante su transporte.

ue pasa por su interior (conejo), este es

e un cable cuando se encuentra sobre los

aballetes; un método inédito para probar la tubería de revestimiento que va a ser

do con éxito, y es presentado en el siguiente párrafo.

éste, en

e

be ser regularizado para que el

vestimiento

3.9.1 Operaciones Previas

Una vez que la tuberí

p

plástico completamente reciclables, de peso ligero, resi

piñones y las roscas de los t

Para garantizar que la tubería se encuentre libre de obstrucciones o deformaciones, se

la prueba, mediante un elemento q

generalmente impulsado por medio d

c

introducida al pozo, ha sido usa

El principio es el mismo (un elemento que pasa por su interior, conejo) solo que

vez de ser impulsado a través de un cable, es impulsado por aire, mismo que proced

desde un compresor de la torre de perforación, y de

empuje al conejo sea a una velocidad baja promedio, a fin de que este no salga

disparado por su otro extremo.

Figura 3.21 Prueba de tubería de re


Al encontrar alguna obstrucción de aplastamiento en los revestidores se procede a

retirar el conejo de la misma manera como si fuese impulsado por medio del cable.

que los tubos nuevos o

s por lo general son de color amarillo. Esta grasa

Ya probada la tubería, se limpian las roscas toda vez

reparados son enviados al pozo con grasa de almacenamiento de diferentes marcas

en sus roscas expuestas, las cuale

debe ser removida completamente siempre colocando una membrana debajo de ellas

para evitar cualquier tipo de contaminación ambiental.

79

Las siguientes son recomendaciones para la limpieza de roscas:

Lave con agua y jabón utilizando un trapo o cepillos de fibra y seque

inmediatamente con un trapo o aire a presión

Remueva la grasa con algún solvente químico y seque con un trapo limpio

Remueva con agua a presión y seque con aire o un trapo limpio.

Figura 3.22 Caja y piñón limpio

Fuente: Tenaris

continuación se mide la longitud de cada uno de los revestimientos, desde el triangulo

(al final del pin) hasta esta clase de tubería,

debe también verificarse la calidad del acero, el peso por pie y el tipo de junta antes de

proceder a la instalación; seguidamente se numeran y se realiza una hoja de control de

tubería (tally) para controlar el número de tubos de revestimiento.

3.9.2 Herramientas y Accesorios necesarios para la introducción de TR

oder

anipular eficientemente esta tubería. Así por ejemplo, al introducir la tubería de

Después de lavadas y secas, las roscas no deben permanecer expuestas a la

intemperie más de seis horas sobre todo en ambientes con exceso de humedad,

porque pueden empezar a mostrar óxido en su superficie.

A

el box, con una cinta especial para medir

Además de la tubería de revestimiento, son necesarios otros elementos para p

m

revestimiento en un hoyo, los elevadores y brazos del top drive deben ser

suficientemente resistentes para sostener a la tubería. Las llaves hidráulicas y las cuñas

deben ser de un tipo tal que se mantenga al mínimo el peligro de que la tubería sufra

abolladuras y melladuras.

Los siguientes son algunos elementos especializados:

80

3.9.2.1 Elevadores

Estos elevadores están disponibles para tuberías de revestimiento en el tipo cuña

también llamado elevador spider, las cuales agarran la tubería debajo de su caja.

3.9.2.2 Cuñas

Estas cuñas para tubería de vez de las convencionales revestimiento son usadas en

crucetas y sirven para sostener la tubería.

3.9.2.3 TAM Casing Circulating Packer

Es una herramienta diseñada para a través de ella llenar con el lodo de perforación el

interior de la tubería de revestimiento mient s se la esta corriendo dentro del pozo. Sus ra

propósitos son aumentar la velocidad los revestimientos, circular a través de llenado de

de los mismos y proporcionar mayor seguridad en la ejecución de estas operaciones.

Éste Tam Packer va conectado al top drive de la torre, si la torre no tuviera el top drive

entonces sería conectado a su equipo elevador. Para llenar cada revestidor se procede a

bombear el lodo, mismo que al pasar a través de esta herramienta obtiene una mayor

velocidad de descarga, hasta 8 barriles por minuto, es importante mencionar que en la

parte interior de la herramienta existe una válvula check que evita cualquier retorno de

lodo. Existe un Tam Packer para cada diámetro de tubería de revestimiento.

Figura 3.23 Funcionamiento del Tam-Packer

Fuente: TAM INTERNATIONAL

81

Para ejecutar la operación de circulación del pozo ya sea por dificultades al momento de

bajar la tubería de revestimiento, o si ya se llegó a la profundidad programada de

asentamiento, esta herramienta consta de un elemento inflable o bléris parecido al de

una llanta y se lo infla ya sea con aire o agua por medio de una línea situada en la parte

superior de esta herramienta la que va conectada a un dispositivo bomba (Tam

Air/Hydraulic Inflation Pump) que permite que su llenado sea controlado desde la mesa

rotaria.

3.9.2.4 El Equipo de Flotación

El equipo de flotación, reduce los esfuerzos y fatigas en el equipo de perforación por el

incremento de las longitudes y pesos de las tuberías de revestimiento a medida que se

avanza en profundidad. Este equipo se compone de la siguiente forma:

3.9.2.4.1 Zapatas de tubería

Estas van colocadas en el fondo de la tubería de revestimiento y sirven para guiar la

tubería hasta abajo y evitar que se atasque.

3.9.2.4.2 Centralizadores

Estos se colocan en la tubería de revestimiento con el fin de mantenerla centrada. De

este modo se evita su atascamiento y se aumenta la eficacia de la operación de

cementación.

3.9.2.4.3 El Collar Flotador

Es un collar provisto de una válvula de bola (contrapresión), espaciada una unión o

más por encima de la zapata de tubería. La válvula impide el reflujo desde el espacio

anular hasta la tubería de revestimiento, lo cual podría ocurrir cuando se bombea la

lechada de cemento a través de esta tubería.

3.9.2.4.4 Raspadores

Este elemento consta de un anillo dotado de alambres flexibles de acero. Cuando la

tubería de revestimiento se o gi atorio, los raspadores

revuelven el lodo y tienden a evitar la formación de canales en la lechada.

desplaza por efecto reciproco r

82

3.9.3 Procedimiento de introducción de TR

Concluidas las operaciones previas, se levanta el primer tramo hasta la rampa con una

grúa, se engancha el primer tramo con el elevador hasta el piso de trabajo (rig floor)

teniendo en cuenta que la caja deberá estar en dirección a la mesa rotaria y el piñón en

dirección a la rampa, este último con su protector.

Una vez que el primer tubo de revestimiento se encuentra en la mesa de trabajo se

, y tanto el primer casing como la zapata se limpia

aritina y cepillo) y revisa sus condiciones. Para la conexión casing-zapata, se

el torque con el

8).

retira el protector del piñón

(b

ubica la zapata en la cuña que se encuentra sobre la mesa rotaria y una vez

enganchada se coloca la suelda fría en el pin del primer casing y se enrosca a la

zapata generalmente con la llave de potencia la misma que indica

cual se logra el ajuste (ver tabla 3.

Tabla 3.8 Torque aproximado conexión casing-zapata

Size Casing Torque Inches Lb/ft 13 3/8 15.000 9 5/8 10.000

7 6.500 – 7.000 Realizado por: Autores

on el fin de proporcionar más seguridad al ajuste. Se baja este primer

vestimiento con la ayuda del tam-packer, este revestimiento de acuerdo del

ara esta operación tiene incorporado un raspador y un

entralizador, y se lo vuelve a enganchar con la cuña en su parte final de modo que su

se baja, este casing también baja con un

spador y un centralizador; se sube el tercer casing y desde este en adelante se

Realizada la conexión casing-zapata puede también colocarse una suelda eléctrica a

su alrededor c

re

programa preestablecido p

c

caja este libre para la conexión con el segundo casing.

Se sube el segundo casing se limpia su pin y caja de conexión, se coloca la suelda fría

en el pin, se enrosca con la llave de potencia y

ra

conecta con grasa.

83

3.9.3.1 Aplicación de Grasa API o Selladora

La grasa selladora para Casing y Tubing está contemplada por API en su práctica

recomendada 5A3 y es conocida como “thread compound” o compuesto sellador para

roscas. Su fórmula original está constituida por 36% de grasa y 64% de metales

suaves como: polvo de zinc (12%), hojuelas de cobre (3%), polvo de plomo (31%) y

olvo de grafito (18%). Este último es el que le da su característico color negro.

a cantidad de grasa necesaria.

3.9.3.2 Acoplamiento de tuberías de revestim

Es importante una buena alineac l tubo para el emboquillamiento del piñón en la

caja, una vez alineada se realiza la conexión y ienza a enroscar el piñón en la

caja, este giro comúnmente es rea do por tencia que indica el torque o

ajuste dado para la conexión, el n tablas proporcionadas por los

bricantes como indica la tabla 3.9.

p

Después de la aplicación de la grasa debe quedar visible la forma de los hilos. La

grasa puede ser aplicada sin problemas durante la lluvia, y puede resistir la

contaminación con lodo de perforación, aunque es recomendable evitarlo. Para

obtener una aplicación uniforme en los hilos, se debe utilizar: para los piñones una

brocha plana y para las cajas una de tipo cepillo de preferencia redondo, cubriendo

perfectamente los 360º, utilizando sólo l

iento

ión de

se com

liza la llave de po

mismo se encuentra e

fa

Tabla 3.9 Valores de Torque para la conexión de tuberías de revestimiento

Size TORQUE

OD Casing weight

(lb/ft) In (lb/ft)

Steel grade

Minimum Optimun Maximun H-40 580 770 960 J-55 760 1.010 1.260 9,5 K-55 840 1.120 1.400 J-55 990 1.320 1.650 10,5 K-55 1.100 1.460 1.830 J-55 1.160 1.540 1.930

4 1/2

11,6 K-55 1.280 1.700 2.130 J-55 1000 1.330 1.660 11,5 K-55 1.100 1.470 1.840 J-55 1.270 1.690 2.110 13 K-55 1.400 1.860 2.330 J-55 1.550 2.070 2.590

5

15 K-55 1.710 2.280 2.850

84

Continuación, Tabla 3.9

Size TORQUE

OD Casing weight

(lb/ft) In (lb/ft)

Steel grade

Minimum Optimun Maximun H-40 980 1.300 1.630 J-55 1.290 1.720 2.150 14 K-55 1.420 1.890 2.360 J-55 1.520 2.020 2.530 15,5 K-55 1.670 2.220 2.780

5 1/2

J-55 1.720 2.290 2.860 17 K-55 1.890 2.520 3.150 H-40 1.380 1.840 2.300 J-55 1.840 2.450 3.060 20 K-55 2000 2.670 3.340 J-55 2.360 3.140 3.930

6 5/8

24 K-55 2.570 3.420 4.230

17 H-40 920 1.220 1.530 H-40 1.320 1.760 2.200 J-55 1.760 2.340 2.930 20

910 2.540 3.180 K-55 1.J-55 2.130 2.840 3.550

7 23

K-55 2.320 3.090 3.860 J-55 2.510 3.340 4.180 26 K-55 2.730 3.640 4.550

24 H-40 1.590 2.120 2.650 J-55 2.360 3.150 3.940 7 5/8

26,4 K-55 2.570 3.420 4.280 J-55 1.830 2.440 3.050 24 K-55 1.970 2.630 3.290

28 H-40 1.750 2.330 2.910 H-40 2.090 2.790 3.490 J-55 2.790 3.720 4.650

8 5/8 32

K-55 3.020 4.020 5.030 J-55 3.260 5.430 4.390 36 K-55 3.510 4.680 5.850

32,3 H-40 1.910 3.180 2.540 H-40 2.210 2.940 3.680 J-55 2.960 3 4.940 .930 36 K-55 3.170 4.230 5.290 J-55 3.390 4.520 5.650

9 5/8

40 K-55 3.650 4.860 6.080

32,75 H-40 1.540 2.050 2.560 H-40 2.360 3.140 3.930 J-55 3.150 4.200 5.250 40,5 K-55 3.840 4.500 5.630 J-55 3.700 4.930 6.160

10 3/4

45,5 K-55 3.960 5.280 6.600

85


Size TORQUE

OD Casing weight

(lb/ft) In (lb/ft)

Steel grade

Minimum Optimun Maximun J-55 4.240 5.650 7.060 K-55 4.550 6.060 7.580 C-75 5.670 7.560 9.450 N-80 6.030 8.040 10.050 C-95 6.950 9.270 11.590

51

P-110 8.100 10.800 13.500 C-75 6.320 8.430 6.540 N-80 6.710 8.950 11.190 C-75 7.740 10.320 12.900

55,5

P-110 9.020 12.030 15.040 6 P0,7 -110 10.040 13.380 16.730

10 3/4

65,7 P-110 11.040 14.720 18.400 42 H-40 2.300 3.070 3.840

J-55 3.580 4.770 5.960 47 K-55 3.850 5.090 6.360 J-55 4.260 5.680 7.100 54 K-55 4.550 6.060 7.580 J-55 4.870 6.490 8.110 K-55 5.200 6.930 8.660 C-75 6.520 8.690 10.860 N-80 6.930 9.240 11.550

11 3/4

60

C-95 8000 10.660 13.330 48 H-40 2.420 3.220 4.030

J-55 3.860 5.140 6.430 54,5 K-55 4.100 5.470 6.840 J-55 4.460 5.950 7.440 61 K-55 4.750 6.330 7.910 J-55 5.060 6.750 8.440 68 K-55 5.390 7.180 8.980 C-75 7.340 9.780 9.230 N-80 7.800 10.400 13.000

13 3/8

72 C-95 9.030 12.040 15.050

65 H-40 3.290 4.390 5.490 J-55 5.330 7.100 8.880 75 K-55 5.640 7.520 9.400 J-55 6.130 8.170 10.210

16

84 K-55 6.490 8.650 10.810 H-40 4.360 5.810 7.260 J-55 5.880 7.840 9.800 94 K-55 6.180 8.240 10.300 J-55 6.850 9.130 11.410 106,5 K-55 7.200 9.600 12.000 J-55 8.940 11.920 14.900

20

133 K-55 9.400 12.530 15.660

Fuente: Weatherford

86

El giro también puede ser controlado de una manera segura mediante la inspección

del triangu ravado sobre el piñón del tubo revestidor común en roscas BTC).Las

siguientes las p el en las cuales

la rosca para ofrecer una conexión adecuada.

Figura 3.24 Acopl to de tu de reve to

lo (g

son osiciones d triángulo se puede lograr el apriete de

amien berías stimien

R o por:

Ya acopladas las tuberías para se orriéndolas hacia la profundid gramada,

estas se siguen llenando n lodo d n ante e acker

A una profundidad muy somera se a el eq e flota ara es levanta la

columna de revestimie y se o a si e despla o de lodo por las

zarandas, de ser así significa el eq de n es cionando

correctamente. Se conti bajand revesti s llenando con lodo cada 5 tubos

con el tam-packer, y ce adores ndo un xión.

3.9.3.3 Pes sarta de tubería de timient

Para su mejor comprensión ilustra on el siguiente eje n ro de 12

¼” se introdujo una TR de 9 5/8”, N-80, 47 lb/pie, equipa zapa y cople

diferencial sobre el seg o tram 500 m. densidad d o de 1 r/cm³.

3.9.3.3.1 Peso TR en el ai

lb/pie a kg/m = 1,49 (fa

,49 x 47 03 kg/m ,03 x 2 175.0 peso el aire

ealizad Autores

guir c ad pro

co e perforació medi l tam-p .

prueb uipo d ción, p to se

nto bserv xiste zamient

que uipo flotació ta fun

nua o los miento

ntraliz pasa a cone

o de la reves o

mos c mplo: En u aguje

da con ta guía

und o a 2. el lod ,55 g

re

ctor)

1 = 70, . 70 .500 = 75 kg TR en

87

Figura 3.25 Ilustración de peso de TR en el pozo


3.9.3.3.2 Peso de TR flotada

802.0 85.7

175.075 x 0,802 = 140.410 kg = 140,4 ton. + peso del bloc = 8.000 kg = 8.0 ton

55.11 =−=ff

.

Lectura en el indicador = 148,4 ton

o y tubo de maniobra como

e ilustra en la figura 3.25.

l llegar a la profundidad programada se infla el tam packer y se circula por

ón se corta la circulación, se retira el tam packer y se

stala la cabeza de cementación a la mesa rotaria.

3.9.3.4 Alcance de la profundidad programada

Para llegar a la profundidad programada y asegurar el éxito de las operaciones es

importante calcular la longitud de la columna de revestimient

s

A

aproximadamente dos horas, con el fin de eliminar ripios, lodo gelado y tender a reducir

la temperatura del fondo del pozo. También es una manera de asegurarse de que nada

cayó dentro del revestidor que pueda tapar el equipo flotador.

Previa operación de cementaci

in

88

Figura 3.26 Cálculos en la corrida del casing


EMR = Nivel sobre la mesa rotaria

M = Altura de la mesa rotaria S.A = Sección A

Donde:

MR = Mesa rotaria

H

TM = Tubo de Maniobra P.J = Point Joint

CF = Collar flotador Z = Zapato

NS = Nivel del suelo

Teniendo:

Tubo de maniobra: TM = EMR + HM + SA + PJ

Longitud casing: L.Csg = Pto Casing - TM

89

3.10 CEMENTACIÓN D

Debido a la importancia de poseer el hoyo adecuado y con el fin de proporcionarle

integridad para las subsiguientes etapas de perforación, completación y producción,

una vez que se ha bajado (corrido) el revestidor dentro del hoyo se realiza su

cementación que, básicamente es la colocación de una lechada de cemento (mezcla

de cemento seco más aditivos con agua) en el espacio anular, entre la tubería de

revestimiento y la pared del hoyo, a presiones suficientes para que la mezcla de

cemento sea desplazada a través de la zapata y ascienda por el espacio anular hasta

la altura calculada (predeterminada), donde se le deja que fragüe, con lo cual la

tubería de revestimiento queda unida a la formación. Para los diferentes tipos de

revestidores esta operación es la llamada cementación primaria; siendo la

cementación secundaria la denominada cementación forzada (squeeze).

3.10.1 Objetivos de la Cementación

Proteger y soportar la tubería de revestimiento.

Resguardar la columna de revestimiento contra la corrosión.

Preservar la columna durante los (completación).

Reforzar la columna contra el aplastamiento (colapso) debido a fuerzas externas.

movimiento de fluidos a través del espacio anular (detrás del Revestidor).

l propósito de lograr el resultado

3.9.2.4, debiendo además

mencionar:

.10.2.1 Tapones Inferior y Superior

dor durante el paso a través de éste

y de servir como medio de separación entre el lodo y el cemento (tapón inferior) y

ntre el cemento y el fluido desplazante (tapón superior). El tapón inferior es de

aucho y al asentarse en el cuello flotador permite el paso de la lechada de cemento.

, el tapón superior es de construcción sólida y al asentarse sobre el cuello

flotador permite determinar que se ha desplazado completamente la lechada, al

aumentar instantáneamente la presión de desplazamiento.

E REVESTIDORES

trabajos de cañoneo

Evitar el

3.10.2 Equipo de Cementación

Esta operación requiere de equipos especiales con e

deseado. De ellos, hemos indicado algunos en la sección

3

Sus funciones son la de limpiar la pared del revesti

e

c

Por su parte

90

Figura 3.27 Equipo de Cementación

Fuente: BP EXPLORATION

3.10.3 Clasificación API del Cemento

emento Pórtland y agua es ideal para ser usada en pozos, debido a que

uede ser bombeada fácilmente y se endurece rápidamente en un ambiente bajo

El principal ingrediente de casi todos los cementos de perforación es el cemento

Pórtland, un cemento artificial hecho quemando una mezcla de arcilla y caliza. Una

lechada de c

p

agua.

Los cementos tienen ciertas características físicas y químicas y en base al uso que se

les pueda dar en cuanto al rango de profundidad, presiones y temperaturas a soportar

etc; su clasificación por el API es: (ver tabla 3.10).

91

Ta o

Clase API MEZCLA AGUA

(GAL/SXS) PESO LECH DA

(Lb/Gal) PROFUNDIDAD DEL POZO (pies)

TEMPERATURA ESTATICA (F)

bla 3.10 Clasificación API del Cement

A

A 5,2 15,6 0-6.000 80-170 B 5,2 15,6 0-6.000 80-170 C 6,3 14,8 0-6.000 80-170 D 4,3 16,4 6.000-10.000 170-230 E 4,3 16,4 10.000-14.000 170-290 F 4,3 16,4 10.000-16.000 230-320 G 5,0 15,8 0-8.000 80-200 H 4,3 16,4 0-8.000 80-200

Fuente: BP EXPLORATION

3.10.4 Diseño de la lechada de cemento

El diseño de la mezcla para lograr una lechada de cemento que cumpla con las

exigencias operacionales debe considerar:

• Evitar exceder la presión de fractura de la formación. Para ello, se debe determinar

la densidad máxima de la mezcla, la cual está en el orden de 1 lb/galón más

pesada que el lodo utilizado durante la perforación.

• Determinar la temperatura de fondo a partir de información sobre pozos vecinos,

perfiles y correlaciones.

• Calcular las tasas de bombeo, utilizando la geometría del hoyo y los datos de

tubería y del pozo.

Chequear la consistencia de la lechada en el laboratorio, utilizando la misma agua

sidad, rendimiento, etc.

Calcular el volumen total de cemento, agua, desplazamiento del tapón desde

ntemente puede ser necesario alterar o modificar los cementos utilizados en

na tarea específica. Los aditivos pueden clasificarse según su aplicación principal así:

educen el tiempo de fraguado del cemento, en pozos de baja y alta temperatura

Cloruro de calcio

Cloruro de sodio

•

de mezcla que la del campo, den

•

superficie hasta el cuello flotador.

3.10.5 Aditivos Utilizados en Cementaciones

Frecue

u

3.10.5.1 Aceleradores del cemento

R

92

Sal a bajas conce

3.10.5.2 Retardadores y dispersantes de nto

Incrementan el tiempo de espesamiento del ceme de al ratura

Sulfato de bario

Ferrofósforo

Sal a altas concentracio

traciones o pérdidas de fluidos hacia una

rmación permeable. Existen dos mecanismos de control de filtrado:

macromoléculas lo

de la lechada cuando se deben contener altas

.10.5.5 Aditivos reductores de densidad

Bentonita

Hidrocarburos

.10.5.6 Aditivos para pérdida de circulación:

desmenusados

n

ntraciones

Yeso

ceme

nto en pozos ta tempe

nes

3.10.5.3 Controladores de pérdida de filtrado

Son agregados a la lechada para evitar fil

fo

Viscosificación del agua de la mezcla: el cual hace que le sea más difícil fluir a

través de la formación

Entrampamiento del agua de mezcla en un reticulado de

que se consigue con látex.

3.10.5.4 Agentes densificantes

Permiten aumentar la densidad

presiones de formación

Arena

Barita 3

Puzolanas

Perlitas

3

Materiales fibrosos

Escamas de celofá

93

Escamas de mica

Perlitas expandidas

Cáscaras de nuez granulada

.10.6 Proceso de Cementación

mentación a la mesa rotaria se extienden las líneas de

an para asegurarse que todo este equipo esta en buenas

demoras después que el cemento ha empezado a

ajar por el interior del revestidor.

ara reducir las posibilidades de contaminación, unos pocos barriles de agua o lodo

n de fondo y la

plazado de los camiones bomba, baja el tapón superior

Aunque el cemento debe ser desplazado tan rápidamente como sea posible, se debe

se requiere cierta presión para romper la formación, de

anera que la presión de desplazamiento debe mantenerse a un mínimo. Por lo que

r la columna de cemento hacia arriba por el espacio anular.

la diferencia en presión hidrostática del lodo dentro y del lodo y el

del revestidor.

se pierda circulación el gasto de las bombas

ebe reducirse al mínimo práctico para que el cemento se deshidrate y tapone las

estaba perdiendo circulación.

s condiciones del pozo, el cemento usado, etc., no es recomendable

n las operaciones hasta que el cemento se haya

fraguado lo suficiente para apoyar el revestidor firmemente.

3

Ya instalada la cabeza de ce

superficie y se prueb

condiciones, toda vez que no hayan

b

P

de perforación de baja viscosidad que no sea dañino para el cemento, pueden ir antes

de la lechada. Siguiendo el fluido de baja viscosidad van el tapó

lechada de cemento de la calidad deseada. Inmediatamente antes de que la última

parte del cemento se haya des

siguiéndolo con el fluido de desplazamiento.

tener muy en cuenta que sólo

m

antes de empezar las operaciones hay que calcular el máximo de presión requerida en

la bomba para desplaza

Esto se debe a

cemento fuera

Al desplazar el cemento, en caso que

d

zonas por donde se

De acuerdo con la

conectar niples, o proseguir co

94

3.11 OPERACIONES DE TERMINACIÓN DEL POZO

ería de revestimiento se procede a retirar el tubo

de maniobra, para esto se lo desenrosca del último revestidor, siendo solo el tubo de

giro del desenrosque, ya que si también gira el ultimo

vestidor al cual esta conectado el tubo de maniobra significaría que el cemento no

n muy importante a tomar en cuenta es que no debe

oltarse toda la tensión de la columna de revestimiento permitiendo que esta descanse

nte colocada la Sección A del cabezal se

ontinúa con la perforación de la siguiente sección, esta puede ser la intermedia si el

na vez que se ha logrado revestir todo el pozo se procede a colocar la sección B y la

Una vez cementada y fraguada la tub

maniobra el único que haga el

re

esta bien fraguado y su giro podría incluso complicar el ajuste de los revestimientos

entre sí en profundidad, como medida de precaución antes de retirar el tubo de

maniobra se pueden soldar las medias lunas alrededor del último revestidor con el fin

de evitar su giro; otra consideració

s

en el cemento, ya que si bien el cemento tiene fuerza suficiente para apoyar el

revestidor sin dañarlo, pero en columnas muy largas y donde hay zonas ensanchadas,

las cargas de compresión pueden causar falla en la tubería debido al doblamiento

frente a las cavidades.

Ya retirado el tubo de maniobra y posteriorme

c

pozo tuviera tres revestimientos, o la de producción si tuviera dos revestimientos, de

igual manera al revestir la última sección se procede con las operaciones de

cementación, ya sea un revestimiento de producción o un liner; esta última

cementación generalmente no se aplica a pozos horizontales donde se coloca un liner

ranurado a lo largo de la sección horizontal que luego se lo limpia con las herramientas

conocidas como well vac & sand vac.

U

sección C del cabezal de producción (ver figura 3.28), para inmediatamente realizar el

reacondicionamiento (workover) del mismo.

95

Figura 3.28 Cabezal de producción de 13.12 ft

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

96

CAPÍTULO IV

OPTIMIZACIÓN EN EL DISEÑO DE REVESTIDORES Para la industria hidrocarburífera, una de las principales fuentes de ingresos para el

Estado, el adelanto tecnológico se refleja en mejorar los sistemas y procedimientos de

explotación del crudo; en la perforación convencional de pozos de petróleo la

entubación de los mismos es una parte fundamental para su rendimiento, es así que

en este capítulo se presenta un diseño optimizado de la tubería de revestimiento para

la entubación de pozos petroleros direccionales persiguiendo mejorar el impacto

financiero de las operaciones. Para esto, a partir de los datos del campo de aplicación

se ha fijado dos objetivos geológicos y se ha trazado una dirección para llegar a cada

uno de ellos, con este cálculo se puede conocer las formaciones a ser atravesadas,

determinar las profundidades de asentamiento de los revestidores y su diseño.

4.1 PLANIFICACIÓN DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Un proyecto de perforación direccional controlada comprende un proceso sistemático y

ordenado de factores que se convierten casi en una empresa única cada vez que uno

de ellos es planificado y llevado a cabo. Las etapas que seguiremos durante este

diseño de pozos, están bien identificadas y son las siguientes:

CIÓN DE POZOS

empieza determinando un objetivo en profundidad, en el mismo se cree

crudo, las cuales pueden ser extraídas. Es así que

gicos y geofísicos se fija este objetivo.

r los datos del

elementos del sistema petrolífero y cartografiar el

subsuelo para la ubicación de las trampas asociadas a una probable acumulación de

petróleo. Es también muy importante procesar información sobre los últimos pozos

4.1.1 UBICA

El proceso

existen buenas acumulaciones de

mediante estudios geoló

4.1.1.1 Selección del área

Ubicaremos dos pozos en profundidad, para ello es necesario estudia

campo que permitan establecer los

97

perforados así se puede evaluar si esa área es buena, o si es conveniente estudiar

alguna otra área dentro del campo. En nuestro caso particular los últimos pozos

perforados en la parte noreste ican buenas acumulaciones de

petróleo en la arenisca Hollín, todos estos pozos han sido perforados desde el well-

pad 1

.2 Análisis de Pozos Vecinos

la

e acumulaciones de petróleo y dejar en producción el reservorio Hollín.

de 10.070 pies, tuvo dos secciones de perforación. La primera

ada al momento

maciones como Tiyuyacu, Tena y Napo, ésta sección fue de 9

nde a un diámetro de 7 plg, grado de acero C-95,

6 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los

producción de

producción inicial fue 1.296 BPPD de la arena Hollín Inferior con un BSW

noviembre de 2.008 se describe en la tabla 4.1.

del campo Sacha ind

92, por lo que estudiaremos la perspectiva de esa zona.

4.1.1

Con el fin de procesar información de la estructura geológica, eventos ocurridos

durante la perforación y el programa de tuberías de revestimiento empleados, es

necesario estudiar los pozos que posiblemente serán cercanos a la ubicación de los

nuestros. Estos pozos corresponden al Sac-192, Sac-210D, Sac-213D y Sac-214D.

4.1.1.2.1 Pozo Sacha 192

El pozo Sacha 192 es un pozo vertical de desarrollo, es el primer pozo perforado

desde el well-pad 192 del campo, teniendo como objetivos principales probar

existencia d

Su profundidad total fue

sección de fue de 13 ¾ plg donde se instaló un revestidor de 10 ¾ plg, grado de acero

K-55, 40,5 lb/ft de peso provista de conexiones STC (8HRR) y una longitud que

alcanza los 3.223 pies. La segunda sección fue perforada con cinco brocas, el cambio

de algunas de ellas se debió a una baja rata de penetración (ROP) d

de atravesar algunas for

7/8 plg y su revestimiento correspo

2

10.070 pies. En el anexo 3 se presenta el diagrama mecánico del pozo.

El tipo de completación de este pozo es a flujo natural con tubería de

3½ plg, su

del 10%, su estado actual al mes de

Tabla 4.1 Producción del pozo SAC-192

Campo Pozo Arena Mecanismo de producción

Producción BPPD

BSW (%)

Sacha 192 Hollín Sup. Bombeo Hidráulico 163 27,9


98

Figura 4.1 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-192 0

Tricónica 14 3/4" @ 500'

1000

2000

3000

4000

9000

TERCIARIO INDIFERENCIADO

TENA

5000

6000

7000

Prof

undi

dad

(ft)

ORTEGUAZA

TIYUYACU

8000

10000

11000

NAPO

ARENISCA "U"inferiorARENISCA "T"inferior

HOLLÍNPT

PDC 9 7/8" @ 9876' PDC 9 7/8" @ 10070'

PDC 13 3/4 @ 3223'

PDC 9 7/8" @ 7398'

ónica 9 7/8" @ 7861'

PDC 9 7/8" @ 8902'

Tric


os estudios direccionales para este pozo indican que su dirección se encuentra en

e

decremento de ángulo es de 0,9o/100’.

La profundidad alcanzada de este pozo es es en 510 pies en MD

tenien s secc de n ión d plg fue orada

con dos brocas, la primera m es y la segunda operó sin


4.1.1.2.2 Pozo Sacha 210D

El pozo Sacha 210D es un pozo direccional de desarrollo, es el segundo pozo

perforado desde el well-pad 192 y el primer pozo direccional teniendo como objetivo

principal probar la existencia de acumulaciones de petróleo, y dejar en producción el

reservorio Hollín.

L

N1oE con un Azimuth de 1oAz, su trayectoria es tipo S, con un KOP a 889 pies, su tasa

de construcción del ángulo es de 1,8o/100’, su ángulo máximo de inclinación es de

27,47 grados, su KOP2 se encuentra a 6.020 pies de profundidad MD y la tasa d

de 10.100 pi TVD y 10

do tre iones perforació . La primera secc e 16 perf

uy común hasta los 500 pi

99

problemas instaló el

revestidor de 13 3/8 plg, grado de acero C-95, 72 lb/ft de peso provista de conexiones

BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 6.012 pies. La segunda sección de 12 1/4

plg fue perforada con dos brocas y su revestimiento corresponde a un diámetro de 9

5/8 pulgadas, grado de acero C-95, 47 lb/ft de peso provista de conexiones BTC

(5HRR) y una longitud que alcanza los 9.070 pies de profundidad MD. Para la última

sección de 8 ½ pulgadas se colocó un liner de 7 pulgadas grado de acero C-95, 26lb/ft

de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 1.630 pies

y es la que llega a la profundidad total programada de 10.505 pies de profundidad MD

y 10.100 en TVD. En el anexo 5 se presenta el diagrama mecánico del pozo.

Figura 4.2 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-210D

hasta los 6.012 pies de profundidad MD, punto donde se

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

10000

Prof

undi

dad

MD

(ft)


ORTEGUAZA

TIYUYACU

8000

9000

TENA

Tricónica 16" @ 500'

PDC 16" @ 6014'

PDC 8 1/2" @ 10510'

PDC 12 1/4" @ 8080'

PDC 12 1/4" @ 9072' NAPOARENISCA "U"inferiorARENISCA "T"inferior

HOLLÍNPT11000

12000



El tipo de completación de este pozo es a flujo natural con tubería de producción de

3½ plg, su producción inicial fue 1.509 BPPD de la arena Hollín inferior con un BSW

del 0,2 %, su estado actual al mes de noviembre de 2.008 se describe en la tabla 4.2.

100

Tabla 4.2 Producción del pozo SAC-210D


Producción BPPD

BSW (%)

Sacha 210D Hollín Inf. Flujo Natural 1.427 0,5



El pozo Sacha 213D es un pozo direccional de desarrollo, es el tercer pozo perforado

desde el well-pad 192 y el segundo pozo direccional teniendo como objetivo principal

robar la existencia de acumulaciones de petróleo, y dejar en producción el reservorio

Hollín.

Los estudios direccionales para este pozo indican que su dirección se encuentra en

N49oO con un Azimuth de 311oAz, su trayectoria es tipo S, con un KOP a 557 pies, su

tasa de construcción del ángulo es de 1,8o/100’, su ángulo máximo de inclinación de

28,44 grados, su KOP2 se encuentra a 6003 pies de profundidad MD y la tasa de

decremento de ángulo es de 0,9o/100’.

La profundidad alcanzada de este pozo es de 10.101 pies en TVD y 10.450 pies en

MD teniendo tres secciones de perforación. La primera sección de 16 plg fue perforada

con dos brocas, la primera muy común hasta los 489 pies y la segunda operó sin

problemas hasta los 5.985 pies en MD, punto donde se instaló el revestidor de 13 3/8

plg, grado de acero C-95, 72 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una

longitud que alcanza los 5.981 pies. La segunda sección de 12 1/4 plg fue perforada

con cuatro brocas, el cambio de algunas de ellas se debió a una baja rata de

penetración (ROP) y daño en las mismas al momento de atravesar algunas

formaciones como Tiyuyacu y Tena, el revestimiento de esta sección corresponde a un

diámetro de 9 5/8 pulgadas, grado de acero N-80, 47 lb/ft de peso provista de

conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 8997 pies. Para la última

sección de 8 ½ pulgadas se colocó un liner de 7 plg, grado de acero C-95, 26 lb/ft de

peso provista de conexiones que alcanza los 1.450 pies

hasta la profundidad final. En el a l diagrama mecánico del pozo.

p

BTC (5HRR) y una longitud

nexo 7 se presenta e

101

Figura 4.3 Repre . Pozo Sac-213D sentación de litología, brocas y revestidores0

1000

2000

3000

4000

5000

6000ORTEGUAZA

7000

11000

Prof

undi

dad

MD

(ft)


TIYUYACU

8000

9000

10000

TENA

NAPO

ARENISCA "U"inferiorARENISCA "T"inferior

HOLLÍNPT


PDC 16" @ 5985'

PDC 8 1/2" @ 10450'

PDC 12 1/4" @ 7595'

PDC 12 1/4" @ 8047' PDC 12 1/4" @ 8111'

PDC 12 1/4" @ 9003'



El tipo de completación de este pozo es a flujo natural con tubería de producción de

3½ plg, su producción inicial fue 1.500 BPPD de la arena Hollín inferior con un BSW

del 0,2 %, su producción al mes de noviembre de 2.008 se describe en la tabla 4.3.

Tabla 4.3 Producción del pozo SAC-213D


Producción BPPD

BSW (%)

Sacha 213D Hollín Inf. Flujo Natural 1.296 1



El pozo Sacha 214D es un pozo direccional de desarrollo, es el cuarto pozo perforado

desde el well-pad 192 y el tercer pozo direccional teniendo como objetivo principal

probar la existencia de acumulaciones de petróleo, y dejar en producción el reservorio

102

Hollín, al s, probar

acumulaciones de petróleo en la areniscas “U ,T” y Basal Tena, adquirir información

que permita calibrar la interpretación de la sísmica 3D, y adquirir información que

permita actualizar el modelo geológico del campo.

Los estudios direccionales para este pozo indican que su dirección se encuentra en

N44oE con un Azimuth de 344oAz, su trayectoria es tipo S, con un KOP a 487 pies, su

tasa de construcción del ángulo es de 1,8o/100’, su ángulo máximo de inclinación es

de 24,40 grados, y su tasa de decremento de ángulo es de 0,9o/100’.

Figura 4.4 Representación de litología, brocas y revestidores. Pozo Sac-214D

igual que los pozos anteriores tiene como objetivos secundario

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000


ORTEGUAZA

TIYUYACU7000

8000

9000

10000

11000

Prof

undi

dad

MD

(ft)

TENA

NAPO Caliza M2 Caliza AISCA "U"inferiorISCA "T"inferior


PDC 16" @ 5

PDC 12 1/4" @ 8880'

Conglomerado Inf PDC 12 1/4" @ 7600'

PDC 12 1/4" @ 8050'

475'

ARENAREN

PDC 8 1/2" @ 10300' HOLLÍNPT


de este pozo es de 10.070 pies en TVD y 10.300 pies en

D teniendo tres secciones de perforación. La primera sección de 16 plg fue perforada


La profundidad alcanzada

M

con dos brocas, la primera muy común hasta los 460 pies y la segunda operó sin

problemas hasta los 5.475 pies en MD, punto donde se instaló el revestidor de 13 3/8

plg, grado de acero C-95, 72 lb/ft de peso provista de conexiones BTC (5HRR) y una

103

longitud que alcanza los 5.475 pies. La segunda sección de 12 1/4 plg fue perforada

con tres brocas, hemos visto que al atravesar las formaciones Tiyuyacu, Tena y Napo

las brocas salen deterioradas por lo que se prevee mínimo dos brocas para poder

perforar esta parte del pozo, el revestimiento de esta sección corresponde a un

iámetro de 9 5/8 pulgadas, grado de acero N-80, 47 lb/ft de peso provista de

l pozo.

Al momen un no se

encontraba terminada, aunque podemos señalar que el tipo de completación será igual

a las anteriores, es decir a flujo natural con tubería de producción de 3½ plg, se estima

tener una producción inicial de 1.400 BPPD.

Figura 4.5 Vista de planta de los pozos ubicados en la zona noreste del campo sacha

d

conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 8.880 pies. Para la última

sección de 8 ½ plg se colocó un liner de 7 plg, grado de acero C-95, 26 lb/ft de peso

provista de conexiones BTC (5HRR) y una longitud que alcanza los 1.430 pies hasta la

profundidad final. En el anexo 9 se presenta el diagrama mecánico de

to de realizar esta investigación la completación de este pozo a



104

Vista la producción de estos últimos cuatro pozos situados en la parte noreste del

campo sacha podemos afirmar que es una zona con buena presencia de

hidrocarburos los cuales pueden ser recuperables, por lo que ésta será la zona

seleccionada en nuestra investigación para su análisis y posterior ubicación de dos

objetivos geológicos.

4.1.1.3 Coordenadas del objetivo geológico

Las coordenadas de un pozo en profundidad se establece en base a las condiciones

eológicas de la arena objetivo, para esto se debe determinar la presencia de fallas,

a identificación de las estructuras por lo general se lleva a cabo con la ayuda de

seccio arena

neta petrolífera, así como también de los mapas estructurales. Todos estos análisis se

muestran a continuación:

4.1.1.3.1 Mapas de la arena objetivo

Como se mencionó en la sección 1.8 del Capítulo1, el Campo Sacha cuenta con

reservas de petróleo distribuidas en las formaciones Basal Tena, Napo y Hollín siendo

esta última la más importante.

En nuestra área ya seleccionada dentro del campo, fijaremos como arena objetivo la

formación hollín inferior, de ella elaboraremos, mapas de porosidad, presiones,

permeabilidad, saturación de agua, iso-hidrocarburos, y espesor de hidrocarburos, con

el fin de ir ubicando en cada uno de estos mapas, los pozos que en adelante se

denominaran “Sac-X1” & “Sac-X2”. Luego la ubicación de estos pozos será confirmada

por medio de estudios geofísicos, como lo veremos más adelante.

Los mapas se los ha diseñado y realizado en el programa SURFER 7.0, para esto se ha

procedido de la siguiente forma:

1.- La información del campo se almacena en una hoja electrónica (MICROSOFT

OFFICE EXCEL), que servirá c

g

pliegues, o cualquier tipo de estructura geológica presente en el área, posibles

cambios de facies laterales, presencia de capas de gas, y cercanía al contacto agua

petróleo.

L

nes sísmicas a lo largo del área de interés, y revisión de los mapas de

omo base de datos.

105

2.- En la hoja electrónica se pondrá la siguiente información: coordenadas de los

pozos (UTM) y las características fundamentales de cada uno de los mapas como

son: porosidad, presión, permeabilidad, saturación de agua, iso-hidrocarburos,

espesores de hidrocarburos; Estos últimos datos deben estar en la tercera

columna.

3.- Para generar el mapa de contornos primero se debe diseñar la grilla de cada uno

de los mapas, se diseña un estándar de acuerdo al programa, para generar esta

l diseño de la grilla y modificación de la misma aparecerá una pantalla donde

se podrá editar los datos insertados en DATA, para la edición de la escala del

.- El archivo GRID será almacenado para luego ser escogido para la creación del

arte superior ir a MAP\CONTOUR MAP\NEW

CONTOUR MAP\ se escoge el archivo anteriormente creado con formado GRID

pa de contornos (porosidad, presión, permeabilidad,

saturación de agua, iso-hidrocarburos, espesores de hidrocarburos), el que este

cambio de acuerdo

a la interpretación de los mismos.

alm

grilla en la parte superior del programa SURFER 7.0 se ejecuta GRID\DATA\ se

escoge el archivo deseado en formato de MS-Excel (*.xls), donde se genera la

grilla.

4.- Para e

presente mapa a graficar (porosidad, presión, permeabilidad, saturación de agua,

iso-hidrocarburos, espesores de hidrocarburos) se realizará en GENERAL y para la

edición de fallas y otras líneas en FAULTS AND BREAKLINES.

5

mapa de contornos en la p

(*.grid), el cual generará el mapa de contornos.

6.- Luego de generado el ma

realizado se iniciará a ejecutar lo siguiente MAP\POST MAP\NEW POST MAP \

aquí se escogerá un archivo en formato EXCEL denominado archivo de ubicación

de pozos el cual nos indica donde están los pozos y poder observar en los

diferentes mapas.

7.- La interpretación de la ubicación de los pozos estarán sujetas a

a) Mapa de Porosidades

El mapa de porosidades muestra el volumen poroso de la roca donde se encuentran

acenados los hidrocarburos.

106

Figura 4.6 Mapa de porosidades de hollín inferior

292000 293000 294000 295000

9968000

9969000

9970000

9971000

9972

9973000

000

9974000

32

167

65

13895

Sacha_P58

170175 162

5363

171H 133

51

16231

161148

163D

6 20

48WIW

3136

103539

16 135126

SAC-X1 SAC-X2

213D

210D

214D

192



b) Mapa de Presiones (Isobárico)

El siones de formación a la que se encuentran

onfinados los fluidos dentro de la formación de interés, estas pueden ser normales,

normales (bajas). La presencia de esta presión ayuda a una

uena recuperación de hidrocarburos.

mapa de presiones indica las pre

c

anormales (altas) o sub

b

107

Figu ior ra 4.7 Mapa de presiones (isobárico) de hollín infer32

167

65

1389

9968000

9969000

9970000

9971000

9972000

9973000

9974000

5Sacha_P

58

170175 162

53

SAC-X1 SAC-X2

192

213D

210D

214D

63

293000 294000 295000

171H 133

51

16231

161148

163D

6 20

48WIW

3136

103539126

16 135

Fuente: Ingeniería OPRODUCCIÓN


Mapa de Permeabilidades

de Petróleos Sacha, PETR

c)

Por medio de este mapa podemos estimar valores de permeabilidad para precisar si

en ese lugar existirá o no, un eficiente desplazamiento del movimiento de los fluidos

(gas, petróleo y agua).

108

Figura 4.8 Mapa de permeabilidades de hollín inferior

292000 293000 294000 295000

9968000

9969000

9970000

9971000

9972000

9973000

9974000

32

167

65

13895 58

Sacha_P210D

2

170175 162

5363

171H 133

51

16231

161148

163D

6 20

48WIW

3136

103539

16 135126

SAC-X1 SAC-X2

192

13D 2


14D


d) Mapa de Saturación de Agua

ste mapa nos indica la fracción o porcentaje que ocupa el agua dentro del volumen

E

total poroso, identificando así las zonas con mayor y menor cantidad de agua, siendo

las zonas menos inundadas las más favorables para la recuperación de hidrocarburos.

109

F igura 4.9 Mapa de saturación de agua de hollín inferior

294200 294400 294600 294800 295000

9973200

9973400

9973600

9973800

9974000

9974200

9974400

9974600

32

167

65

13895

Sacha_P58

170175 162

5363

171H 133

51

16231

161148

163D

6 20

48WIW

3136

103539

16 135126

SAC-X1 SAC-X2

192

213D

210D

214D


e) Mapa de Iso Hidrocarburos

Este mapa describe la fracción del espesor neto poroso de una roca que está ocupada

por los hidrocarburos.

110

Figura 4.10 Mapa de Iso-Hidrocarburos de hollín inferior

292000 293000 294000 295000

9968000

9969000

9970000

9971000

9972000

9973000

9974000

32

167

65

13895

Sacha_P58

170175 162

53

210D

2

63

171H 133

51

16231

161148

163D

6 20

48WIW

3136

103539

16 135126

SAC-X1 SAC-X2

192

13D 21

4D

Fuente: Ingeniería d OPRODUCCIÓN e Petróleos Sacha, PETRRealizado por: Autores

f) Mapa de Espesores de Hidrocarburos

tidad de hidrocarburos que se obtiene en una roca porosa y

ermeable aportando una idea clara de las zonas con mayor cantidad de

idrocarburos.

El mismo indica la can

p

h

111

Figura 4.11 Mapa de iso hidrocarburos de hollín inferior

292000 293000 294000 295000

9968000

9969000

9970000

9971000

9972000

9973000

9974000

32

167

65

13895

Sacha_P58

170175 162

5363

171H 133

51

16231

161148

163D

6 20

48WIW

3136

103539

16 135126

SAC-X1 SAC-X2

192

213D

210D

214D



tenidas

l elaborar los mapas claramente distinguimos zonas positivas y negativas dentro del

os les hallamos sus correspondientes

coordenadas, que se resumen en la tabla 4.4.

4.1.1.3.2 Coordenadas Ob

A

campo, en cada uno de los mapas hemos ubicado los puntos de interés de acuerdo a

sus condiciones, es así que distinguimos puntos como el Sac-X1 & Sac-X2. Con la

ayuda del programa SURFER 7.0 a estos punt

112

Tabl 2

CUADRO DE COORDENADAS UTM POZOS PR OS

a 4.4 Coordenadas en profundidad los pozos Sac-X1 & Sac-X

OPUEST

No POZO NORTE ESTE

1 SAC-X1 9971791,48 296953,68

2 SAC-X2 9972045,00 295695,00 Realizado por: Autores

4.1.1.4 Sección Sísmica de los Pozos

Con el objeto de identificar rasgos estructurales asociados a pliegues y fallas, es

necesario revisar la sección sísmica de las coordenadas obte e c

4.1.1.4.1 Sección Sísmica del pozo Sac-X1

De acuerdo a las coordenadas del pozo Sac-X1 su sección sísmica es la siguiente:

Figura 4.12 Sección sí WE d zo Sac-X1

nidas d ada pozo.

smica el po


En la sección sísmica WE del pozo Sac-X1 podemos identificar una línea verde que

corresponde al pozo en cuestión, la misma termina en el objetivo geológico que hemos

eterminado. En general esta sección sísmica muestra que el objetivo geológico se d

113

encuentra en ión Napo así

mismo la presencia d l. También podemos

distinguir la presencia de fallas, la primera en el flanco Este y la segunda en el flanco

Oeste, todas lejanas a nuestro objetivo g

Al encontrase el objetivo geológico del pozo en la parte alta del anticlinal y

tivo es totalmente viable.

nadas del pozo Sac-X2 su sección sísmica es la siguiente:

ísmica WE del pozo Sac-X2

la parte alta del anticlinal, arriba de él se identifica la secc

e calizas por su buena continuidad latera

eológico.

Sac-X1

lejos de las fallas podemos afirmar que este obje

4.1.1.4.2 Sección Sísmica del pozo Sac-X2

De acuerdo a las coorde

Figura 4.13 Sección s


En la sección sísmica WE del pozo Sac-X2 podemos notar que objetivo geológico para

este pozo se encuentra en e , así mismo la presencia de

fallas se encuentran en el flanco Este y en el flanco Oeste, por tanto lejanas al

l alto estructural del anticlinal

objetivo geológico.

114

Al encontrase el objetivo geológico del pozo Sac-X2 en la parte alta del anticlinal y

lejos de las fallas podemos afirmar que este objetivo al igual que el anterior es

totalmente viable.

Las anteriores secciones sísmicas estudiadas han confirmado que la ubicación de los

coordenadas en superficie que tendrán los pozos Sac-X1 & Sac-X2, estas serán

dependientes de la plata construirá

un cellar, u hoyo superficial, punto desde la cual se iniciará la perforación.

En el campo de aplicación de este estudio por las razones antes mencionadas se ha

seleccionado la plataforma de perforación: Well Pad # 192 la cual cuenta con los

siguientes datos:

Tabla 4.5 Cuadro de Coordenadas UTM (CELLARS)

WELL PAD # 192

pozos realizada es correcta por lo que sus coordenadas se mantendrán y,

corresponderán a los pozos Sac-X1 & Sac-X2. 4.1.1.5 Coordenadas de superficie / cellar

Una vez que se determinan las coordenadas de objetivo, es necesario establecer las

forma de perforación, ya que dentro de la misma se

CUADRO DE COORDENADAS UTM (CELLARS)

CELLAR POZO NORTE ESTE

1 SAC-192 9971925,21 296408,66 2 SAC-210D 9971952,23 296462,66 3 SAC-213D 9971925,21 296438,66 4 SAC-214D 9971925,21 296470,66 5 Libre 9971903,93 296476,56 6 Libre 9971895,27 296399,54



a tabla 4.5 refleja la disponibilidad de dos cellars dentro del Well Pad #192, los cuales

L

se ajustan muy bien a nuestros requerimientos, a partir de estas coordenadas se

iniciará la perforación de los pozos propuestos, siendo objetivo primario la extracción

de las reservas del yacimiento “Hollín”.

115

Figura 4.14 Vista de planta, ubicación de pozos, coordenadas en superficie y profundidad

F RO N

o p

Como podemos ver e ozo Sa se en rca 214D, la distancia

que existe ellos es de 1.557,98 pies, por lo tanto un radio de drenaje de 779 pies el

cual se encuentra dentro los límites que el Reglamento Ecuatoriano de la Dirección

Nacional de Hidrocarburos estab enaje de pozos petroleros.

uente: PET PRODUCCIÓ

Realizad or: Autores

l p c-X1 cuentra ce del Pozo

lece para radios de dr

En el caso del pozo Sac-X2, este se encuentra cerca del pozo 213D, la distancia que

existe ellos es de 1.813 pies, por lo tanto un radio de drenaje de 907 pies, cumpliendo

con los requerimientos antes mencionados.

116

4.1.2

La trayectoria que tendrán los pozos ya fijados, se determina a partir de su

desplazamiento horizontal, el valor de este establece si su perfil será tipo tangencial

“J” invertido, o tipo “S” (Capítulo II sección 2.3.1).

Figura 4.15 Ilustración del desplazamiento horizontal de un pozo direccional

CÁLCULOS DE TRAYECTORIA

Para calcular la medida de s necesario contar con la

ubicación en superficie y profun stancia medida entre estos dos

untos vistos en un plano de planta, es la medida del desplazamiento horizontal.

l desplazamiento horizontal e

didad del pozo, la di

p

Figura 4.16 Cálculo del desplazamiento horizontal


117

Por lo tanto al medir la distancia entre la ubicación del pozo en superficie (cellar) y el

bjetivo geológico determinado tendremos la medida del desplazamiento horizontal,

ad” mismo que ha determinado

atemáticamente ésta medida.

Los diferentes valores de desplazamiento identifican un tipo de perfil particular para

cada pozo, y para establecerlos usaremos los conceptos técnicos que están siendo

usados actualmente como criterio para la selección de los diferentes perfiles por las

compañías operadoras alrededor del mundo: (ver tabla perfiles).

Tabla 4.6: Perfiles de Perforación Direccional

Desplazamiento Horizontal (ft)

Perfil Sartas de revestimiento

o

que para el pozo “SAC-X1” es de 1.608 pies; mientras que para el pozo “SAC-X2” el

desplazamiento horizontal es de 2.357 pies. Para el cálculo de este desplazamiento

horizontal hemos usado el software “Autoc

m

< 2000 S 2

2250 - 3500 J 2

4000 - 6500 J 3 Fuente: Bibliografía

De esta podemos indicar cual es el tipo de perfil que seguirá cada pozo:

El Pozo “Sac-X1” tiene un desplazamiento horizontal equivalente a 1.608 pies por lo

or lo

nto para alcanzar el objetivo predeterminado, este pozo tendrá un perfil tipo “J”

Tabla 4.7: Per -X2

POZO Desplazamiento Horizontal (ft)

Perfil

tanto para alcanzar el objetivo predeterminado, este pozo tendrá un perfil tipo “S”

El Pozo “Sac-X2” tiene un desplazamiento horizontal equivalente a 2.357 pies p

ta

files de los pozos propuestos Sac-X1 & Sac

Sac-X1 1608 S

Sac-X2 2357 J Realizado por: Autores

Se ha ubicado dos pozos en el campo de aplicación los cuales por su desplazamiento

horizontal tienen diferentes perfiles y parten de una misma plataforma de perforación

(Well Pad #192). A continuación est ireccionales para

s dos pozos.

e estudio muestra los cálculos d

lo

118

4.1.2.1 Trayectoria del Pozo “SAC-X2” Por fines didácticos comenzaremos calculando la trayectoria del pozo Sac-X2.

Iniciamos los cálculos direccionales determinando la dirección, para esto usamos las

coordenadas de objetivo y superficie.

Coordenadas cellar: 9971895,27 N: 296399,54 E

Coordenadas objetivo: 9972045,00 N 295695,00 E

−+−

−+−= −

SNcellarobjetivoscoordenadaOEcellarobjetivoscoordenada

tagDireccion)()(1 Ec 4.1

De donde tenemos una 360 - 78 = 282oAz

Calculo para el desplaz o horizontal: Ec 4.2

dirección de N78oO, con un Azimuth de:

amient

22 ))(())((coordenad OEcellobjscoordenadaSNcellobjsaHorizontalDesp −−+−−=

l punto de arranque de la desviación KOP, será a 1500 pies en TVD, el mismo que es

d de

cremento de ángulo (BUR) que para este caso será de 1,4 grados/100 pies.

piesHorizontalDesp 2363=

E

de acuerdo al tipo de perfil del pozo y caso que represente; ahora lo siguiente es

calcular el radio de curvatura (Rc1), para esto es necesario fijar la velocida

in

θπ **180 LRc = piesRc 093.4= Ec 4.3

Para calcular el ángulo de inclinación empleamos los siguientes casos:

ngulo Má iación (aº)

CASO I

Á ximo de Desv

BSERVANDOO EL ΔLEF: ANG DESVIO ao

ULO EN F = ANGULO DE

DDaSEA o == Ec 4.4

R = D3

DR 3

119

120

C

CASO II

Donde: D3 = Desplazamiento, R = Radio de curvatura, D = Prof. TVD desde KOP hasta PT

Para hallar el valor de la tangente es necesario tener el dato de la profundidad TVD

a el

objetivo e didad del pozo que uerdo al desplazamiento sigue una

traye y trayectoria se resumen a continu

Tabla 4.8 Cálculos direc onales del pozo Sac-X2

donde llega el pozo. La construcción de la tangente consiste en trazar una vertical por

el punto donde termina el ángulo del pozo, luego nos ubicamos en esa línea, la misma

representa cero grados y trazamos una línea en la dirección del ángulo ya calculado

hasta llegar a la profundidad total del pozo. Es así que conseguimos llegar hast

ASO III

ctoria

n profun

tipo “J”. Los datos, cálculo ación.

de ac

s

ci

DATOS

Profundidad vertical verdadera 10000ftPunto de arranque desviación KOP 1500ftVelocidad incremento de ángulo 1,4°/100ft

CÁLCULOS

Dirección N78OAzimut 282 °Desplazamiento Horizontal 2363ftRadio de curvatura 4093 ftÁngul viación o de des 16,6 °Total MD 10337 ft


a = Yo + Xo Ec 4.5 o

DRDXtg o −

=3 Ec 4.6

DXR o

o cos⋅= Ec 4.7 Ysen

R < D3

ao = Yo - Xo Ec 4.8

DDRXtg o 3−

= Ec 4.9

DYsen o cos

= Ec 4.10 XR o⋅

R > D3

121

Realizado p

Figura 4.17 Trayectoria del pozo Sac-X2

or: A tores u

Figura 4.18 Representación de la trayectoria y litologías del pozo Sac-X2


122

4.1.2.2 Trayectoria del Pozo “SAC-X1”

Iniciamos los cálculos direccionales determinando su dirección, para esto usamos las

coordenadas de objetivo y superficie en la siguiente fórmula.

Coordenadas cellar: 9971903,93 N; 296476,56 E

Coordenadas objetivo: 9971791,48N; 296953,68 E

−+−

−+−= −

SNcellarobjetivoscoordenadaOEcellarobjetivoscoordenada

tagDireccion)()(1 Ec 4.11

De donde tenemos una dirección de S77oE, con un Azimuth de: 180 – 77 = 103 Az

Calculo para el desplazamiento horizontal: Ec 4.12

22 ))(())(( OEcellobjscoordenadaSNcellobjscoordenadaHorizontalDesp −−+−−=piesHorizontalDesp 1608=

El punto de arranque de la desviación KOP, será a 500 pies en TVD ya que es común

que este punto sea en una zona consolidada, lo siguiente es calcular el radio de

curvatura (Rc1), para esto es necesario fijar la velocidad de incremento de ángulo

(BUR) el cual, basándonos en pozos vecinos es de 1,8 grados/100 pies

θπ **1801 LRc = piesRc 31831 = Ec 4.13

Para calcular el ángulo máximo empleamos los siguientes fundamentos:

Donde: V4 = Profundidad donde el ángulo se hace cero, V1 = KOP, D4 = Desplazamiento

Ec 4 14 Ec 4.15

.

123

124

icia la segunda desviación (KOP2) ya que es ahí donde termina la construcción de la

el punto donde

una línea en la dirección del ángulo ya calculado hasta donde

inicia la segunda desviación del pozo.

En el punto donde inicia el KOP2 trazamos una línea horizontal, la que ahora

el

(Rc2) y se la

0,9

pies, y calculamos.

Para hallar el valor de la tangente es necesario tener el dato de la profundidad donde

in

sección tangente del pozo, para esto tomamos en cuenta el criterio de los pozos

vecinos, y en nuestro caso lo fijamos en: KOP2 = 3.184 pies TVD.

La construcción de la tangente consiste en trazar una vertical por

termina el ángulo del pozo, luego nos ubicamos en esa línea, la misma representa

cero grados y trazamos

representa cero grados y de igual manera trazamos una línea en la dirección d

ángulo ya calculado, esta línea se denomina el radio de curvatura dos

calcula en base a la tasa de decremento de ángulo, que en nuestro caso es de

grados/100

θπ **1802 LRc piesRc 366.62= = Ec 4.14

es es donde

razaremos una curva que una el final de la sección tange cial y el inicio de la sección

vertical, luego de eso seguiremos la vertical hasta la profun el pozo. Es así

que conseg

e

Tabla 4.9 Cálculos direccionales del pozo

Este segundo radio de curvatura se interseca con la profundidad donde tasa de

decremento de ángulo se hace cero, es decir retorna a la verticalidad, ese dato

también es conocido: 5980 pies. El punto, producto de las dos union

t n

didad total d

uimos llegar hasta el objetivo en profundidad del pozo, que de acuerdo al

desplazamiento sigue una trayectoria tipo “S”. Los datos, cálculos y trayectoria s

resumen en la tabla 4.9 y figura 4.19 respectivamente.

Sac-X1

DATOS CÁLCULOS

Profundidad vertical verdadera 10000ft Dirección S7 °E7Punto de arranque desviación KOP1 500ft Azimut 1 3 °0Velocidad incremento de ángulo 1,8 °/100ft Desplazamiento Horizontal 16 8ft0Arranque de la segunda desviación KOP2 3184 Radio de curvatura 1 3183 ftVelocidad decremento de ángulo 0,9 °/100ft Radio de curvatura 2 6366 ftProfundidad donde se hace cero 5980 ft Ángulo máximo 26 ° Total MD 10333 ft


125

Figura 4.19 Trayectoria del pozo Sac-X1


Figura 4.20 Representación de la trayectoria y litologías del pozo Sac-X1

0 ft

1000 ft

2000 ft

3000 ft

4000 ft

5000 ft

6000 ft

7000 ft

8000 ft

9000 ft

10000 ft

0 ft 500 ft 1000 ft 1500 ft 2000 ft 2500 ft

Seccion Horizontal (ft)

Prof

undi

dad

(ft)


ORTEGUAZA

TENA

NAPOARENISCA "U"inferiorARENISCA "T"inferior

HOLLÍN

TIYUYACU

CONGLOMERADO INFERIOR

CALIZA


126

4.1.3 SELECCIÓN DE LAS PROFUND DES DE ASENTAMIENTO DE LAS

TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

Para determinar las profundidades de asent miento de las tuberías de revestimiento es

necesario construir un perfil de presiones, en él se comparan las relaciones entre la

presión de formación y gradiente de fractura, estos datos son obtenidos del campo de

aplicación. erido para

llevar a cabo las diversas secciones del agujero.

Una vez construido el perfil de presiones, el siguiente paso es establecer el

asentamiento de las tuberías de revestimiento, el mismo que debe adaptarse a las

condiciones geológicas y la función que debe cumplir cada revestidor.

A continuación se estudia la presión de formación y gradiente de fractura con la

finalidad de elaborar el perfil de presiones, y así analizar las profundidades de

asentamiento de los revestidores.

4.1.3.1 Presión de Formación

La presión de formación es aquella a la que se le encuentran confinados los fluidos

dentro de la formación (la presión que se mediría si se colocara un manómetro a esa

profundidad). También se le conoce como presión de poro. Las presiones de

formación o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser:

Normales.- Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una columna de

fluidos de formación extendida hasta la superficie.

Subnormales.- Cuando son menores a la normal, es decir son menores a la presión

hidrostática de la columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie.

Anormales.- Cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos de formación.

as presiones anormales afectan zo en muchos

spectos como la selección del tipo y densidad del lodo, profundidades de

sentamiento de los revestimientos, planeación de cementaciones etc.

IDA

a

El resultado inmediato, es el conocimiento del peso de lodo requ

L el programa de perforación del po

a

a

127

Los siguientes valores corresponden a la presión de formación esperada, de nuestro

campo de aplicación:

Tabla 4.10 Presiones de formación del Campo Sacha – Well Pad 192

CAMPO SACHA PRESIÓN DE FORMACIÓN

Profundidad Presión Ft psi Gradiente (ppg)

120 52 8,30 210 91 8,30 310 134 8,30 727 318 8,40 916 400 8,40 916 400 8,40

1.009 446 8,50 1.498 670 8,60 1.990 942 9,10 3.223 1.525 9,10 3.500 1.649 9,06 4.500 2.092 8,94 4.800 2.221 8,90 5.126 2.372 8,90 5.480 2.565 9,00 5.990 2.897 9,30 6.263 3.029 9,30 6.560 3.172 9,30 6.930 3.351 9,30 7.200 3.482 9,30 7.300 3.530 9,30 7.398 3.578 9,30 7.414 3.585 9,30 7.600 3.675 9,30 7.780 3.762 9,30 7.861 3.842 9,40 8.040 4.014 9,60 8.460 4.179 9,50 8.867 4.426 9,60 8.902 4.444 9,60 9.336 4.661 9,60 9.500 4.742 9,60 9.630 4.807 9,60 9.840 4.963 9,70 9.876 4.981 9,70 9.912 5.051 9,80

10.070 5.132 9,80



128

4.1.3.2 Presión de Fractura Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y la

resistencia de ación.

La resistencia que opone una for a, depende de la solidez o

cohesión de la roca y de los e se someta. Las

formaciones superiores solo presentan la res nc la cohesión de la

roca. A medida que aument profundidad, añaden l fuerzos de compresión

de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, las fracturas creadas en las

formaciones superficiales so rizontales y ayoría s fracturas creadas en

formaciones profundas son verticales.

Figur lustración de l esión de fr

las rocas. Es decir la presión que es capaz de romper la form

mación a ser fracturad

sfuerzos de comprensión a los que

iste ia originada por

a la se os es

n ho la m de la

a 4.21 I a pr actura


Generalmente en los campos productores de o se re toda clase de estudios

incluyendo gradientes de fr y pruebas sión “L ff Test” para el mismo

fin. En nuestro caso no exis gistro de ntes de tura ni tampoco se han

realizado las pruebas Leak off test, por lo qu learemo método confiable para

la predicción del gradiente d .

El método a emplear es el d nado Méto on. L uación de Eaton para el

calculo de la presión de frac FR) esta en a ión de poro (PP) y la de

sobrecarga (S), previamente ladas, así c e la rela Poisson (v).

petróle alizan

actura de pre eak O

te un re gradie frac

e emp s un

e fractura

enomi do de Eat a ec

tura (P función de l pres

calcu omo d ción de

][1

PpSv

−⎟⎠

⎜⎝ −

v ⎞⎛PpPfr += Ec 4.15

129

De esta fórmula para nuestra aplicación particular contamos con los valores de la

resión de poro en diferentes intervalos (tabla 4.10) mientras que para la presión de

Tabla 4.11 Guía para Código de Sobrecarga

p

sobrecarga usaremos los siguientes códigos:

Guía para Código de Sobrecarga 0 – 5 Oloceno - Plioceno 5 – 9 Mioceno - Oligoceno

9 – 10 Eoceno -Paleozoico 10 – 11 Cretáceo-Triásico 11 – 14 Permiano - Anteriores

Fuente: MI-Swaco

Estos códigos debemos emplearlos en la fórmula dependiendo de la edad geológica

en la que nos encontremos calculando.

Figura 4.22 Cuenca del Oriente Ecuatoriano


130

Así tenemos para nuestra investigación el siguiente código de sobrecarga:

Profundidad (pies) Código de Sobrecarga Esfuerzo de Matriz

0 – 7.000 5 1,0

7.000 – 8.500

8.500 – 10.000 9 0,7

Los valores del esfuerzo de matriz se encue del área local e

inversamente proporcional al código de sobrecar

a relación de Poisson que es una propiedad mecánica de la deformación que

ra calcularla, tenemos dos opciones:

a) A partir del registro sónico dipolar de pozos de correlación

1,0 7

ntran en función

ga.

L

relaciona la deformación lateral de la roca con respecto a su deformación lateral

cuando esta sometida a un esfuerzo. Pa

1

5,0

2

2

−⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

=

tcts

tcts

v Ec 4.16

Donde:

ts.- tiempo de transito de corte (microseg/pie)

tc.- tiempo de transito compresional (microseg/pie)

b) A partir del nomograma de Eaton, El cual se expresa en la siguiente ecuación para

cada profundidad de interés.

0673,0)ln(*0645,0 −= Dv Ec 4.17

Usaremos esta opción para el cálculo de la relación de Poisson en cada profundidad, y

este valor lo sustituiremos en la ecuación 4.15.

Es así que empleando este método hemos conseguido pronosticar los valores de

gradiente de fractura para nuestro campo de aplicación. La tabla 4.12 muestra estos

valores.

131

132

Tabla 4.12 Gradientes de fractura del Campo Sacha – Well Pad 192

CAMPO SACHA GRADIENTES DE FRACTURA

Profundidad Gradiente de Fractura ft ppg

120 10,53 210 10,82 310 11,06 727 11,74 916 11,96

1.009 12,11 1.498 12,62 1.990 13,24 3.223 14,08 3.500 14,24 4.500 14,76 4.800 14,91 5.126 15,08 5.480 15,28 5.990 15,59 6.263 15,71 6.560 15,83 6.930 15,99 7.200 16,09 7.300 16,13 7.398 16,17 7.414 16,17 7.600 16,24 7.780 17,04 7.861 17,09 8.040 17,20 8.460 17,34 8.867 17,50 8.902 17,51 9.336 17,66 9.500 17,71 9.630 17,76 9.840 17,84 9.876 17,85 9.912 17,88

10.070 17,92 Realizado por: Autores

4.1.3.3 Perfil de Presiones

(ppg), el mismo es conocido como el perfil de presiones.

Con los datos obtenidos, procedemos a relacionarlos en un gráfico profundidad (ft) vs

densidad

133

PERFIL DE PRESIONES CAMPO SACHA- PAD 192

80

85

90

95

100

7 8 8,5 9 9,5 10 10,5 11 11,5 12 12,5 13 13,5 14 14,5 15 15,5 16 16,5 17 17,5 18 18,5 19 19,5 20

Equivalent Mud Weight (ppg)

Dep

th (f

t)

Gradiente de frac. menos

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

00

00

00

00

00

7,5

Gradiente de fractura

gen de arremetidamar

Gradiente de Presión de Poro

Densidad del lodo

Figura 4.23 Perfil de presiones del campo de aplicación


ce GPP más sobrebalan

Tabla 4.13 Peso de lodo requerido

CAMPO SACHA PESO DE LODO REQUERIDO

Profundidad Peso de lodo ft ppg 0 8,8

500 8,95 750 9,0

1.000 9,1 1.500 9,2 1.600 9,3 1.700 9,5 1.792 9,7 2.000 9,7 2.500 9,7 3.000 9,7 3.500 9,7 4.000 9,7 4.500 9,7 5.000 9,7 5.500 9,7 6.000 9,9 6.500 9,9 7.000 9,9 7.500 9,9 7.750 9,9 7.915 10,2 8.000 10,2 8.500 10,2 9.000 10,2 9.500 10,2

10.000 10,4


134

Evidentemente el gradiente de fractura es superior a la presión de poro. La operación

normal de perforación se desarrollará en el espacio entre ambos gradientes. Es decir,

se utilizará un fluido de perforación que genere más presión que la presión de poro

para “controlar” el pozo y sin embargo, ese fluido no deberá generar una presión tan

grande que fracture la forma r razones de seguridad, se

trabaja entonces con una presión o sobrebalance a la presión de

poro, generalmente 0,5 lb/gal en y 1,0 lb/gal para pozos

exploratorios. Igual se hace con la presión de fractura a la que se le sustrae un valor

similar (margen de arremetida) por seguridad.

4.1.3.4 Profundidades de Asenta o de los Revestido

El proceso se realiza partiendo ndo del pozo, trazando una línea recta vertical con

la densidad del fluido a utiliza ta interceptar el diente de fractura menos el

margen de arremetida, y ésta s profundidad mín ara asentar la TR, el proceso

se repite hasta terminar todo el del pozo (ver fig .24).

Figura 4.24 Ilustración de ades de Ase iento de los Revestidores

Plan del Pozo


on el propósito de establecer las profundidades de los revestimientos al aplicar este

roceso en la figura 4.23, notamos que el mismo no es aplicable en nuestro caso ya

ue la presión de poro y gradiente fractura se encuentran muy separados, por lo que

stableceremos los puntos de asentamiento partiendo del criterio “control” del peso de

lodo.

ción y se fugue hacia ésta. Po

ligeramente superior

pozos de desarrollo

m tien res

del fo

r has gra

erá la ima p

diseño ura 4

las Profundid ntam

C

p

q

e

Peso equivalente de lodo

Intermedio

Superficial

Rev. de producción

Grad fract

iente deura

Gradien

Prof

undi

dad

Densidad de lodo

te de frac- nos margen etida

tura mede arrem

Gradiente de presión de poro

Camisa

135

El control del peso de lodo se lo efectúa en con el fin de mantener la integridad del

agujero. A lo largo de la perforación este peso aumenta progresivamente, y en ciertos

intervalos llega a valores muy altos siendo ineludible la colocación de un revestidor

para controlar esa zona y así poder bajar el peso de lodo. Esta es una causa por la

cual se asientan muchos revestidores, y es el caso de los pozos mencionados en la

sección 4.1.1.2

En la figura 4.23 se indica como la presión de poro aumenta en algunos intervalos y

disminuye en otros, mientras que el peso de lodo aumenta y se mantiene ya que una

reducción de este provocaría puntos apretados y un posible descontrol del pozo.

te un aumento de presión, el

ual es controlado con la densidad de lodo, a partir de los 2.000 pies y hasta los

ppg. Para continuar la

erforación y mantener un buen control del pozo tendremos que seguir aumentando la

densida zonas

más profundas, por lo que en el intervalo de 6.000’ a 6.200’ deberá asentarse el primer

revestidor. Para nuestro ca s en 6.125 pies de profundidad TVD.

De acuerdo a correlaciones de los pozos vecinos, este asentamiento se encontrará

unos pies dentro de la formación Tiyuyacu, es decir luego de atravesar toda la

formación Orteguaza.

Al iniciar la perforación de la siguiente sección del pozo podemos emplear una

densidad de lodo menor a la utilizada en la perforación de los últimos pies anteriores.

Como podemos ver la presión en el intervalo entre 6.125 y 7.80 e

constante, a partir de a aumenta, lo que en muchos casos ha

provocado la colocación de un r pero al contar con un perfil de

resiones podemos ver que esa zona de aumento de presión puede ser controlada

En el intervalo desde los 1.500 y hasta los 2.000 pies exis

c

3.500’ la presión se mantiene relativamente constante pero desde los 3.500’ y hasta

los 5.000’ vemos una disminución en la presión de poro a lo que la densidad de lodo

se mantienen constante, luego en el intervalo entre los 5.500 y 6.000 pies la presión

se eleva por lo que se necesita una densidad de lodo de 9.4

p

d de lodo, lo cual resulta innecesario al no incrementarse la presión en

so lo fijamo

0 pies se mantien

quí la presión de poro

evestidor intermedio,

p

con la densidad del lodo sin la necesidad de un revestidor intermedio ya que al pasar

de esa zona la presión de poro no aumenta si no que se mantiene constante,

presentando otro incremento de presión en los últimos 500 pies del pozo, todo

controlado con la densidad de lodo que se muestra en la figura 4.23.

136

Ya determinados los puntos de asentamiento de los revestidores se tiene que verificar:

Riesgo de pega por presión diferencial. Resistencia de la formación contra arremetidas.

4.1.3.4.1 Riesgo de pega por presión diferencial

Cuando existe una gran diferencia de presión entre el sistema de lodo y la formación,

iones

normales.

onde:

sí en nuestro caso tenemos:

la pega diferencial constituye un problema potencial. La tubería tiende a atascarse o

pegarse en el punto donde se encuentran las presiones diferenciales máximas. A

menudo esta profundidad se ubica en el punto de transición hacia pres

a

Los estudios de campo han demostrado que se puede tolerar una cantidad limitada de

presión diferencial de hasta 2000 - 3000 psi sin que ocurra atascamiento. La

potencialidad de que se produzca una pega diferencial quizá exija alterar la

profundidad tentativa de asentamiento del revestidor.

La ecuación que se utiliza para determinar la posibilidad de pega diferencial es:

Δp = 0,052 * (MW − PP) * Z Ec 4.18

D

Δp = presión diferencial (psi), MW = peso del lodo (ppg), PP = presión de poro (ppg),

Z = profundidad (pies)

A

MW = 9,9 ppg ; PP = 9,3 ppg ; z = 6125 pies

Δp = 0,052 * (9,9 − 9,3)ppg * 6125 pies

Δp = 192 < 2.000 No habrá problemas

Si en un caso la presión diferencial es mayor a 2.000 psi, significa que el lodo a

utilizarse no es conveniente a esa profundidad ya que se pegaría la tubería. La decisión

se centraría en utilizar un lodo más liviano de tal manera que la presión diferencial se

encuentre alrededor de los 2.000 psi, y con este nuevo peso de lodo averiguar cual será

la nueva profundidad de asentamiento.

137

4.1.3.4.2 Resistencia de la formación contra arremetidas La presión que ejerce la arremetida, como función de la profundidad, se calcula con la

iguiente fórmula:

e interés) (ΔM) + P.lodo Ec 4.19

onde:

sí en nuestro caso tenemos:

g) + 9,9 ppg

P.arrem = 10,72 ppg

a no

generaría una

undidad de asentamiento, utilizando la misma ecuación anterior

e calcula para diferentes profundidades. Luego se comparan los valores con el

Se debe tomar en cuenta que miento pro mado de TR puede ser alterado

por algún problema du rdida de circulación,

un brote o un accidente asentamiento fuera de

rograma. Por lo que, se debe considerar en el diseño la alternativa de una TR adicional,

vestimiento a utilizar, así como el diámetro del

gujero.

s

P.arrem = (prof. total / prof. d

D

ΔM = aumento incremental del peso del lodo en la arremetida (lb/gal). Comúnmente se usa un

valor de 0,5 lb/gal para el incremento del peso de lodo en la arremetida. Este “colchón”

le permite al operador perforar en una formación cuya presión excede las 0,5 lb/gal de

exceso de presión.

A

Prof. total = 10.000 pies ; Prof. de interés = 6.125 pies ; ΔM = 0,5 ppg ;

Plodo = 9,9 ppg

P.arrem = (10.000 / 6.125)pies * (0,5 pp

La presión de fractura a 6.125 pies TVD, es de 14,8 ppg por lo que la arremetid

fractura de la formación.

En el caso que presión de arremetida sea mayor al gradiente de fractura, hay que

calcular una nueva prof

s

gradiente de fractura.

un asenta gra

rante la perforación, como puede ser una pé

de tipo mecánico, que puede obligar a un

p

esto obviamente lo dicta el conocimiento que se tenga del campo de aplicación.

Una vez que se determinan los puntos de asentamiento de las tuberías de

revestimiento, se selecciona el diámetro de la TR de explotación y será la base para

determinar el arreglo de tuberías de re

a

138

4.1.4 DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

El término "Diseño de la Tubería de Revestimiento" significa la selección correcta de

esta tubería. Es decir, definir sus dimensiones específicas con la premisa de conseguir

la m un ayor economía, ya que el costo de los revestidores representa generalmente

rcentaje de gastos totales de la perforación. gran po

En esta sección estableceremos el programa de tubería de revestimiento para nuestra

aplicación particular (pozos Sac X1 & Sac X2), a fin de que la tubería de revestimiento

seleccionada no falle en ningún momento de la vida útil del pozo, que su diámetro sea

el adecuado para una producción eficiente y que el costo de esta sea el mínimo.

4.1.4.1 Criterio para el Diseño de las Tuberías de Revestimiento

El criterio de diseño de tuberías básicamente es RESISTENCIA/CARGA > 1 como el

factor de decisión implica reconocer para la selección de los tubulares, esto

ampliamente el desempeño mecá s y la predicción más realista de nico de las tubería

las condiciones de carga a las cuales la tubería trabajará.

4.1.4.2 Factores de Seguridad en el Diseño (SF)

Al diseñar tuberías de revestimiento (tramos o columnas) los valores publicados de

sus propiedades mecánicas como de tensión, aplastamiento y estallido, contienen

factores de seguridad adecuados basados en la resistencia mínima del acero a la

deformación permanente que es inferior al promedio de resistencias. Se aplica un

factor de seguridad operacional para cubrir eventualidades que puedan presentarse y

asegurarse que la tubería, en el peor de los casos, se mantendrá íntegra.

Generalmente, en la práctica, se emplean los siguientes factores de seguridad:

Tensión: 2

Aplastamiento 1,125

Estallido: 1

d del hoyo, al tipo de cada sarta, o combinaciones de tramos de tubos de

diferentes características (peso, resistencia, roscas).

Punto cedente 1,25

Sin embargo, los factores de seguridad deben ser ajustados a las condiciones de

profundida

139

4.1.4.3 EL Modelo Biaxial

Se ha probado definitivamente con experimentos que las cargas biaxiales (cargas en

la tubería de revestimiento debidas a presión externa y peso soportado) que se

ejercen en un punto reducen la resistencia efectiva al aplastamiento de la tubería de

revestimiento, siendo la magnitud de esta reducción muy considerable en la mayoría

e los casos. Estos esfuerzos pueden ser de mucha importancia cuando se diseña la d

columna de tubería de revestimiento en diferentes diámetros según las necesidades a

las diferentes profundidades del agujero.

El sitio de partida para diseñar una columna de tubería de revestimiento de diferente

diámetro es el fondo del agujero. De las tablas de propiedades de tubería de

revestimiento, el grado de menor peso y menos costoso se selecciona para que resista

sin aplastarse con el peso de lodo usado en el pozo aplicando un factor de seguridad.

Este peso y grado de la tubería se lleva hacia arriba del agujero hasta un punto seguro

donde la siguiente tubería de revestimiento de diferente diámetro, y menos costosa

resista la presión de aplastamiento. Este punto puede ser determinado por una serie

de cálculos o por medio de una elipse de esfuerzos de tensión biaxial (ver figura 4.25).

Figura 4.25 Elipse de esfuerzos biaxiales a la deformación permanente

Fuente: McCray & Cole

l punto que se este considerando

El resultado nos dará un punto seguro máximo de instalación que toma en cuenta la

reducción de la resistencia al aplastamiento causada por el peso de las secciones

inferiores de tubería de revestimiento suspendidas de

140

4.1.5 DISEÑO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X2

a tubería de revestimiento de explotación es diseñada para soportar la máxima presión

últiples. Normalmente el diámetro de la TR de explotación es a solicitud de la

compañía operadora del campo.

Considerando que el reservorio hollín posee un empuje hidráulico activo, gran parte de

las completaciones en este campo son a bombeo hidráulico siendo inicialmente a flujo

natural, es así que todos los pozos direccionales vecinos al “Sac-X1” y “Sac-X2”

producen en promedio 1.400 BPPD a flujo natural a través de una completación de 3

½ pulgadas que es común para la tubería de explotación de 7 pulgadas. Por todas

estas razones el diámetro de la tubería de explotación seleccionado para los pozos de

estudio es de 7 pulgadas.

4.1.5.3 Diseño del Revestimiento de Explotación

Para determinar las características que tendrá el revestimiento d explotación de 7

pulgadas usaremos las especific ería de revestimiento las cuales

e indican en la tabla 4.14

4.1.5.1 Propuesta: Dos columnas de revestimiento

4.1.5.2 Selección del Diámetro del Revestimiento de Explotación

La geometría de un pozo se realiza a partir de la tubería de explotación, lo cual indica

que el diseño de la tubería de revestimiento se efectúa de abajo hacia arriba.

L

del fondo de la formación productora, su diámetro está en función de los requerimientos,

expectativas, y características del yacimiento primordialmente aunque puede verse

afectada por efectos de la profundidad, formación, los fluidos de control y problemática

esperada, verificando los esfuerzos a que estará sometida; es decir se diseña de acuerdo

a los requerimientos de producción, estimulación y reparación del pozo.

Existen varios diámetros para la tubería de explotación entre los más usados tenemos el

de 5 pulgadas, 7 pulgadas y 9 5/8 pulgadas, este último muy usado para completaciones

m

e

aciones API-5A de tub

s

Para especificar las propiedades de esta tubería tomamos en cuenta la profundidad a la

cual debe ser instalada, para nuestro caso, el revestimiento de explotación estará

141

instalado a 10.000 pies TVD y 10.337 pies MD, que es la profundidad total del pozo

“Sac-X2”, de acuerdo a las condiciones del pozo no se prevé que la presión interna

exceda los 6.000 PSI, misma que depende de la presión externa.

Usaremos los siguientes factores de seguridad: 1.08 para el aplastamiento, 2 para la

tensión y 1.1 para la rotura. Este método de diseño que seguiremos presupone: (1) que

la tubería este vacía o, en otras palabras expuesta a la totalidad de la presión de la

columna exterior de lodo, y (2) que sean insignificantes las fuerzas de sustentación de

lodo sobre la tubería de revestimiento.

4.1.5.3.1 Aplastamiento

Una columna de líquido de 10.000 pies de altura ejerce una presión de: 10.000 pies por

0,5408 lbs/pulg2/pie = 5.408 lbs/pulg2. La tubería de revestimiento debe ser capaz de

soportar 1,08 x 5.408 = 5.841 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la columna de “Collapse

Resistance” para una tubería de 7 pulgadas encontramos que el primer tipo de tubería

de revestimiento capaz de soportar una presión de 5.841 PSI es la de 26,00 lbs/pie,

clase C-95 la cual tiene una resistencia al aplastamiento de 5.870 PSI.

La columna “Collapse Setting Depth” la hemos preparado en base a los datos de

resistencia al aplastamiento, factor de seguridad y al peso de lodo usado en este pozo

Con estos datos se facilita la elección de la tubería de revestimiento más adecuada para

resistir este aplastamiento. En este caso, a una profundidad de instalación de 10.000’

TVD corresponde una tubería de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie, y clase C-95. Según la tabla

esta tubería puede ser instalada hasta una profundidad de 10.050 pies. El peso

suspendido debajo de esta columna es cero.

Conclusión:

Los requerimientos de resistencia al aplastamiento serán satisfechas con una tubería de

7 pulgadas, 26,00 lbs/pie y acero clase C-95.

4.1.5.3.2 Tensión

La tubería elegida precedentemente va dotada de una junta BTC (Buttres Casing

Thread, sección 3.4.4.1.3) que posee una resistencia final de unión de 72.2000 lbs

(tabla 4.14) empleando un factor de seguridad de 2, el peso máximo que se puede

142

aplicar a esta tubería es de 72.2000 / 2 = 36.1000 lbs. Tomando en cuenta que la

longitud de la columna de 7 pulgadas es de 10.337’ MD de una tubería de revestimiento

de 26,00 lbs/pie pesan 268.762 lbs.

Conclusión:

Una tubería de 7 pulgadas, de 26,00 lbs/pie, clase C-95, BTC cumple los requerimientos

de tensión.

4.1.5.3.3 Presión Interna (ROTURA)

La tubería elegida tiene una resistencia mínima a la deformación de 8.600 lbs/plg2 (tabla

4.14) La aplicación de un factor de seguridad de 1,1 significa que la tubería puede ser

usada en forma segura siempre que la presión interna no pase de: 8.600 / 1,1 = 7.818,2

lbs/plg2 esto significa que la tubería en cuestión es segura.

4.1.5.3.4 Especificaciones para la compra

Especifíquese para la tubería de explotación del pozo “Sac-X2” las siguientes

características: 10337 pies de una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie

de peso, grado de acero C-95, provista de conexiones BTC.

4.1.5.4 Brocas para el Revestimiento de Explotación

Ya seleccionado el tipo de revestimiento de explotación es necesario fijar cual es el

tamaño de broca que permitirá la operación de esta tubería de 7 pulgadas. Para esto es

necesario fijarnos en su diámetro exterior de la junta (tabla 4.14) que es de 7,656

pulgadas, esto significa que la broca necesaria deberá tener un tamaño mayor que

7.656”

Para establecer el tamaño de la broca a usarse es necesario agregar al diámetro de

exterior de la junta de este revestimiento un valor de tolerancia que exceda a este

diámetro, a fin de tomar en cuenta la costra de lodo, los accesorios de la tubería de la

tubería de revestimiento (tales como centralizadores y raspadores), la presencia de

condiciones no previstas como el hundimiento de las formaciones, y la desviación del

pozo.

143

Tabla 4.15 Tolerancias para el diámetro exterior de la junta del revestidor

O.D Coupling (inches)

Clearance (inches to be added to coupling)

5 1,0 6 1,25 7 1,75 8 2,0 9 2,5

10 3,0 11 3,25 12 3,25

13 and up 3,50 Fuente: Hill Clearance Guide for casing strings

Aplicando la tabla 4.15 para nuestro caso podemos emplear una tolerancia de 1,91 para

una junta de 7.656 pulgadas, esto significa que el tamaño mínimo de la broca requerida

deberá ser de por lo menos.

ClearanceCouplingDOSizeBit += . Ec 4.20

SizeBit 91,1656,7 +=

57,9=SizeBit pulgadas

Para averiguar el tamaño real de la broca nos fijamos en la siguiente tabla que contiene

los tamaños corrientes de brocas:

Tabla 4.16 Tamaños corrientes de brocas Common Bit Sizes (inches)

3 3/4 7 3/8 10 5/8 3 7/8 7 5/8 11 4 1/4 7 3/4 12 4 5/8 7 7/8 12 1/4 4 3/4 8 1/2 13 3/4 5 5/8 8 5/8 15

6 8 3/4 17 1/2 6 1/8 9 22 6 1/4 9 5/8 23 6 3/4 9 7/8 -

Fuente: Hill Clearance Guide for casing strings

De acuerdo a la tabla 4.16, determinamos que la broca de 9 7/8 pulgadas permitirá la

operación de una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, aunque a nivel mundial se ha

venido practicando el uso de una broca de 8 ½ pulgadas con excelentes resultados para

la corrida de este diámetro de revestimiento.

144

4.1.5.5 Dise

ño del Revestimiento Superficial

A continuación se determina el tamaño que debe tener la tubería de revestimiento

superficial para que pueda pasa la broca de 8 ½ pulgadas escogida para la tubería de r

revestimiento de explotación.

Para esto nos fijamos en la c mna “Drif diam de la tabla 4.14, que indica el

tamaño máximo que debe te herramienta para atravesar una tubería de

revestimiento, allí busc etro de la broca, para

uestro caso particular 8,5 pulgadas, siendo la tubería de 9 5/8 pulgadas la que cuenta

a 6.125 pies TVD de acuerdo a las condiciones ya

encionadas de este pozo no se prevé que la presión interna exceda los 3.500 PSI.

Usaremos de seguridad anteriores: 1.08 pa miento, 2

para la tensión y 1.1 para la rotura.


olu eter”

ner una

amos un valor mayor o i del diámgual al

n

con estos valores.

Esta tubería será instalada

m

los mismos factores ra el aplasta

Una columna de liquido de 6.125 pies de altura ejerce una presión de: 6.125 pies por


soportar: 1.08 x 3.153 = 3.405 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la columna de “Collapse

Resistance” para una tub la disponibilidad de esta ería de 9 5/8 pulgadas y de acuerdo a

por parte de la operadora PETROPRODUCCION, de revestimiento clase N-80 la tubería

47,00 lbs/pie si es capaz d portar presión 401 PSI ya que tiene una e so una de 3.

resistencia al aplastamiento d 50 PSe 4.7 I.

La columna “Collapse Settin th” fa la elección de la tubería de revestimiento g Dep cilita

más adecuada para resistir este aplast to. En este caso, a una profundidad de amien

instalación de 6.125 pies co de una tubería de 8 pulgadas, 47,00 lbs/pie, y rrespon 9 5/

clase N-80. Según la t ta una profundidad de abla esta tubería puede ser instalada has

8.543 pies en ausencia de esfuerzo tensional.

Conclusión:

Los requerimientos de resistencia al aplastamiento si son serán satisfechas con una

tubería de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lbs/pie y acero clase N-80.

145

4.1.5.5.2 Tensión

La tubería elegida precedentemente va dotada de una junta BTC que posee una

resistencia final de unión de 1.161.000 lbs (tabla 4.14) empleando un factor de

seguridad de 2, el peso máximo que se puede aplicar a esta tubería es de 1.161.000 / 2

= 580.500 lbs. Tomando en cuenta que 6.292 pies de una tubería de revestimiento de

47,00 lbs/pie pesan 295.724 lbs, por lo tanto esta junta resulta satisfactoria.

Conclusión:

Una tubería de 9 5/8 pulgadas, de 47,00 lbs/pie, clase N-80, provista de conexiones

BTC cumple satisfactoriamente los requerimientos de tensión.


La tubería elegida tiene una resistencia mínima a la deformación de 6870 lbs/plg2 (tabla


usada en forma segura siempre que la presión interna no pase de: 6870 / 1,1 = 6245

s/plg2 , esto significa que la tubería en cuestión es más segura de lo requerido. lb


Especifíquese para la tubería de revestimiento superficial del pozo “Sac-X2” las

siguientes características: 6.292 pies de una tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas,

47,00 lbs/pie de peso, grado de acero N-80, provista de conexiones BTC.

4.1.5.6 Brocas para el Revestimiento Superficial

Ya seleccionado el tipo de revestimiento superficial, precisamos el tamaño de broca que

permitirá la operación de esta tubería de 9 5/8 pulgadas. Para esto es necesario fijarnos

en su diámetro exterior de la junta (tabla 4.14) que es de 10,625 pulgadas, esto significa

que la broca necesaria deberá tener un tamaño mayor que 10.625”

Así tenemos:

O.D Coupling Casing = 10.625 pulgadas

Clearance = 3.15 pulgadas (tabla 4.15)

146

ClearanceCouplingDOSizeBit += .

15,3625,10 +=SizeBit


De acuerdo a la tabla 4.16, determinamos que la broca de 13 ¾ pulgadas permitirá la

operación de una tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas, aunque a nivel mundial se

ha venido practicando el uso de una broca de 12 1/4 pulgadas con excelentes

resultados para la corrida de este diámetro de revestimiento.

4.1.5.7 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac - X2”

Perforar un hoyo de 12 ¼ pulgadas hasta la profundidad de 6.125 pies en TVD, 6292

pies en MD, dentro de la cual se introducirá una tubería de revestimiento de 9 5/8

pulgadas, 47,00 lb/ft de peso, clase N-80 provista de juntas BTC de diámetro exterior

10.625 pulgadas y un diámetro reajustado nominal de 8,525 pulgadas.

Perforar un hoyo de 8 ½ pulgadas hasta la profundidad total programada de 10.000 pies

en TVD, 10.337 pies en MD, dentro de la cual se introducirá una tubería de

revestimiento de 7 pulgadas, 26,00 lb/ft de peso, clase C-95 dotada de juntas BTC de

diámetro exterior 7,656 pulgadas y un diámetro reajustado nominal de 6,151 pulgadas.

147

148

Figura 4.26 Diagrama mecánico del pozo “Sac – X2”


149

Tabla 4.14 Características Geométricas y Mecánicas de las Tuberías de Revestimiento

Size Weight per foot

Dimensions Collapse resistance

Internal pressures

Round Thread Joint Strength * (1000 lbs)

Thread & coupled Joint

Round Thread OD w/Coupling Wall thickness

Inside diameter

Drift diameter

Coupling or Joint OD Roundf or Buttress

Plain End of Extreme line Short Long Buttress

Thread

In Lb/ft In

Steel grade

Psi Psi

Body Yield Strength

*(1000 lb)

Short Long Buttress Thread

17,00 0,231 6,538 6,413 7,656 H-40 1450 2310 2310 196 122 20,00 0,272 6,456 6,331 7,656 H-40 1980 2720 2720 230 176

J-55 2270 3740 3740 3740 3740 316 234 257 373 K-55 2270 3740 3740 3740 3740 316 254 281 451 N-80 3830 6340 6340 6340 532 442 508

23,00 0, 317 6,366 6,241 7,656 J-55 3270 4360 4360 4360 4360 366 284 313 432 K-55 3270 4360 4360 4360 4360 366 309 341 522 N-80 3830 6340 6340 6340 532 442 588 L-80 3830 6340 6340 6340 532 435 565 C-95 4150 7530 7530 7530 632 505 636

26,00 0, 362 6,276 6,151 7,656 J-55 4320 4980 4980 4980 4980 415 334 367 490 º K-55 4320 4980 4980 4980 4980 415 364 401 592 N-80 5410 7240 7240 7240 604 519 667 L-80 5410 7240 7240 7240 604 511 641 C-95 5870 8600 8600 8600 717 593 722 P-110 6210 9960 9960 9960 830 693 853 V-150 6890 13580 1132

29,00 0,408 6,184 6,059 7,656 N-80 7020 8160 8160 8160 676 597 746 L-80 7020 8160 8160 8160 676 587 718 C-95 7820 9690 9690 9690 803 683 808 P-110 8510 11220 11220 11220 929 797 955 Q-125 9100 12750 12750 12750 1056 885 1045

7

V-150 9800 15300 15300 15300 1267 1049 1243

150



Dimensions Collapse resistance

Internal pressures

Round Thread Joint Strength * (1000 lbs)

Thread & coupled Joint


Inside diameter

Drift diameter


Plain End of Extreme line Short Long Buttress

Thread

In Lb/ft In

Steel grade

Psi Psi

Body Yield Strength

*(1000 lb)


32,00 0,453 6,094 5,969 7,856 N-80 8600 9060 9060 8460 745 672 823 L-80 8600 9060 9060 8460 745 661 791 C-95 9730 10760 1 60 07 10050 885 768 891 P-110 10760 12460 12460 11640 1025 897 1053 Q-125 11720 14160 14160 13220 1165 996 1152 V-150 13020 16980 16980 15870 1397 1180 1370

35,00 0,498 6,004 5,879 7,656 N-80 10180 9960 9240 8460 814 746 876 L-80 10180 996 9240 8450 814 734 833 C-95 11640 11830 10970 10050 966 853 921 P-110 13010 13700 12700 11640 1119 996 1096 Q-125 14310 15560 14430 13220 1272 1126 1183

V-150 16230 18680 17320 15870 1526 1311 No Veo

38,00 0,540 5,920 5,795 7,656 N-80 11390 10800 9240 8460 877 814 876 L-80 11390 10800 9240 8460 877 801 832 C-95 13420 12820 10790 10050 1041 931 920 P-110 15110 14850 1 72 00 11640 1205 1087 1096 Q-125 16750 16880 14430 13220 1370 1207 1183 V-150 19240 20240 17320 15870 1644 1430 1402

41,00 0,590 5,820 5,695 P-110 16990 16220 12700 11640 1037 1111 1096 Q-125 19300 18440 14430 13220 1485 1244 1183

7

V-150 22820 22130 17320 15870 1782 1488 1402

151



Dimensions Collapse resistance Internal pressures

Round Thread

Joint Strength * (1000 lbs) Thread & coupled Joint


Inside diameter

Drift diameter


Plain End of Extreme line Short Long

Buttress Thread

In Lb/ft In

Steel grade

Psi Psi

Body Yield Strength

*(1000 lb)


44,00 0,640 5,772 5,595 C-95 15780 15200 1215 P-110 18820 17600 1407 V-150 24920 24000 1918

49,50 0,730 5,540 5,415 P-110 20550 20080 1582

7

V-150 28020 27380 2157 32,3 0,312 9,001 8,845 10,265 H-40 1400 2270 2270 2270 2270 365 254 36 0,352 8,921 8,765 10,625 H-40 1740 2560 2560 410 294 J-55 2020 3520 3520 3520 3520 564 394 453 639 K-55 2020 3520 3520 3520 3520 564 423 489 755 C-75 2320 4800 769 N-80 2370 5120 820 P-110 2470 7040 1128

40 0,395 8,835 8,679 10,625 J-55 2570 3950 3950 3950 3950 630 452 520 714 K-55 2570 3950 3950 3950 3950 630 486 561 843 N-80 3090 5750 5750 5750 916 737 979 L-80 3090 5750 5750 5750 916 727 947 C-95 3330 6820 6820 6820 1088 847 1074 P-110 3480 7900 1260

43,5 0,435 8,755 8,599 10,625 N-80 3810 6330 6330 6330 1005 825 1074 L-80 3810 6330 6330 6330 1005 813 1038 C-95 4130 7510 7510 7510 1193 948 1178

9 5/8

P-110 4430 8700 8700 8700 1381 1106 1388

152




Round Thread



Inside diameter

Drift diameter



Buttress Thread

In Lb/ft In

Steel grade

Psi Psi

Body Yield Strength

*(1000 lb)


43,5 0,435 8,755 8,599 10,625 Q-125 4620 9890 9890 9890 1570 1240 1527 43,5 0,435 8,755 8,599 10,625 V-150 4750 11860 1818 47 0,472 8,681 8,525 10,625 N-80 4750 6870 6 870 6870 1086 905 1161 L-80 4750 6870 6 870 6870 1086 893 1122 C-95 5080 8150 8 150 8150 1289 1 0 04 1273 P-110 5310 9440 9 440 9440 1493 1213 1500 Q-125 5640 10730 1 0073 1 30 07 1697 1 1 36 1650 V-150 6020 12870 2036

53,5 0,545 8,535 8,379 10,625 N-80 6620 7930 7 930 7930 1244 1 2 06 1329 L-80 6620 7930 7930 7930 1244 1047 1286 C-95 7330 9410 9410 9410 1477 1220 1458 P-110 7930 10900 1 0090 1 00 09 1710 1 2 44 1718 Q-125 8440 12390 1 0239 1 90 23 1943 1 5 59 1890 V-150 11570 14860 1 0486 1 60 48 2332 1 9 90 2251

58,4 0,595 8,435 8,279 10,625 N-80 7890 8650 8650 8650 1350 1167 1443 L-80 7890 8650 1350 1151 1396 C-95 8880 10280 10280 10280 1604 1341 1583 P-110 9750 11900 11900 11900 1857 1564 1855 Q-125 10530 13520 13520 13520 2110 1754 2052 V-150 11570 16230 1 0623 1 30 62 2530 2 8 09 2519

61,1 0,625 8,375 8,219 10,625 C-95 9800 10800 1680

9 5/8

S-95 10500 10800 10800 10490 1679 1430

153


Size W eight perfoot


Round Thread



Inside diameter

Drift diameter


Plain E xtreme nd of Eline Short Long

Buttress Thread

In Lb/ft In

Steel grade

Psi Psi

Body Yield Strength

*(1000 lb)


61,1 0,625 8,375 8,219 10,625 C-95 9800 10800 1680 P-110 1840 12500 1944 V-150 13130 17050 17050 17050 2650 2211 2638

7 ,8 1 0 5 ,7 8, 5 12 7, 9 96 10 25 ,6 P-110 15810 1500 2300

9 5/8

V-150 19640 20450 18060 16560 3137 2672 2692 32 5 ,7 0, 9 27 10 92 ,1 10 36 ,0 1 5 1,7 H-40 880 1820 1 820 367 205 40 0 ,5 0, 0 35 10 50 ,0 9, 4 89 11 50 ,7 H-40 1390 2280 2 280 457 314

J-55 1580 3130 3 130 3130 629 420 700 K-55 1580 3130 3 130 3130 629 450 819 N-80 1720 4560 4 560 4560 915 597 954

45 0 ,5 0, 0 40 9, 0 95 9, 4 79 11 50 ,7 J-55 2090 3580 3 580 3580 715 493 796 K-55 2090 3580 3 580 3580 715 528 931 N-80 2480 5210 5 210 5210 1041 701 1097 P-110 2610 7160 1430

51 0 ,0 0, 0 45 9, 0 85 9, 4 69 11 50 ,7 J-55 2700 4030 4 030 4030 801 565 891 K-55 2700 4030 4 030 4030 801 606 1043 N-80 3220 5860 5 860 5860 1165 804 1228 L-80 3220 5860 5 860 5860 1165 794 1190 C-95 3490 6960 6 960 6960 1383 927 1354 P-110 3670 8050 8 050 8050 1602 1080 1594 Q-125 3740 9160 9 160 9160 1820 1213 1758

55,50 0,495 9,760 9,604 11,750 N-80 4020 6450 6450 6450 1276 895 1345

10 3/4

L-80 4020 6450 6450 6450 1276 884 1303

154




Round Thread



Inside diameter

Drift diameter


Plain E xtreme nd of Eline Short Long

Buttress Thread

In Lb/ft In

Steel grade

Psi Psi

Body Yield Strength

*(1000 lb)


55 0 ,5 0, 5 49 9, 0 76 9, 4 60 11,750 C-95 4300 7660 7660 76 0 6 1515 10 2 3 14 3 8 P-110 4630 8860 8860 8860 1754 12 3 0 1745 Q-125 4850 10070 10070 10 0 07 1993 13 1 5 19 5 2 V-150 5040 12090 2392

60,70 0,545 9,660 9,504 11,750 N-80 5160 7100 7100 71 0 0 1398 996 14 3 7 L-80 5160 7100 7100 71 0 0 1398 983 14 8 2 C-95 5570 8430 8430 8430 1660 1148 1625 P-110 5860 9760 9760 9760 1922 1338 1912 Q-125 6070 11090 11090 11090 2184 1503 2109 V-150 6560 13310 2620

65 0 ,7 0, 5 59 9, 0 56 9, 4 40 11 50 ,7 N-80 6300 7750 7750 7750 1519 1096 1600 L-80 6300 7750 7750 7750 1519 1082 1551 C-95 6950 9200 9200 92 0 0 1803 12 3 6 17 4 6 P-110 7490 10650 10650 10650 2088 1472 2077 Q-125 7920 12110 12110 12110 2373 1653 2291 V-150 8330 14530 14530 14530 2847 1978 2730

71 0 ,1 0, 0 65 9, 0 45 9, 4 29 11,750 S-95 9600 10050 9710 9480 1959 1403 1971 P-110 9280 11640 11240 10980 2269 1618 2257 Q-125 9990 13230 12780 12480 2578 1817 2489 V-150 10890 15870 15330 14970 3094 2174 2966 C-95 9850 10830 2100

10 3/4

P-110 10900 12530 2431

155




Round Thread



Inside diameter

Drift diameter



Buttress Thread

In Lb/ft In

Steel grade

Psi Psi

Body Yield Strength

*(1000 lb)


76,00 0,700 9,350 9,194 V-150 1 0320 17090 3315 81,00 0,750 9,250 9,094 12,750 P-110 12530 13430 2592 10 3/4

V-150 15550 18310 3534 4 ,0 8 0, 3 3 12,715 12 ,559 14,375 H-40 770 1730 1730 1730 541 322 607 54,5 0,38 12,615 12,459 14,375 J-55 1130 2730 2730 2730 853 514 909

K-55 1130 2730 2730 2730 854 547 1038 N-80 1130 3980 1241

61 0, 3 4 12 ,515 12 ,359 14 75 ,3 J-55 1540 3090 3090 3090 962 595 1025 K-55 1540 3090 3090 3090 963 633 1169 N-80 1670 4500 1400

68 0,48 12,415 12,259 14,375 J-55 1950 3450 3450 3450 1069 675 1140 K-55 1950 3450 3450 3450 1069 718 1300 N-80 2270 5020 5020 5020 1556 963 1585 L-80 2270 5020 5020 5020 1556 952 1545 C-95 2330 5970 5970 5970 1847 1014 1772 P-110 2340 6910 6910 6910 2139 1297 2079

72 0,514 12,347 12,191 14,375 N-80 2670 5380 5380 5380 1661 1040 1693 L-80 2670 5380 5380 5380 1662 1029 1650 C-95 2820 6390 6390 6390 1973 1204 1893 P-110 2880 7400 7400 7400 2284 1402 2221 Q-125 2820 8410 8410 8410 2596 1577 2463

13 3/8

V-150 2880 10090 10090 10090 3115 1887 2939

156




Round Thread



Inside diameter

Drift diameter


Pl ain End of Extreme lineShort Long

Buttress Thread

In Lb/ft In

Steel grade

Psi Psi

Body Yield Strength

*(1000 lb)


80,7 0,58 12,215 12,059 14,37 5 S-95 4990 7210 7 210 2215 21 73 P-110 4000 8350 8 350 2565 24 93 Q-125 4140 9490 9 490 2914 27 65

85 0,608 12,159 12,003 14,375 N-80 3870 6360 6360 6360 1951 1252 2364 P-110 4490 8750 2682

86 0, 5 62 12 ,125 11,969 14,375 S-95 6240 7700 7700 7750 2378 1507 2333 P-110 4780 9000 8980 2754 2677 Q-125 5030 10220 10200 3129 2969

92 0, 2 67 12 ,031 11,875 14,375 N-80 5050 7030 2145 P-110 5700 9670 9 190 8980 2950 1878 2868

98 0,719 11,937 11,781 14,375 N-80 5910 7530 6680 6530 2287 1498 2400

13 3/8

P-110 6930 10350 3145

Fuente: Bibliog

R do por: A

rafía

ealiza utores

4.1.6 DISEÑO D S RE L SAC-X1

4.1.6.1 Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento

Al igual que el o de los revestidores del pozo “Sac-X2”, se aplica el mismo

procedimiento para este pozo, cuya trayectoria es tipo “S”.

4.1.6.2 Dise evest

E LO REVESTIDO S PARA E POZO

en diseñ

ño del R imiento de Explotación

Para especif s pro cuenta la profundidad a la icar la piedades de esta tubería tomamos en

cual debe lada, para nuestro caso, el revestimiento de explotación estará ser insta

instalado a . es TVD y 10.333 pies MD, que es la profundidad total del pozo 10 000 pi

“Sac-X a presión interna 2”, de acuerdo a las condiciones del pozo no se prevé que l

exced s 6.000 PS isma que depende de la presión externa. a lo I, m

Usare los siguientes factores de seguridad: 1,08 para s iento, 2 para la mos el apla tam

tensión y 1,1 a la ro re supone: (1) que par tura. Este método de diseño que segui mos pre

la tubería este vacía o, en otras palabras expuesta a la totali ón de la dad de la presi

columna exte lodo, y (2) que sean insignificantes las fue sustentación de rior de rzas de

lodo s la tubería de revestimiento. obre


Una columna liquido esión de: 10.000 pies por de de 10.000 pies de altura ejerce una pr


soportar 1,0 columna de “Collapse 8 x 5.408 = 5.841 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la

Resistance” tu ía de ulg amos que el primer tipo de tubería para una ber 7 p adas encontr

de revestimie capaz sopo un resión 5 la de 26,00 lbs/pie, nto de rtar a p de .867 PSI es

clase la tie resis ia plasta nto 5.870 PSI. C-95 cual ne una tenc al a mie de

La columna “Collapse ting D h” la hemo ep do en base a los datos de Set ept s pr ara

resistencia al aplastami corr nd tes al tor seguridad y al peso de lodo ento espo ien fac de

usado en este pozo. Usando es e facilita la elección de la tubería de tos datos s

revesti ento más adecuada para resistir este aplastamiento. En este caso, a una mi

profun de instal e 10. pies corresp e tubería de 7 pulgadas, 26,00 didad ación d 000 ond una

lbs/pie, y clase C-95. Según la tabla esta tubería puede ser instalada hasta una

profun ad de 10.05 ies. El peso suspendido debajo de esta columna es cero. did 0 p

157

Conclusión:



4.1.6.2.2 Tensión


hread,) que posee una resistencia final de unión de 722.000 lbs (tabla 4.14) T

empleando un factor de seguridad de 2, el peso máximo que se puede aplicar a esta

tubería es de 722.000 / 2 = 361.000 lbs. Tomando en cuenta que la longitud de la

columna de 7 pulgadas es de 10.333 pies de una tubería de revestimiento de 26,00

lbs/pie pesan 26.8658 lbs.

Conclusión:

Una tubería de 7 pulgadas, de 26,00 lbs/pie, clase C-95, BTC cumple satisfactoriamente

los requerimientos de tensión.


La tubería elegida tiene una resistencia mínima a la deformación de 8600 lbs/plg2 (tabla



lbs/plg2.


Especifíquese para la tubería de explotación del pozo “Sac-X1” las siguientes

características: 10.333 pies de una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie

de peso, grado de acero C-95, provista de conexiones BTC.


Ya seleccionado el tipo de revestimiento de explotación es necesario fijar cual es el

tamaño de broca que permitirá la operación de esta tubería de 7 pulgadas. Para esto es

necesario fijarnos en su diámetro exterior de la junta (tabla 4.14) que es de 7,656

158

pulgadas, esto significa que la broca necesaria deberá tener un tamaño mayor que

7.656”.






pozo.


una junta de 7.656 pulgadas, esto significa que el tamaño mínimo de la broca requerida

deberá ser:


91,1656,7 +=SizeBit






4.1.6.4 Diseño del Revestimiento Superficial


superficial para que pueda pasar la broca de 8 ½ pulgadas escogida para la tubería de


La columna “Drif diameter” de la tabla 4.14, que indica el tamaño máximo que debe

ner una herramienta para atravesar una tubería de revestimiento, allí buscamos un

a, para nuestro caso particular 8,5

lgadas, siendo la tubería de 9 5/8 pulgadas la que cuenta con estos valores.

te

valor mayor o igual al del diámetro de la broc

pu

Esta tubería será instalada a 6436 pies MD de acuerdo a las condiciones ya

mencionadas de este pozo no se prevé que la presión interna exceda los 3500 PSI.

159

Usaremos los mismos factores de seguridad anteriores: 1,05 para el aplastamiento, 2

para la tensión y 1,1 para la rotura.




soportar: 1,08 x 3.153 = 3.405 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la columna de “Collapse

Resistance” para una tubería de 9 5/8 pulgadas y de acuerdo a la disponibilidad de esta

por parte de la operadora PETROPRODUCCION, la tubería de revestimiento clase N-80

47,00 lbs/pie si es capaz de soportar una presión de 3.401 PSI ya que tiene una

resistencia al aplastamiento de 4.750 PSI.

La columna “Collapse Setting Depth” facilita la elección de la tubería de revestimiento

más adecuada para resistir este aplastamiento. En este caso dad de , a una profundi

instalación de 6.436 pies corresponde una tubería de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lbs/pie, y

clase N-80. Según la tabla esta tubería puede ser instalada hasta una profundidad de

8543 pies, en ausencia de esfuerzo tensional.

Conclusión:


tubería de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lbs/pie y acero clase N-80.

4.1.6.4.2 Tensión




= 580.500 lbs. Tomando en cuenta que 6436 pies de una tubería de revestimiento de

47,00 lbs/pie pesan 302.492 lbs, por lo tanto esta junta resulta satisfactoria.

Conclusión:

Una tubería de 9 5/8 pulgadas, de 47,00 lbs/pie, clase N-80, provista de conexiones

BTC cumple satisfactoriamente los requerimientos de tensión.

160




usada en forma segura siempre que la presión interna no pase de: 6.870 / 1,1 = 6.245

lbs/plg2, esto significa que la tubería en cuestión es más segura de lo requerido.



siguientes características: 6.436 pies de una tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas,

47,00 lbs/pie de peso, grado de acero N-80, provista de conexiones BTC.






Así tenemos:




15,3625,10 +=SizeBit




ha venido practicando el uso de una broca de 12 1/4 pulgadas, con excelentes


161

4.1.6.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac- X1”

Perforar un hoyo de 12 ¼ pulgadas hasta la profundidad de 6.125 pies en TVD, 6.436

pies en MD, dentro de la cual se introducirá una tubería de revestimiento de 9 5/8

pulgadas, 47,00 lb/ft de peso, clase N-80 provista de juntas BTC de diámetro exterior

10,625 pulgadas y un diámetro reajustado nominal de 8,525 pulgadas.


en TVD, 10.333 pies en MD, dentro de la cual se introducirá una tubería de

revestimiento de 7 pulgadas, 26,00 lb/ft de peso, clase C-95 dotada de juntas BTC de

diámetro exterior 7,656 pulgadas y un diámetro reajustado nominal de 6,151 pulgadas.

162

Figura 4.27 Diagrama mecánico del pozo Sac – X1 Primera propuesta


163

4.1.7 DISEÑO DE LOS REVESTIDORES PARA EL POZO SAC-X1

.1.7.1 Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y un liner

Considerare el mismo

asta la profundidad total programada.

4.1.7.2 Diseño del Revestimiento de Explotación

4

mos colgar un liner en el revestimiento superficial, con

protegeremos el pozo h

Para especificar las propiedades de esta tubería tomamos en cuenta la profundidad a la

cual debe ser instalada, para este caso, el liner estará instalado a 10.000 pies TVD, que

es la profundidad total del pozo “Sac-X1”, de acuerdo a las condiciones del pozo no se

prevé que la presión interna exceda los 6.000 PSI, misma que depende de la presión

externa.

Usaremos los siguientes factores de seguridad: 1,08 para el aplastamiento, 2 para la

tensión y 1,1 para la rotura. Este método de diseño que seguiremos presupone: (1) que

la tubería este vacía o, en otras palabras expuesta a la totalidad de la presión de la

columna exterior de lodo, y (2) que sean insignificantes las fuerzas de sustentación de

lodo sobre la tubería de revestimiento.



0,5408 lbs/pulg2/pie = 5.408 lbs/pulg2. El liner debe ser capaz de soportar 1,08 x 5.408 =

5.841 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la columna de “Collapse Resistance” para una

tubería de 7 pulgadas encontramos que el primer tipo de tubería de revestimiento capaz

de soportar una presión de 5.841 PSI es la de 26,00 lbs/pie, clase C-95 la cual tiene una

resistencia al aplastamiento de 5.870 PSI.

La columna “Collapse Setting Depth” la hemos preparado en base a los datos de

resistencia al aplastamiento, factor de seguridad y al peso de lodo usado en este pozo.

Con estos datos se facilita la elección de la tubería de revestimiento más adecuada para

resistir al aplastamiento. En este ad de instalación de 10.000 pies caso, a una profundid

TVD corresponde una tubería de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie, y clase C-95. Según la tabla

esta tubería puede ser instalada hasta una profundidad de 10.050 pies. El peso

suspendido debajo de esta columna es cero.

164

Conclusión:



4.1.7.2.2 Tensión


hread,) que posee una resistencia final de unión de 722.000 lbs (tabla 4.14) T

empleando un factor de seguridad de 2, el peso máximo que se puede aplicar a esta

tubería es de 722.000 / 2 = 361.000 lbs. Tomando en cuenta que la longitud de la

columna de 7 pulgadas es de 3.987 pies de una tubería de revestimiento de 26,00

lbs/pie pesan 101.322 lbs.

Conclusión:

Una tubería de 7 pulgadas, de 26,00 lbs/pie, clase C-95, BTC cumple satisfactoriamente

los requerimientos de tensión.





lbs/plg2.


Especifíquese para la tubería de explotación del pozo las siguientes características:

3.987 pies de una tubería de revestimiento de 7 pulgadas, 26,00 lbs/pie de peso, grado

de acero C-95, provista de conexiones BTC.


Es necesario fijar cual es el tamaño de broca que permitirá la operación de esta tubería

de 7 pulgadas. Para esto es necesario fijarnos en su diámetro exterior de la junta (tabla

165

4.14) que es de 7,656 pulgadas, esto significa que la broca necesaria deberá tener un

tamaño mayor que 7,656”.






pozo.


una junta de 7,656 pulgadas, esto significa que el tamaño mínimo de la broca requerida

deberá ser:


91,1656,7 +=SizeBit






4.1.7.4 Diseño del Revestimiento Superficial


superficial para que pueda pasar la broca de 8 ½ pulgadas escogida para la tubería de


La columna “Drif diameter” de la tabla 4.14, que indica el tamaño máximo que debe

tener una herramienta para atravesar una ría de revestimiento, allí buscamos un

a, para nuestro caso particular 8,5

lgadas, siendo la tubería de 9 5/8 pulgadas la que cuenta con estos valores, y que

tube

valor mayor o igual al del diámetro de la broc

pu

actualmente tiene PETROPRODUCCIÓN.

166

Esta tubería será instalada a 6.125 pies TVD, de acuerdo a las condiciones ya

mencionadas de este pozo no se prevé que la presión interna exceda los 3500 PSI.

saremos los mismos factores de seguridad anteriores: 1,08 para el aplastamiento, 2 U

para la tensión y 1,1 para la rotura.

4.1.7.4.1 Aplastamiento, aplicación del modelo biaxial



soportar: 1.08 x 3.153 = 3.405 lbs/pulg2. En la tabla 4.14 bajo la columna de “Collapse

Resistance” para una tubería de 9 5/8 pulgadas clase N-80 de 47 lb/ft tiene una

resistencia al aplastamiento de 4.750 PSI, los cálculos reflejarán si es la más adecuada.

La columna “Collapse Setting Depth” facilita la elección de la tubería de revestimiento

más adecuada para resistir este aplastamiento. En este caso dad de , a una profundi

instalación de 6.125 pies corresponde una tubería de 9 5/8 pulgadas, 47,00 lbs/pie, y

clase N-80. Según la tabla esta tubería puede ser instalada hasta una profundidad de

8.543 pies si no hubiera esfuerzo tensional. (Mo l - sección 4.1.4.3). delo Biaxia

Debido a que el peso del liner de 26,00 lbs/pie aplica una carga tensional sobre la

tubería de 9 5/8 pulgadas, la resistencia al aplastamiento de esta última, resulta

disminuida. Esto significa que su profundidad segura de instalación segura se halla más

arriba de los 8.543 pies.

La figura 4.28 muestra de qué modo este tipo de carga reduce la resistencia al

aplastamiento, en nuestro caso dos columnas de distinto diámetro. Para ilustrar este

efecto continuamos con el este cálculo.

Profundidad de instalación = 8.543 pies

La carga tensional será = ( 10.000 – 8.543 ) pies * 26,00 lbs/pie = 37.882 lbs

Una carga tensional de 37.882 lbs aplicada a una tubería de 47,00 lbs/pie, clase N-80 da

como resultado (según la figura 4.28) una resistencia efectiva al aplastamiento de 4.743

psi, o una profundidad segura de instalación de: (4.743 Psi / 1,08) / 0,5148 Psi/ft = 8530

pies para condiciones estándar de diseño. . Esta profundidad calculada no varía más de

50 pies del valor de la profundidad propuesta anterior por lo que se considera a este

valor calculado como la profundidad máxima para una instalación segura.

167

Figura 4.28 Efecto de la tensión sobre el colapso de la tubería de revestimiento

motivada por el peso de secciones inferiores

Fuente: Hill Clearance Guide for casing strings

Conclusión:


tubería de 9 5/8 pulgadas, 47,50 lbs/pie y acero clase N-80 ya que su profundidad

segura de instalación si se encuentra dentro de nuestro valor de punto de asentamiento.

168

4.1.7.4.2 Tensión




= 580.500 lbs. Tomando en cuenta que 6.436 MD pies de una tubería de revestimiento

de 47,00 lbs/pie pesan 302.492 lbs más los 103.662 lbs de revestimiento de explotación

tenemos 406.154 lbs por lo tanto esta junta resulta satisfactoria.

Conclusión:

Una tubería de 9-5/8 pulgadas, de 47,50 lbs/pie, clase N-80, BTC cumple

satisfactoriamente los requerimientos de tensión.




usada en forma segura siempre que la presión interna no pase de 6.870 / 1,1 = 6.245

lbs/plg2 esto significa que la tubería en cuestión es más segura de lo requerido.



siguientes características: 6.436 pies de una tubería de revestimiento de 10 ¾

pulgadas, 55,50 lbs/pie de peso, grado de acero C-95, provista de conexiones BTC.






Así tenemos:



169


15,3625,10 +=SizeBit




ha venido practicando el uso de una broca de 12 1/4 pulgadas con excelentes


4.1.7.6 Programa Final de Brocas y Revestimientos para el Pozo “Sac-X1”

Perforar un hoyo de 12 1/4 pulgadas hasta la profundidad de profundidad de 6.125 pies

en TVD, 6.436 pies en MD, dentro de la cual se introducirá una tubería de revestimiento

de 9 5/8 pulgadas y 47,00 lb/ft de peso clase N-80 que tenga juntas BTC de un diámetro

exterior 10.625 pulgadas y un diámetro reajustado nominal de 8,525 pulgadas.


MD dentro de la cual se introducirá un liner de 7 pulgadas y 26,00 lb/ft de peso clase C-

95 dotado de una junta 7,656 de diámetro exterior y un diámetro reajustado de 6,151

pulgadas.

170

Figura 4.29 Diagrama mecánico del pozo Sac – X1 Segunda propuesta


171

El material expuesto en este capítulo incluye los tecnicismos más actuales en el

proceso de diseño de tuberías de revestimiento. La idea es mejorar y consolidar la

práctica de la ingeniería de perforación.

172

CAPÍTULO V

ECONOMÍA DEL PROYECTO

de la perforación, como cualquier otra industria que compite, está,

do medios para reducir sus costos. Mejorar el rendimiento,

riesgo deben estar siempre de la mano con la economía de todo proyecto.

parte de los insumos que demanda un pozo, las tuberías de revestimiento

un porcentaje en el costo del mismo. Se tienen estimaciones generales

0% de la inversión total, por tanto, el tema merece atención

unto de vista comparativo, es decir se hará una relación entre

stos de los programas de revestimiento existentes en el campo de aplicación y

puestas, esto reflejará si el presente proyecto es rentable.

ulo anterior para el pozo “Sac-X2” se presentó una propuesta de dos

nto, mientras que para el pozo “Sac-X1” se presentaron dos

la primera: dos columnas de revestimiento, y la segunda: una columna de

Se empezará con los costos que actualmente representan los

luego, estimar el costo de las propuestas.

DE LOS REVESTIMIENTOS APLICADOS

mos en la sección 4.1.1.2, los pozos direccionales vecinos cuentan con dos

liner, solo diferenciándose entre ellos, por la

de asentamiento de cada uno de los revestidores. Los costos de estos

ebemos incluir, brocas, tuberías de revestimiento,

nes y tiempo en las operaciones, no se incluyen costos del trabajo

l y fluidos de perforación ya que no son asociados con la tubería de

revestimiento. Se tomará el pozo Sac-210D como muestra representativa.

La industria

continuamente, buscan

disminuir el

Como

representan

que varían del 15 al 3

especial.

Analizaremos desde el p

los co

nuestras pro

En el capít

columnas de revestimie

propuestas,

revestimiento y un liner.

revestimientos convencionales, para

5.1 COSTOS

Como vi

columnas de revestimiento y un

profundidad

pozos han sido similares, en estos d

cementacio

direcciona

173

5.1.1 Costos de brocas

El diámetro de las brocas, está tro de la junta de la tubería de

revestimiento, al aplicar tres revestimientos existen tres diferentes secciones que

deben ser perforadas

so, el costo de brocas aproximado es de 140.000 USD, no se puede

o la siguiente distribución de precios para cada sección:

8.5": 20%

miento

Tabla 5.1 Costos de la Tubería de Revestimiento Petroproducción Costo

en función al diáme

con tres diámetros de broca diferente.

En este ca

establecer el costo de cada broca con exactitud, ya que, entre la empresa proveedora

de brocas y la operadora del campo PETROPRODUCCIÓN, existe un contrato llamado

LUMP SUM (suma global), el cual considera el costo de cada sección y no de cada

broca, siend

Sección de 16": 20%

Sección de 12.25": 60%

Sección de

Los costos con el contrato LUMP SUM son mucho menores con respecto al costo

individual de cada broca.

5.1.2 Costos de la tubería de revesti

El costo de la tubería de revestimiento para un pozo petrolero estará en función al

programa de revestimientos, a continuación se verán estos costos.

Diámetro Peso pulgadas lb/pie

Rango USD/pie

Grado Conexión

5 18,0 P-110 Hy-Drill R-3 24,12 5 1/2 17,0 N-80 BTC R-3 28,57

7 26,0 C-95 BTC R-3 21,2 47,0 N-80 BTC R-3 31,86 9 5/8 47,0 C-95 BTC R-3 37,79

10 3/4 40,5 K-55 STC R-3 26,94 13 3/8 72,0 C-95 BTC R-3 57,91

20 94,0 H-40 BTC R-3 76,67


174

Estos precios son los dados por el fabricante a la compañía operadora, a los mismos

e les suma el 25% correspondiente al transporte y otros aranceles de nacionalización


revestimiento para este pozo tuvo un

osto de 905.498 USD, a este valor se deberá sumar el costo de las empacaduras del

mente es de 100.000 USD1, así tenemos un

osto de 1.005.498 USD en el programa de revestimientos.

El costo de las

tubería d ien contin p s costos de la cementación

de este p

abla 5.3 del pr a de cem ión del p ac-210Den C inal

s

ya que la tubería es importada. Es importante anotar que el costo por pie de los

revestidores se incrementa constantemente, ya que su principal componente, el acero

posee cada vez mayor demanda mundial.

El costo de los revestidores del pozo Sac-210D es el siguiente:

Tabla 5.2 Costos del programa de revestimiento del pozo Sac-210D


Como se puede ver el programa de tuberías de

c

colgador de 9 5/8” x 7”, que aproximada

c

5.1.3 Costos de Cementación

cementaciones puede ser considerado como parte de los gastos de la

e revestim to. A uación se resentan lo

ozo.

T Costos ogram entac ozo S Volum osto FReve nto o

s stimie Cement

Saco USD Su al A 6 ,88 perfici Clase 1770 9.761Int io A 5 ,88 ermed Clase 970 0.382Pro n Clase G 1 7,11 ducció 330 20.00

TOTAL 240.151,87 Fuente: PETROPRODUCCIÓN


n proporcionada por el proveedor.

Final Diámetro Costo Costo + 25% Longitud CostoRevestpies USD

imiento pulgadas

Grado Conexión Rango USD/pie USD/pie

C nductor 20 H-40 BTC R-3 76,67 95,8 40 3.833,5 oS ficial 13 3/8 C-95 BTC R-3 57,91 72,4 6012 43.5193,7 uperI C-95 BTC R-3 37,79 47,2 9070 428.444,1 ntermedio 9 5/8 Pr 95 BTC R-3 21,2 26,5 1435 38.027,5 oducción 7 C-

Total 905.498,8

1 Informació

175

5.1.4 Tiempo de Operación

Al tener que correr tres tipos de revestimiento, el tiempo en las operaciones de

perforación aumenta, lo que también incrementa el costo final del pozo, por el tiempo

del equipo y más accesorios, así tenemos:

Tarifa Diaria de la Torre de Perforación = 37.625,26 USD/día *

Monta carga y Vacuum = su valor no es constante: +/- 500 USD/día *

Tiempo de operación de la Torre en el pozo Sa = os 5.

+ pto del equipo u

l de .38 .

men d osto

A continuación se resume el costo crado en el programa de

revestimiento de este po

USD

osto por tiempo de operación del equipo = 1.029.382 USD

TOTAL = 2.415.032 USD

el taladro de perforación contratado.

c 210D 27 días, C to = 1.01 882

USD, Monta Carga Vacuum = 13.500 USD. Teniendo por conce n

costo tota 1.029 2 USD

5.1.5 Resu e C s

de cada factor involu

tuberías de zo.

Costo de las Brocas utilizadas = 140.000 USD

Costo de la Tubería de Revestimiento = 1.005.498 USD

Costo de la Cementación = 240.152

C

* Costo para PETROPRODUCCIÓN por parte d

176

5.2 COSTOS DE LOS REVESTIMIENTOS PROPUESTOS

umnas de revestimiento pozo “Sac-X2”

donde ya se ha corrido

ones, la primera de 12 ¼ pulgadas y la segunda de 8 ½

ulgadas se reduce el costo de una sección de perforación. De acuerdo al contrato

ma global) para el sumistro de brocas se tendría un costo

proximado de 120.000 USD con la siguiente distribución de precios para cada

ección de 12.25": 40%

revisó el diseño de

vestimientos fijado, y la tabla 5.1 de donde se tiene:

Tabla 5.4 Costos del programa de revestimiento del pozo “Sac-X2”

Realizado por Autores

l costo del programa de revestimiento para el pozo “Sac-X2” es de 528.342,9 USD,

ebido a que son dos columnas de revestimiento hasta la profundidad total, no hay

ingún costo asociado por concepto de colgadores.

Diámetro Peso Costo Costo + 25% Longitud Costo Final

A continuación se analizaran las dos propuestas presentadas en el anterior capítulo.

5.2.1 Costos de la Primera Propuesta: Dos col

Parte de este análisis se fundamentará en el Pozo Auca-59D

dos columnas de revestimiento.

5.2.1.1 Costos de brocas

Al tener que perforar dos secci

p

llamado LUMP SUM (su

a

sección:

S


5.2.1.2 Costos de la tubería de revestimiento

Para establecer el costo de los revestidores del pozo “Sac-X2” se

re

Revestimiento pulgadas lb/pie

Grado Conexión Rango USD/pie USD/pie pies USD

Cond 94,0 H-40 BTC R-3 76,67 95,8 40 3.833,5 uctor 20 Super cial 9 5/8 47,0 N-80 BTC R-3 31,86 39,8 6292 250.578,9 fiProducción 7 26,0 C-95 BTC R-3 21,20 26,5 10337 273.930,5

Total 528.342,9

E

d

n

177

5.2.1.3 Costos de Cementación

Al contar con dos secciones, el costo de la cementación para el pozo “Sac-X2” es el

iguiente:

Tabla 5.5 Costos del programa de cementación del pozo “Sac-X2”

s

Volumen Costo Final Revestimiento Cemento sacos USD

Superficial Clase A 1800 70.000 Producción Clase G 330 120.007,11

TOTAL 190.007,11

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por Autores

n según la experiencia del pozo Auca – 59D disminuye, lo que representa

s siguientes costos.

e de Perforación = 37.625,26 USD/día

onta carga y Vacuum = su valor no es constante: +/- 500 USD/día

iempo de operación de la Torre en el pozo “Sac X2” = 21 días, costo = 790.130,46

5.2.1.5 Resume

in e m o a crado en e programa de

ías de estim o e p


Costo de la Tubería de Revestimi 9 USD

osto de la Cementación = 190.007,1 USD

5.2.1.4 Tiempo de Operación

Al tener que correr dos tipos de revestimiento, el tiempo en las operaciones de

perforació

lo

Tarifa Diaria de la Torr

M

T

USD, Monta Carga + Vacuum = 10.500 USD. Teniendo por concepto del equipo un

costo total de 800.630,46 USD

n de Costos

A cont uación s resu e el c sto de c da factor involu l

tuber rev ient de est ozo.

ento = 528.342,

C

Costo por tiempo de operación del equipo = 800.630,4 USD

TOTAL = 1.638.980,4 USD

178

5.2.2 Costos de la Primera Propuesta: Dos columnas de revestimiento pozo “Sac-X1”

donde ya se ha corrido dos columnas de revestimiento.

.1 Costos de brocas Al tener que perfor ne era p a segunda de 8 ½

pulgadas reducimos e un ón de ración cuerdo al contrato

llamado LUMP SUM lobal l sum dríamos un costo

aproximado de 120.000 USD con la siguiente distribución de precios para cada

sección:

ección de 8.5": 60%

o de los revestidores del pozo “Sac-X1” revisamos el diseño de

vestimientos fijado, y la tabla 5.1 de donde se tiene:

era propuesta


estimiento hasta la profundidad total, no hay

ingún costo asociado por concepto de colgadores.

l pozo “Sac-X1” es el


Al igual que la propuesta del pozo anterior, parte de este análisis se basa en el pozo

Auca-59D,

5.2.2

ar dos seccio s, la prim d ¼e 12 ulgadas y l

el costo d a secci perfo . De a

(suma g ) para e istro de brocas ten


S

5.2.2.2 Costos de la tubería de revestimiento Para establecer el cost

re

Tabla 5.6 Costos del programa de revestimiento del pozo “Sac-X1” prim

ReveUSD

stimiento pulgadas lb/pie

Grado Conexión Rango USD/pie USD/pie pies

Co 3.833,5 nductor 20 94,0 H-40 BTC R-3 76,67 95,8 40 Super 256.313,7 ficial 9 5/8 47,0 N-80 BTC R-3 31,86 39,8 6436 Pro BTC R-3 21,2 26,5 10333 273.824,5 ducción 7 26,0 C-95

Total 533.971,7

El costo del programa de revestimiento para el pozo “Sac-X1” es de 533.971,7 USD,

debido a que son dos columnas de rev

n

5.2.2.3 Costos de Cementación Al contar con dos secciones, el costo de la cementación para e

siguiente:

179

Tabla 5.7 Costos del programa de cementación del pozo “Sac-X1” Volumen Costo Final Revestimiento Cemento

sacos USD Superficial Clase A 1800 70.000 Producción Clase G 330 120.007,11

TOTAL 190.007,11

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Realizado por Autores

ntes costos:

= su valor no es constante: +/- 500 USD/día

Sac X2” = 21 días, costo = 790.130,46

5.2.2.5

r ad progr de

s de timi de poz


Costo de la Tubería de Revestimi 7 USD

osto de la Cementación = 190.007,1 USD

5.2.2.4 Tiempo de Operación Al tener que correr dos tipos de revestimiento, el tiempo en las operaciones de

perforación según la experiencia del pozo Auca – 59D disminuye, lo que representa

los siguie

Tarifa Diaria de la Torre de Perforación = 37.625,26 USD/día

Monta carga y Vacuum

iempo de operación de la Torre en el pozo “T

USD, Monta Carga + Vacuum = 10.500 USD. Teniendo por concepto del equipo un

costo total de 800.630,46 USD.

Resumen de Costos

A continuación resumimos el costo de cada facto involucr o en el ama

tubería reves ento este o.

ento = 533.971,

C

Costo por tiempo de operación del equipo = 800.630,4 USD

TOTAL = 1.644.609,2 USD

180

5.2.3 Costos de n liner, pozo

“Sac-X1”

Al igual que la propu ior, p este análisis se l pozo Auca-59D,

donde ya se ha corrido dos columnas de revestimiento.

5.2.3.1 Costos de brocas

suma global) para el sumistro de brocas tendríamos un costo

proximado de 120.000 USD con la siguiente distribución de precios para cada

ección de 13.25": 40%

miento

l pozo “Sac-X2” se revisó el diseño de

e donde se tiene:

imiento del pozo “Sac-X1” segunda propuesta

l costo del programa de revestimiento para el pozo “Sac-X1” es de 366.067,7 USD, a

ste valor se deberá sumar el costo de las empacaduras del colgador 9 5/8 ” x 7”, que

proximadamente es de 100.000 USD, así tenemos un costo de 466.067,7 USD en el

rograma de revestimientos para éste pozo.


la Segunda Propuesta: Una columna de revestimiento y u

esta anter arte de basa en e

Al tener que perforar dos secciones, la primera de 13 ¼ pulgadas y la segunda de 8 ½

pulgadas se reduce el costo de una sección de perforación. De acuerdo al contrato

llamado LUMP SUM (

a

sección:

S


5.2.3.2 Costos de la tubería de revesti

Para establecer el costo de los revestidores de

revestimientos fijado, y la tabla 5.1 d

Tabla 5.8 Costos del programa de revest

Revestimiento Grado Conexión Rango D/pie pies USD pulgadas lb/pie USD/pie US

Cond 95,8 40 3.833,5 uctor 20 94,0 H-40 BTC R-3 76,67 Super 39,8 6436 256.313,7 ficial 9 5/8 47,0 N-80 BTC R-3 31,86 Produ 26,5 3997 105.920,5 cción 7 26,0 C-95 BTC R-3 21,2

Total 366.067,7


E

e

a

p

181

5.2.3.3 Costos de Cementación

ostos del programa de cementación del pozo “Sac-X1”

Volumen Costo Final

Para esta propuesta, al igual que las anteriores tenemos los siguientes costos en la

cementación de los revestidores.

Tabla 5.9 C

Revestimiento Cemento sacos USD

Superficial Clase A 1800 70.000 Producción Clase G 330 120.007,11

TOTAL 190.007,11 Fuente: PETROPRODUCCIÓN


.2.3.4 Tiempo de Operación

os tipos de revestimiento, el tiempo en las operaciones de

erforación según la experiencia del pozo Auca – 59D disminuye, lo que representa

500 USD/día

Tiemp 0,46

USD, M a acuum = 10.500 USD. Teniendo po de un

t .

5 Resu n de Costos

A continuación se resume el c involucrado en el programa de

berías de revestimiento de éste pozo.

= 190.007,1 USD

osto por tiempo de operación del equipo = 800.630,4 USD

TOTAL = 1.576.705,2 USD

5

Al tener que correr d

p

los siguientes costos:

Tarifa Diaria de la Torre de Perforación = 37.625,26 USD/día

Monta carga y Vacuum = su valor no es constante: +/-

o de operación de la Torre en el pozo “Sac X2” = 21 días, Costo = 790.13

onta Carg + V r concepto l equipo

costo to al de 800 630,46 USD.

5.2.2. me

osto de cada factor

tu


Costo de la Tubería de Revestimiento (incluido colgador) = 466.067,7 USD

Costo de la Cementación

C

182

5.3 CUADROS COMPARATIVOS

Figura 5.1 Cuadro comparativo del costo de las tuberías de revestimiento

RELACIÓN DE COSTOS DE LAS TR

1005

200000

600000

800000

1000000

1200000

Cos

to (U

SD)

Pozo Direccional Sac-210D

498,8

466067,7

533971,7 528342,9

0

400000

1 2 3 4

Pozo D Sac-X

2 Pro

Pozo Direccional Sac-X2

Propuesta 1


de revestimiento

ireccional 1

Propuesta puesta 1

Figura 5.2 Cuadro comparativo de los costos relacionados con las tuberías

COSTOS RELACIONADOS CON LA TR

2.415.032 USDPozo Sac-210D

2500000

140000

1005498,80

240151,87

1029382,00

120000

466067,7

190007,11

800630,46

120000

533971,7

190007,11

800630,46

120000

528342,9

190007,11

800630,46

0

500000

1000000

1500000

Cos

to (U

SD)

2000000

Tiempo de OPCementacion TR

1 2 3 4

Brocas

Pozo Sac-X1

Propuesta 2 Propuesta 1

Pozo Sac-X2

Propuesta 1

1.576.705 USD 1.644.609 USD 1.638.980 USD


183

Las cifras demuestran una diferencia de costos entre el diseño de revestidotes usados

ctualmente con los diseños propuestos en esta investigación.

El costo de las tuberías de revestimiento de un pozo direccional que actualmente se

los ésta realizando con tres revestidotes es de 1.005.498,80 USD mientras, el pozo

“Sac-X1” de similares características por su trayectoria, en sus dos propuestas reflejan

que el costo de los revestidores no superan los 550.000 USD, considerando un ahorro

por concepto de tuberías de revestimiento de 450.000 USD en promedio. Más

detalladamente se tiene:

Pozo Costo de las TR Diferencia

Sac -210D 1.005.498,80 USD

Sac – X1 Primera Propuesta 533.971,70 USD 471.527,10 USD

Sac – X1 Segunda Propuesta 466.067,70 USD 539.431,10 USD

No podemos comparar el pozo Sac-210D con el pozo Sac-X2, pues si bien los dos son

pozos direccionales, pero con diferentes trayectorias, aun así el costo de las tuberías

de revestimiento que el pozo Sac-X2 refleja es muy optimista, al ser incluso menor que

el costos de los revestimientos d

Sac –X2 Primera Propuesta 528.342,9 USD

Además del costo de las tubería de revestimiento, también se ha realizado el estudio

de los gastos relacionados con esta tubería, así consideramos el costo de brocas,

cementaciones y tiempo de operación en general del equipo de perforación. Teniendo:

Pozo Costos relacionados con TR

(Brocas + TR + Cementaciones + Tiemp. Op.)

Sac -210D 2.415.032,9 USD

Sac – X1 Primera Propuesta 1.644.609,2 USD

Sac – X1 Segunda Propuesta 1.576.705,2 USD

Sac – X2 Primera Propuesta 1.638.980,4 USD

Al presentar los dos pozos estudiados en la presente investigación una disminución

considerable de costos, sin pon protección del pozo, podemos

afirmar que el proyecto es totalmente rentable, con el carácter de aplicable y urgente.

a

el pozo Sac-X2.

Pozo Costo de las TR

er en riesgo alguno la

184

CAPÍTULO VI

PERFORACIÓN DE POZOS CON TUBERÍA DE

REVESTIMIENTO

La tecnología que se despliega para la perforación de pozos petroleros siempre está

n la búsqueda de nuevos métodos y procedimientos que le permitan ser más

toda

na reducción en los costos y

o

.1 PRINCIPIOS DE ESTA TÉCNICA

prácticas actuales mediante el

mpleo de un motor de fondo y herramientas rotativas accionadas desde superficie, la

i bien durante la última década es donde más se ha desarrollado esta técnica en la

, a inicios del siglo

n

revestidores. En la década de

ó un sistema relativamente

to, que incluía brocas piloto

otores de fondo, siendo por

edio de este principio que en el año 2001, BP y Tesco obtuvieron una operación

e

competitiva en los mercados nacionales e internacionales, considerando que

incorporación de tecnología deberá ser encaminada a u

los riesgos para las compañías operadoras de los campos petroleros. En este entorn

se presenta la técnica de Perforación con Tubería de Revestimiento.

Este capítulo da a conocer la técnica de perforación con tubería de revestimiento de tal

forma que se pueda transmitir y delinear un criterio de aplicación en los campos

petroleros del Ecuador.

6

Desde los inicios de la perforación con cable, hasta las

e

tecnología de perforación con casing viene a cubrir hasta la actualidad, la última etapa

en éste proceso.

S

perforación de pozos de petróleo y gas, no es una práctica reciente

pasado se la usaba de una manera rudimentaria para perforar formaciones blandas e

California, en ese entonces era llamada circulación por

1960, Brown Oil Tools, actualmente Baker Oil Tools, patent

avanzado para perforar pozos con tubería de revestimien

recuperables, ensanchadores para agrandar el pozo y m

m

exitosa en la que se utilizó tubería de revestimiento para perforar los intervalos

correspondientes secciones de superficie y de producción en 15 pozos de gas, del

área de Wansutter en Wyoming, EUA.

185

Todas estas aplicaciones contribuyeron al desarrollo de la técnica de entubación

durante la perforación convirtiénd cho más eficiente y controlado,

siendo ahora muy común en luga xas, el Golfo de México, Puerto

la Cruz Venezuela y más sitios alrededor del mundo.

6.2 TECNOLOGÍA DE PERFORAC

erforación con casing es la tecnología en donde el “casing” o revestimiento, es usado

, lo que reduce el

esgo de atascamiento de tuberías y colapso de la formación al estar expuesta al lodo

roporcionando un mejor control del pozo. Además reduce el

empo de equipo de perforación no productivo, disminuyendo al mismo tiempo el

es no programadas. Todo esto asociado a una

ayor seguridad.

ten dos métodos para la perforación con la tubería de revestimiento,

l primero consiste de un sistema para llevar a cabo operaciones direccionales con un

mada, para luego ser recuperado por medio de

ola en un proceso mu

res como el sur de Te

IÓN CON CASING

P

como sarta de perforación en lugar de la tubería común de perforación, de modo que

el revestimiento desciende conforme se profundiza el pozo. Es así que el sistema de

perforación con tubería de revestimiento integra los procesos de perforación y

entubación para conformar una técnica de construcción del pozo más eficiente.

El uso de esta técnica elimina los viajes de entrada y salida del pozo

ri

de perforación. Al ser menor el espacio anular aumenta la velocidad en el

levantamiento de recortes lo que mejora la limpieza del pozo y minimiza problemas de

pérdida de circulación p

ti

riesgo de que se produzcan desviacion

m

6.3 MÉTODOS DE PERFORACIÓN CON CASING

Básicamente exis

e

conjunto de fondo (BHA) recuperable ajustado dentro del “casing”; el segundo consiste

de un sistema de rotación del casing desde superficie, al cual se adapta una zapata

perforadora y perforable, que permite la cementación inmediata.

6.3.1 EL SISTEMA RECUPERABLE “CASING DRILLING”

Con el fin de lograr mayor flexibilidad y para aquellas aplicaciones que requieren

control direccional la empresa Tesco Corporation ha desarrollado la tecnología Casing

DrillingTM que consiste en un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en ingles)

el cual va ajustado dentro del “casing”, este BHA puede perforar direccionalmente con

el “casing” hasta la profundidad progra

186

un cable. En el caso de producirse una falla antes de alcanzar la profundidad, este

BHA puede ser recuperado lo que facilita el reemplazo de los equipos que fallan.

Figura 6.1 El Sistema Casing Drilling y PDM

Fuente: Tesco Corporation

6.3.1.1 El equipo de perforación

El equipo de perforación requerido es convencional, eso si el taladro de perforación

debe cumplir con el torque-arrastre que exige la aplicación de esta técnica; desde el

unto de vista de las herramientas de fondo a utilizar, tales como brocas, motores de

especiales respecto a los

ismos ya que por ejemplo se pueden utilizar las mismas brocas que normalmente se

p

fondo, MWD, etc. no hay mayores cambios o requerimientos

m

utilizan en la perforación convencional de una zona determinada con la salvedad que

deben pasar por el interior del casing con el que se está perforando. En cuanto a

motores de fondo y MWD, éstos también deben pasar por el interior del casing que se

está utilizando para perforar siendo éste el único requisito.

187

Con respecto al casing, en general tampoco existen cambios relevantes más que la

adición de un niple de asiento (CDL) para la herramienta de perforación Drlling Lock

ssembly (DLA). De todos modos se debe verificar el estado de tensiones al que está

sometido el casing dur ue el mismo conserve

sus propiedades al momento de cumplir con el propósito original para el cual fue

diseñado.

6.3.1.2 Casing Drilling y motores de fondo direccionales (PDM)

Para las operaciones de Casing DrillingTM y motores de fondo direccionales, el motor y

la cubierta acodada se encuentran ubicados antes del ensanchador, esto produce la

rotación del ensanchador y de la broca, lo que permite la perforación por deslizamiento

sin hacer rotar la sarta entera para efectuar las correcciones direccionales.

Figura 6.2 Arreglo de motor direccional para tubería de revestimiento

A

ante la perforación y además asegurar q


En consecuencia la geometría y la rigidez del BHA obligan a la broca a realizar cortes

a lo largo de un trayecto circular. En la perforación direccional con tubería de

revestimiento, tres puntos determinan la tasa d para un motor

e siendo la broca, pero el segundo punto no se

debe utilizar un motor más pequeño

e incremento de ángulo

direccional, el punto inferior sigu

encuentra ubicado en la cubierta del motor (se

que el pozo para pasar a través de la tubería de revestimiento en un arreglo

recuperable) ya que a menudo no se pone en contacto con la pared del pozo. En

cambio, un estabilizador rotativo no cortante situado por debajo de los patines de las

aletas del ensanchador funciona como segundo punto de control.

Figura 6.3 Ilustración de la Tecnología Casing Drilling para incremento de ángulo


188

El empleo de un motor PDM direccional demostró que es posible perforar pozos

direccionales con tubería de revestimiento, pero la eficiencia de la perforación durante

estas pruebas no resultó competitiva ya que al ser de menor tamaño existe una

relativa falta de potencia en comparación con las versiones mas grandes lo que

provoca una reducción en las ratas de penetración ROP’s.

6.3.1.3 Casing Drilling y sistemas rotativos direccionales (RSS)

as limitaciones del uso del motor de fondo y los beneficios potenciales del empleo de

plicaciones

lacionadas con pozos verticales.

Figura 6.4 El Sistema asing Drilling y RSS

L

la tecnología rotativa direccional (RSS) se pusieron de manifiesto al perforar con

tubería de revestimiento, esta práctica inicialmente se la empleó en el sur de Texas,

donde en muchos casos, la perforación rotativa con sistemas rotativos direccionales

resultó más eficaz que la utilización de un motor de fondo, incluso en a

re

C


189

Las operaciones de perforación con tubería de revestimiento requirieron un arreglo

RSS con estabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento para

amortiguar las vibraciones asociadas con la perforación y reducir el desgaste y

deterioro del DLA. Un lastra barrena, o un adaptador espaciador, permitieron colocar el

ensanchador en la parte externa de la tubería de revestimiento. El funcionamiento del

istema rotativo direccional empleado en este arreglo se explica detalladamente en la

e conexiones y desconexiones en las uniones de

s tubulares.

Un arreglo de cuñas sujeta el exterior o bien el interior de la tubería de revestimiento,

dependiendo del tamaño de la tubería, y la fija al sistema de impulsión superior sin

conexiones roscadas. Un arreglo interno de tipo cangrejo provee un sello de fluido en

el interior de la tubería.

Figura 6.5 Casing Drive System

s

sección 2.6.2

6.3.1.4 El Sistema “Casing Drive System”

El sistema Casing Drive System de conexión rápida de Tesco, es operado por un

sistema de control hidráulico del sistema de impulsión superior, este acelera el

manipuleo de la tubería y previene el daño de las roscas de la tubería de

revestimiento, eliminando un ciclo d

lo


190

6.3.1.5 Adquisición de registros en hueco abierto

Cuando se utiliza la tecnología Casing DrillingTM una técnica utilizada para correr

registros con cable en agujero abierto para la evaluación de formaciones, consiste en

perforar hasta la profundidad total con tubería de revestimiento para luego

desenganchar la broca. El paso siguiente implica rectificar hasta la zapata de la

tubería de revestimiento intermedia, de manera de poder obtener registros en agujero

escubierto a través de la tubería, como si se tratara de una perforación convencional.

producción hasta la profundidad total.

d

Luego bajó la tubería de revestimiento de

Figura 6.6 Procedimiento para la adquisición de registros


6.3.1.6 La Cementación

La cementación se realiza también en forma no muy distinta a la convencional

empleando un dispositivo que permite el alojamiento de los tapones de

desplazamiento al igual que en una cementación corriente (sección 3.10).

191

6.3.1.7 Ingeniería de diseño

En cuanto a la ingeniería, diseñar un pozo para aplicar la tecnología Casing DrillingTM

es de alguna manera muy similar a diseñar un pozo convencional. Las

consideraciones sobre estabilidad del pozo, control de surgencias, profundidades de

asentamiento de los zapatos, el plan direccional y la selección del trépano son

tomados de la misma manera que en la perforación convencional.

La diferencia más significativa es que en la perforación con casing, éste puede estar

sometido a esfuerzos y tensiones bastante más diferentes que en los usos

convencionales.

El proceso de diseño de un pozo perforado con casing comienza de la misma manera

que para un pozo convencional. Los puntos de asentamiento de los distintos casing se

seleccionan basados en la estabilidad y el control del pozo además de los

requerimientos de producción. Se diseña el programa direccional del pozo para

perforar los objetivos seleccionados y se desarrolla el programa de lodos. Una vez que

el proceso de diseño convencional se llevó a cabo, el diseño final deberá adaptarse la

proceso Casing DrillingTM para lograr los objetivos exitosamente y asegurar que el tubo

mantenga sus propiedades y especificaciones.

6.3.2 EL SISTEMA DRILL SHOE “DRILLING with CASING”

El sistema Drill Shoe ha sido desarrollado por la empresa Weatherford en lo que ellos

denominan Drilling with CasingTM, este es un simple y efectivo sistema de rotación del

casing desde superficie, al cual se adapta una zapata perforadora y perforable, que

permite la cementación inmediata. Esta zapata puede luego ser perforada con un BHA

convencional lo que permite perforar las siguientes secciones por métodos

convencionales, hay que anotar que esta solo es recomendable para

mantenimiento de ángulo,

os los tamaños de casing.

l con la

casiona finos recortes impidiendo en gran medida

idos penetren en la formación.

técnica

secciones verticales y hasta secciones que necesiten el

pudiendo aplicarse a tod

Drilling with CasingTM al igual que Casing DrillingTM mitiga los problemas de perdida de

fluidos debido al efecto “Smear” o efecto de Rozamiento el cual se produce cuando el

casing al rotar contra la formación origina una especie de filtro artificia

plasticidad de los cortes lo que o

que los flu

192

Figura 6.7 Ilustración del efecto smear en la perforación con casing

Fuente: Weatherford

s una zapata la cual esta adaptada para perforar como si se tratase de una broca,

n un prototipo en el año

e 1999, siendo en enero del 2000 cuando se presenta la DS1, pocos meses después

ñadas con Carburo de Tungsteno

ediante HVOF (High-Velocity-Oxy-Fuel), este proceso envuelve finas y diminutas

6.3.2.1 El equipo de perforación

El equipo de perforación requerido al igual que en el anterior método es el

convencional; desde el punto de vista de las herramientas a utilizar, el uso de la

zapata perforadora y perforable es propia de este método.

6.3.2.2 La Zapata perforadora y perforable

E

esta zapata perforadora o Drill Shoe (DS) tiene su aparición co

d

en mayo se presenta la DS2, y tres años después en agosto del 2003 se presenta la

DS3, cada una con su aplicación particular dependiendo de las formaciones a ser

atravesadas.

La configuración de las Drill Shoe (DS1 & DS2) esta dada por una nariz maquinada en

Aluminio “Grado de Aviación”. Partículas redondas de 6mm de TSP (Thermally Stable

Polycrystalline Diamond) que son presionadas dentro de agujeros previos en la cara

frontal de las aletas. Las aletas son entonces ba

m

partículas de Carburo de Tungsteno las cuales se disparan hacia la herramienta a una

velocidad supersónica. Con el impacto, las partículas se adhieren por si mismas sobre

la superficie de la herramienta. El resultado es un sólido y duro escudo, no-poroso el

cual ofrece una alta fuerza de enlace con el material subyacente.

193

Otro elemento za de acero

calidad 4145 ASI que contiene la conexión y la zona de protección al calibre con

carburo de tungsteno, siendo una excelente herramienta de rimado.

Figura 6.8 Componentes del Drill Shoe

Fuente: Weatherford

nte perforable con PDC o Tricónicas

Boquillas Perforables para alto HSI

de su configuración es un cuerpo maquinado en una pie

Nariz hecha en Aluminio grado de aviación (completamente perforable con PDC) Cubierta de Carburo de

Tungsteno sobre el Aluminio

Conexión de rosca entre la nariz de Aluminio, el hombro y el cuerpo de acero

TSP circulares de 6mm tro de la

ta de Aluminio presionados dencubier

Cortadores PDC tipo Premium

Boquillas de cobre – Perforables con PDC

Cuerpo de Acero 4145ASI

La segunda generación de las Drill Shoe contiene además:

• Cortadores de Diamante Termicamente Estables TSP

• Protección de Carburo de Tungsteno en el “Gauge”

• Completame

•

• Cortadores PDC en el Hombro

La aparición de la tercera generación de la Drill Shoe se da por la necesidad de

perforar con tubería de revestimiento formaciones que presentan mayor presión de

sobrecarga en rangos de 7000 a 15000 Psi, a diferencia de las anteriores que son

totalmente perforables, la nariz de esta se torna perforable después de un ciclo de

simples presiones.

194

Figura 6.9 Drill Shoe 3

Fuente: Weatherford

6.3.2.3 Sistemas de Conducción de Superficie

Para transmitir el giro del Kelly al casing existe un elemento llamado el water bushing,

mientras que para transmitir el giro del top drive al casing existen tres elementos entre

ellos el CDT) y el tork drive.

6.3.2.3.1 El Water Bushing

s un cross-over (unión de tubería de diferente diámetro) que une la tubería de

a económica pero lenta en

conexión, ideal para utilizar con Kelly.

spear modificado, el sistema de conducción interna (I

E

perforación a la tubería de revestimiento. Es una herramient

la

Figura 6.10 Water Bushing

Fuente: Weatherford

195

6.3.2.3.2 El Spear Modificado

Esta herramienta se la coloca en el interior del casing y es un sistema de cuñas, que

se activan mediante rotación y peso, estas sujetan por la parte interna al casing y le

proporcionan la rotación, además cumple también con la función de llenado (sección

3.9.2.3) por lo que se recomienda en todas las operaciones.

Figura 6.11 Spear Modificado

Fuente: Weatherford

.3.2.3.3 Internal Casing Drive (ICDT)

rotación simultáneamente, su

operación es idéntica al Spear e por tener dos cuñas mas, lo

que le proporciona más sello y le permite soportar un mayor torque.

Figura 6.12 Internal Casing Drive

6

Especialmente diseñada para “Drilling with Casing”, es una herramienta de conducción

interna que proporciona medios de circulación, y

modificado diferenciándos

Fuente: Weatherford

196

6.3.2.3.4 El Sistema de “Over Drive”- “Tork Drive”

ollenado / herramienta de

circulación y compensador de peso.

Figura 6.13 Configuración del Over Drive – Tork Drive

6.3.2.4 Análisis de Perforabili

Para aplicar la tecnología Drilling with CasingTM se debe hacer un análisis de

perforabilidad para seleccionar que tipo de Drill Shoe será la más apropiada, este

procedimiento no se lo hace con la tecnología Casing DrillingTM ya que esta al

adaptarse a una broca tricónica o PDC perfora normalmente y con la ventaja de tener

control direccional del pozo.

El análisis de perforabilidad para DwCTM se puede estimar con la ayuda de:

1. Análisis de Registros Eléctricos de Compresibilidad

Transmite el giro del top drive al casing, esta tecnología es la nueva generación de

herramientas para correr casing y perforar la cual se conecta directamente al top drive

y combina equipos convencionales como llaves de presión, elevador principal,

elevador de juntas individuales, encuellador / SatbMaster, aut

Fuente: Weatherford

Top Drive

Swivel Hidráulico Soportes

Elevador PrincipalCabezal del Torque

Elevador de juntasVálvula de control del lodo

dad y Selección del DrillShoe

197

2. D-Exponent

3. Registros de lodos

ra la presión de sobrecarga de la formación

Muy Baja resistencia < 4.000 psi gumbo, shales, soft shales, claystones,

sands

4. Record de Brocas, Mechas, o Trepanos

Así tenemos para los valores de compresibilidad de la formación la siguiente tabla:

Tabla 6.1 Consideraciones pa

unconsolidated (very soft)

Baja Resistencia 4.000 - 8.000 psi s, claystones, shales, (soft) evaporites, soft siltstones

chalk, shales & clay sandstone

Resistencia Media 8.000 - 16.000 psi conglomerates, sandy & cha marls, medium-medium hard sandstones, hard shales

lky limestones,

Alta Resistencia 16.000 - 32.000 psi hard stringers, hard dolomites, crystalline limestones, brittle (hard) shales, hard sandstones

Muy Alta Resistencia > 32.000 psi very fine, tight sandstones, chert, quartzite, igneous and

metamorphic rocks, hard siltstones

Fuente: Weatherford

El conocer los valores de la compresibilidad de la formación a ser perforada mediante

el sistema DwCTM ayuda a la selección de la Drill Shoe, así tenemos:

Tabla 6.2 Selección de la Drill Shoe

ería de revestimiento usando la Drill Shoe es necesario

mar en cuenta la tabla 6.2, además es importante también realizar un estudio de

í la dureza

e la zona y puntualizando la conveniencia del uso de la Drill Shoe.

gumbo, shales, soft shales, claystones, unconsolidated (very soft) sands

la Rocas de baja resistencia < 3000 Psi Perforable con

Drill Shoe 1

Rocas de baja/mediana resistencia 3000 - 8000 Psi chalk, shales & clay sandstones, claystones, shales,

(soft) evaporites, soft siltstones Perforable con la

Drill Shoe 2

Rocas de mediana resistencia 7000 - 15000 Psi

ja resistencia, & chalky limestones, marls, areniscas medias-medianamente duras,

hard shales

Perforable con la Drill Shoe 3

Conglomerados arenosos de ba

Rocas de alta hard stringers, hard dolomites, crystresistencia > 15000 - 3200 Psi alline limestones,

brittle (hard) shales, hard sandstones No perforable con la

Drill Shoe

Rocas de muy alta resistencia >32000 Psi very fine, tight sandstones, hert, quartzite, igneous and

metamorphic rocks, hard siltstones No perforable con la

Drill Shoe

Fuente: Weatherford

Para poder perforar con tub

c

to

todas las brocas usadas en la perforación de pozos vecinos confirmando as

d

198

6.4 HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON CASING

laciona con el transporte de cortes, la

stabilidad del pozo y prevención de colapsos de formación, todo esto asociado con

las

oquillas de la broca ya que la capacidad de remoción de los recortes se da en función

de la presió erforación

limp rtes de la pano, previniendo el embolamiento refresca y lubrica

los cortadores, facilita la labor de los motores orciona

un medio de comunicación para el MWD y te ndose la

h can able en la as.

Al p on revestimiento la geometrí la

que oración convencional, por se tienen

restricciones y las perdidas de p cas. Por el contrario, el anular

ofrece mayor restricción al flujo y las pérdidas de presión son más altas que las que se

n este trabajo se presentan los principios de este tipo de perforación partiendo de

conceptos básicos de la perforación convencional y teniendo en cuenta dos

parámetros importantes en la perforación de pozos estrechos: la rotación de la sarta y

la e ad de l en el huec

6.4.1 s para pérdidas de

Exis

revestimiento.

Algunos se basan en el anális ot

cuenta efectos adicionales como la excentricida ería.

6.4.1.1 El Modelo de Luo y Peden

bería, índice de

omportamiento de flujo y la relación de diámetros anulares. Estos se usan para

El papel de la hidráulica en la perforación se re

e

una reducción del riesgo de un influjo, la hidráulica en gran parte depende de

b

n a la salida de las boquillas o toberas, además que el fluido de p

ia los co broca-tre

y de las turbinas, y también prop

lemetría de lodos, constituyé

idráulica un me ismo indispens gperforación de pozos de petróleo y

erforar c

se tiene en la perf

a de la trayectoria del fluido es diferente a

dentro del revestimiento no

resión son muy po

dan en anulares convencionales.

E

xcentricid a tubería o.

Modelo calcular las presión

ten varios modelos para calcular las perdidas de presión cuando se perfora con

is hidráulico convencional mientras ros tienen en

d y la rotación de la tub

Utiliza ecuaciones dimensionales para calcular parámetros como viscosidad aparente,

velocidad angular y axial, tasa de flujo y gradiente de presión. Además introduce tres

parámetros adimensionales: velocidad de rotación de la tu

c

199

calcular el efecto de la rotación sobre las perdidas de presión en anulares

oncéntricos.

asume fluido incompresible, proceso isotérmico y

stado estable. El problema se resuelve al suponer dos placas paralelas separadas

fluido pasa a través de dos placas

aralelas y una de ellas se mueve a una velocidad U. La velocidad media para flujo

a velocidad media absoluta del fluido V’ es el vector resultante ωr1/ 2 y

, donde V se define como la velocidad axial. Para considerar el efecto de la rotación

ea con la

irección de la velocidad media absoluta del fluido, V’.

Figura 6.14 Rotación del sistema de coordenadas.

c

El modelo parte del supuesto de que el revestimiento rota a una velocidad angular ω1

mientras que el tubo exterior (pozo) se mantiene estacionario. El fluido se comporta

según el modelo ley de potencia y fluye a través del anular por la acción de un

gradiente de presión constante Pg en dirección axial. Para determinar este gradiente

se requiere de los parámetros dimensionales y adimensionales mencionados, y

definidos en las ecuaciones que se muestran en el anexo 24.

6.4.1.2 El Modelo de Díaz

El autor aproxima el anular como una ranura y crea un modelo que tiene en cuenta el

efecto de la rotación de la tubería sobre las perdidas de presión en el anular, para

fluidos que se comportan según la Ley de potencia modificada.

Para el desarrollo matemático se

e

por una distancia igual al espacio radial. Se asume un esfuerzo de corte promedio

para el área mojada externa e interna del anular y un balance de fuerzas del fluido que

pasa a través de la ranura permite determinar dicho esfuerzo τω1,prom, así como lo

muestra la ecuación en el anexo 24.

El flujo laminar helicoidal se presenta cuando el

p

laminar y turbulento se aproxima a U/2, y la componente de la velocidad tangencial se

da por ωr1/ 2. L

V

de la sarta sobre las pérdidas de presión anulares se necesita rotar el sistema de

coordenadas, tal como lo ilustra la Figura 6.14 Uno de los ejes se alin

d


200

6.5 COMPATIBILIDAD DE LA NUEVA TECNOLOGÍA CON EL CAMPO DE

APLICACIÓN

respondiente a todo el

erciario indiferenciado y en ocasiones hasta la formación Orteguaza dependiendo del

l revestidor superficial.

endo así una sección

ertical en pozos tipo “S” hasta la profundidad final.

En la perforación de esta sección no se han

ncontrado problemas asociados a colapso de las formaciones.

a capacidad de geodirigir el pozo a través de las formaciones utilizando un BHA

convencional (el cual o PDC), mismo que

luego puede ser recuperado hace a esta tecnología muy atractiva para todas las

aplicaciones de perforación direccional.

La perforación de pozos petroleros dentro del campo Sacha indica que hasta la

profundidad de 6000 pies, no hay problemas significativos, más que unos pocos

puntos apretados debidos al control y exposición de la formación al peso de lodo, en

cuanto al desgaste y cambio de brocas, la experiencia citada en los pozos vecinos del

Well-Pad#192 (sección 4.1.1.2) indica que con una broca PDC se puede atravesar sin

problemas hasta la profundidad anteriormente citada, cor

T

punto de asentamiento de

En ésta sección en pozos direcciones, se ha construido el ángulo del pozo, se lo

mantenido tangente y tumbado el ángulo hasta conseguir la vertical en cero grados,

dependiendo del desplazamiento del objetivo geológico, teni

v

La perforación de la sección vertical en pozos direccionales y verticales a partir de los

6000 pies se torna una tarea difícil, ya que se debe hacer varios cambios de broca, en

algunos casos la utilización de cinco brocas, (cuatro PDC y una Tricónica), y en otros

tres brocas PDC. Todo esto ratifica la dureza de las formaciones a ser atravesadas en

las formaciones Tiyuyacu y Tena.

e

Las tareas de perforación se tornan complicadas al momento de perforar pozos

horizontales en este campo, como se menciona en la sección 7.1.4 al navegar en la

sección horizontal, el colapso de formaciones superiores es amenazador, lo que ha

limitado en algunas ocasiones conseguir el objetivo geológico del pozo.

6.5.1 Introducción de la tecnología Casing DrillingTM

L

puede usar cualquier tipo de broca Tricónica

201

Luego de revisar los antecedentes de perforación registrados en el campo Sacha se

puede recomendar probar el uso de esta tecnología en la construcción de pozos

ireccionales, por intervalos hasta los 6000 pies de profundidad para así evaluar

.5.2 Introducción de la tecnología Drilling with CasingTM

Pozos verticales someros a medianos, con una profundidad promedio entre

tubería de perforación

utilizada normalmente para hacer pozos similares.

orar con esta

técnica.

os requisitos mencionados en los ítems se ajustan al modelo de pozo direccional

con la ayuda de los valores de presión de

obrecarga, (tabla 6.2).

d

tiempos y costos, siendo el siguiente reto construir un pozo horizontal con la

tecnología Casing DrillingTM.

No se recomienda usar esta tecnología en este campo en el intervalo de 6000 a 9000

pies de profundidad ya que los costos asociados por cambios de broca y con esto del

BHA, causarían una seria afectación a la economía del proyecto, pudiendo también

usarse esta técnica en los últimos 1000 pies antes de la profundidad total.

6

La aplicación de esta técnica, deberá implementarse únicamente en los pozos y

campos que cumplan con los siguientes requisitos:

4.900 y 11.000 pies.

Pozos que requieran solo 2 ó 3 secciones para su perforación.

Que las necesidades de producción se manejen a través de diámetros

reducidos.

Que las conexiones a utilizar para este tipo de tuberías tengan valores de

torsión y arrastre, igual o mayor que la correspondiente

Los diámetros recomendables para utilizar esta técnica son 4 ½”, 5”, 5 ½”, 6”, 6

5/8” y 7”.

Los campos deben de ser, de desarrollo, por lo tanto las formaciones a perforar

estarán perfectamente identificadas y serán factibles de perf

L

planteado en esta investigación. Para evaluar la aplicación de este sistema, es

necesario realizar un análisis de perforabilidad como se mostró en la sección 6.3.2.4

El análisis de perforabilidad se estimara

s

202

Por medio de la ecuación 6.1 calculamos la presión de sobrecarga para nuestro

campo de aplicación.

Ps = D * CS – 0,85 * Pp Ec 6.1

Donde:

Ps = Presión de Sobrecarga (psi)

Tabla 6.3 Presiones de Sobrecarga del Campo Sacha – Well Pad 192

D = Profundidad, (ft)

CS = Código de sobrecarga (tabla 4.11)

Pp = Presión de poro, (psi)

CAMPO SACHA PRESIÓN DE SOBRECARGA

Profundidad Presión de poro Presión de Sobrecarga ft psi psi

120 52 556 210 91 973 310 134 1436 727 318 3365 916 400 4240 916 400 4240

1009 446 4666 1498 670 6921 1990 942 9149 3223 1525 14819 3500 1649 16098 4500 2092 20722 4800 2221 22112 5126 2372 23614 5480 2565 25220 5990 2897 27488 6263 3029 28740 6560 3172 30104 6930 3351 31802 7200 3482 33040 7300 3530 33500 7398 3578 33949 7414 3585 34023 7600 3675 34876 7780 3762 35702 7861 3842 36039 8040 4014 36788 8460 4179 38748 8867 4426 40573 8902 4444 40733 9336 4661 42718 9500 4742 43469

203

Continuación Tabla 6.3

Profundidad Presión de poro Presión de Sobrecarga ft psi psi

9500 4742 43469 630 4807 44064 9

9840 4963 44981 9876 4981 45146 9912 5051 45267

10070 5132 45988 Real

izado por: Autores

dos mostrados en la tabla 6.3 y las teorías del uso de esta

cnica para la selección de la Drill Shoe indicadas en la tabla 6.2, la Drill Shoe 3 puede

operar máxim e desarrollo,

comúnmente en este campo pa s a esa profundidad donde se

instala el revestimien er útil en esta

sección del pozo.

Se puede recomendar p r el uso de esta tecnología perforación de la sección

antes mencionada para í evaluar pos y costo studio de perforabilidad

realizado en esta investigación revela que más allá de los 3200 pies de profundidad

ninguna Drill Shoe podrá perforar.

6.6 IMPORTACIÓN D A TECN GÍA “PER CIÓN DE POZOS CON

TUBERIA DE REVEST NTO” PARA ECUADOR

Las dos empresas proveedoras de este servicio Tesco Corporation “Casing DrillingTM”

& Weatherford “Drilling asingTM man que tie capacidad suficiente para

dotar de estos servic cualqu gar del mundo, ya que tienen una basta

experiencia hasta en los ambientes más hostiles, siempre alcanzando el objetivo

programado con el máximo rendimien

De acuerdo a los resulta

té

o hasta los 3200 pies de profundidad en un pozo vertical d

ra pozos verticales e

to superficial, por lo que esta tecnología puede s

roba en la

as tiem s. El e

E L OLO FORA

IMIE

with C ” infor nen la

ios en ier lu

to.

204

O

ANÁLISIS COMPARATIV E POZO RFORADOS CON

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y DRILL PIPE

cterísticas perforados alrededor del mundo.

casos de interés para citar es la campaña de perforación de cinco pozos

añía operadora decidió agregar

ozos adicionales en el programa de perforación del mismo campo.

sar formaciones del Cretáceo y del Terciario,

s cuales son mayormente areniscas y arcillitas con intercalaciones de carbón e

trusiones de bentonita. Los pozos en ésta área se perforan de manera convencional

omenzando por un conductor de 16” para luego perforar un pozo de 11” donde se

ntuba un casing de 8 5/8” a 350 metros y luego se perfora con 7 7/8” hasta la

rofundidad final entubándose tubing de 3 ½” como casing de producción.

a parte superior del tramo de producción se perfora con agua como fluído de

erforación, con tasas de penetración por encima de los 60 metros/hora. Los

problemas más comunes que se encuentran por encima de la zona de interés

CAPÍTUL VII

O D S PE

Luego de haber expuesto la tecnología de la perforación con tubería de revestimiento

la cual integra los procesos de perforación y entubación, es necesario comparar con

los métodos convencionales de perforación los cuales utilizan los drill pipe o tubería de

perforación. En los campos petroleros del Ecuador aun no se ha practicado la

perforación con tubería de revestimiento, por lo que la comparación se hará entre

pozos de similares cara

7.1 LA TECNOLOGÍA “CASING DRILLING” vs CONVENCIONAL

7.1.1 Pozos en Wyoming (USA)

Uno de los

llevada a cabo por BP en Greater Green River Basin en el sur de Wyoming. Luego del

éxito conseguido en ésta pequeña campaña, la comp

p

Estos pozos han sido perforados en un área donde las formaciones productivas están

compuestas por areniscas cerradas con presiones originales equivalentes de 11 ppg

que pueden encontrarse en un rango de profundidades que va desde los 2.400 metros

hasta los 3.000 metros. Se deben atrave

la

in

c

e

p

L

p

205

productivo son entradas de agua, pérdidas de circulación y embolamiento de las

brocas. El fluído de perforación ( parte superior se convierte a

un lodo con algunas propiedades de gel unos metros antes de llegar a la zona de

interés dependiendo de las condiciones de perforación. Generalmente también se

d

bastante

Luego de intensivas campañas de perforación y debido a un gran esfuerzo por

Tesco diseñado a

s efectos. Se trata de un equipo semiautomático controlado por un sistema PLC. El

asta las bombas

e lodo.

a sección superficial de cada pozo se perforó con casing de 7” hasta

uso de cable una

ez alcanzada la profundidad del zapato para el tramo. El montaje de la compañía de

irieron más

empo que el promedio, pero el resto de los pozos fueron perforados más rápidamente

agua) que se utiliza en la

ensifica hasta 10 ppg dado que si bien la zona productiva es bastante cerrada, aporta

gas si se la perfora con un mínimo desbalance.

optimizar la perforación en éste campo, se lograron reducir los costos de perforación

empleando motor de fondo y perforando con broca PDC hasta el tope de la zona de

interés (una carrera) procediendo a perforar la zona productiva con una broca de

insertos.

Para el proyecto de perforación con casing, se utilizó un equipo de

lo

mismo es completamente hidráulico, desde el cuadro de maniobras h

d

L

aproximadamente 370 metros utilizando los ensanchadores de Tesco. En los primeros

dos pozos se utilizaron brocas tricónicas cambiando luego por brocas PDC en los

pozos siguientes. En cada uno de los casos el BHA se armó en la superficie

asentándolo sobre el niple DLA para ser retirado luego mediante el

v

cementación se llevaba a cabo mientras se recuperaba la herramienta con cable.

En la figura 7.1 se puede apreciar el tiempo consumido desde el momento del

arranque del pozo hasta la finalización de la cementación en los seis primeros pozos.

Un pozo típico para esta zona, basado en el promedio de los últimos 19 pozos

perforados entre junio y octubre del año 2.000, toma entre 8 y 12 horas para perforar

la sección superficial y 18.9 horas para cementar.

Los dos primeros pozos perforados con la tecnología Casing Drilling requ

ti

Si bien en el primer pozo el tiempo transcurrido desde que se alcanzó la profundidad

final y el final del trabajo de cementación se redujo sustancialmente, el tiempo total fue

mayor que para los pozos convencionales.

206

Figura 7.1 Relación de tiempo empleado entre la perforación convencional y la

perforación con tubería de revestimiento en Wyoming (USA)


brocas tricónicas por PDC.

ción

nvencional mientras que al comienzo de las operaciones de perforación con casing

l BHA ha sido recuperado con cable en los seis pozos en forma satisfactoria. El

A medida que se fueron perforando nuevos pozos, la tasa de penetración se fue

mejorando debido a:

• Cambio de

• Cambios en el fluido de perforación de agua a lodo. • Incrementos en el caudal de bombeo. • Perforación con parámetros más agresivos. • Ganancia en experiencia con el medio ambiente local.

Muchas de éstas prácticas fueron utilizadas rutinariamente en la perfora

co

no lo fueron debido a que el objetivo era comenzar a probar el sistema en forma

conservativa. Hoy podemos decir que en estos pozos la aplicación de la técnica

Casing DrillingTM ha logrado reducir el tiempo de perforación de la sección superficial

en un 30% a 35%.

E

tiempo de recuperación del BHA normalmente es de 45 minutos contando desde el

momento en que la herramienta de pesca está lista para bajar hasta que se recupera

el BHA en superficie, incluyendo el tiempo para registrar verticalidad.

207

El ensan e 8 ½”.

El mismo ensan ozos sufriendo

desgaste mínimo dado por algo de erosión alrededor de algunos de los cortadores.

La perforación de la sección de producción con la tecnología Casing DrillingTM

inicialmente no fue tan efectiva como en la sección superficial del pozo. De hecho, en

los primeros dos pozos se llegó a la profundidad final en forma convencional luego que

las uniones del casing fallaran. Si bien ya el tercer pozo se logró perforar con casing

en ambas secciones, a esa altura no se tenía certeza si ésta nueva tecnología era

viable para éste tipo de pozos. Recién en el quinto pozo la perforación con casing se

hizo competitiva con respecto a la perforación convencional.

Las primeras dificultades que se encontraron fueron una tasa de penetración

ndujeron a la falla por fatiga de las conexiones del casing en los

os primeros pozos. A medida que la perforación de los pozos fue avanzando, los

problemas se fueron resolviendo y los procesos se fueron adecuando a las

necesidades. Se hicieron cambios en los últimos tubos de la sarta de casing para

red las uniones por otras más

res se aumentó y la mayor parte del pozo se

perforó con

Los hasta el número seis

demostraron la viabilidad técnica de perforar con el sistema Casing DrillingTM. Todas

la zona de interés en desbalance (gas) también ha sido exitosa

erforando con Casing DrillingTM Se utilizó el mismo fluido de perforación liviano que

lta de necesidad

chador trabajó de manera excelente en los seis pozos superficiales d

chador con sus cortadores fue utilizado en los seis p

inaceptable comparada con las de los pozos vecinos y vibraciones laterales de la sarta

de perforación que co

d

ucir las vibraciones laterales y además se cambiaron

istentes a la fatiga. El caudal de bombeo

agua para mejorar las tasas de penetración.

trabajos realizados desde el pozo número cuatro

las secciones de los pozos fueron perforadas con casing y además fueron los pozos

más profundos en ser perforados con éste sistema sin llevar a cabo maniobras de

sacada de la sarta de casing. Se llevaron a cabo carreras de 242.5 horas y 1230

metros de perforación para luego sacar la herramienta sin problemas.

La perforación de

p

usualmente se utiliza en éste tipo de operaciones en la zona para perforar y producir

gas a través de de un “choke manifold” y proceder a su posterior venteo y quema. Se

observaron llamas de hasta 7 metros de altura. Tampoco ha habido dificultades en

retirar el BHA y cementar una vez alcanzada la profundidad final. La fa

208

de acondicionar el pozo, hacer la maniobra de desarmado del sondeo y entubar el

mismo implicó el ahorro de un día una vez alcanzada la profundidad final.

7.1.2 Pozos en Canadá

anchador de Tesco. La figura

.2 muestra los tiempos requeridos para ésta perforación comparados con una

La tecnología Casing DrillingTM ha sido empleada en campos ubicados al Norte de

British Columbia en Canadá para perforar secciones superficiales de 12 ¼” entubadas

con casing de 9 5/8”. Estos pozos alcanzaron profundidades entre 250 metros y 600

metros dependiendo del objetivo direccional. Luego de perforar las mencionadas

secciones superficiales utilizando Casing DrillingTM, se continuaba perforando un pozo

horizontal de 8 ½” con el empleo de motor de fondo.

Estos pozos han sido perforados en un área donde los problemas más frecuentes se

dan en las secciones superficiales, éstos son los derrumbes y las pérdidas de

circulación, especialmente cuando el tramo es profundo. De los últimos siete pozos

perforados en forma convencional en ésta zona, se han debido desentubar dos de

ellos una vez que el casing había llegado al fondo y proceder a acondicionar el pozo

debido a la mala calidad del mismo.

Los primeros dos pozos se perforaron rotando el casing hasta la profundidad planeada

de 251 metros con una broca tricónica de 8 ½” y un ens

7

perforación convencional de la sección de superficie.

Figura 7.2 Relación de tiempo empleado entre la perforación convencional y la

perforación con tubería de revestimiento en Canadá


209

El tercer pozo se perforó a una profundidad de 600 metros. Los primeros 180 metros

se perforaron rotando el casing y el resto de la sección utilizando un motor de fondo

ara mejorar la tasa de penetración. El resultado fue positivo ya que la ROP se mejoró

superando ampliamente a aquellas de los pozos vecinos más

rofundos perforados en forma convencional.

judicadas a problemas de equipo

ebidos a la falta de experiencia con el sistema. Estos problemas deberían eliminarse

Figura 7.3 Tiempos empleados para perforar un pozo en forma convencional y un

p

sustancialmente incluso

p

La figura 7.3 muestra una comparación entre los tiempos empleados para perforar un

pozo en forma convencional y un pozo mediante la aplicación de Casing DrillingTM a

una profundidad similar. En éste caso ambos pozos consumieron el mismo tiempo

desde el arranque hasta el final del trabajo de cementación, pero incluyendo 43.5

horas adicionales en el pozo perforado con casing ad

d

fácilmente, y una vez eliminados, la perforación con casing sería 43.5 horas más veloz

que la convencional. En todos los casos no se manifestaron problemas con la

recuperación de los conjuntos de fondo, la desviación fue mínima y los tiempos de

operación del equipo fueron competitivos con los pozos vecinos más recientes

perforados en forma convencional.

pozo mediante la aplicación de Casing DrillingTM


Todos los pozos han sido considerados ser mejores o iguales en cuanto a rendimiento

con respecto a los pozos convencionales vecinos. Por lo tanto hay potencial para

poder optimizar las operaciones en los próximos pozos y adicionalmente reducir el

riesgo causado por los eventos no programados (especialmente los relacionados con

la dificultad para entubar el pozo).

210

7.1.3 Pozos en el Sur de Texas (Laredo U.S.A.)

En este caso se trata de un campo en el que se estuvo perforando desde mediados

del año 1990 con un programa de perforación sostenido empleando varios equipos y

técnicas de perforación convencionales. La eficiencia alcanzada había llegado a un

unto en el que se había tornado imposible obtener nuevas mejoras en cuanto a

dor de 160 pozos. El pozo tipo, de ésta zona se

uede describir como de alrededor de 3200 de profundidad vertical medida (TVD) y

cuyo tie

Los problemas de aprisionamiento y pérdidas de circulación fueron identificados como

los mayores contribuyentes en cuanto a tiempos perdidos por problemas de pozo.

Estos dos ítems sumaban cerca del 75% del tiempo debido a problemas, mientras que

los problemas de control de pozo y la imposibilidad de entubar los mismos hasta la

profundidad final también eran de magnitud considerable. Es donde, la perforación con

casing fue identificada como la tecnología que potencialmente podría resolver los

problemas mencionados en éste campo. La compañía operadora decidió entonces

adoptar la tecnología Casing DrillingTM de Tesco para evaluar el impacto que tendría la

aplicación de la misma en sus r

rar la operación del Casing DrillingTM en si misma.

p

reducción de tiempos y costos de perforación en éste campo ya maduro. El Casing

DrillingTM fue introducido con el objeto de alcanzar éstas mejoras.

Las primeras dos fases de la implementación de ésta tecnología fueron llevadas a

cabo utilizando un equipo de perforación de doble propósito (perforación convencional

y Casing DrillingTM

). Luego de perforar 22 pozos, se ha reemplazado éste equipo por

tres nuevos equipos de moderna tecnología diseñados para perforar con la tecnologia

Casing DrillingTM.

En el año 2001 se utilizaron en éste campo cerca de 10 equipos de perforación

convencionales para perforar alrede

p

mpo de perforación promedia los 19.2 días.

esultados económicos.

En primera instancia se comenzó a trabajar en un proyecto piloto de cinco pozos

(fase1) para introducir el sistema y evaluar su aplicabilidad. En general, la perforación

de estos pozos igualó aquella de los pozos perforados convencionalmente para el

tiempo en que el quinto pozo fue terminado. Si bien se esperaban mejores resultados,

aún había mucho margen para mejo

211

El contrato se extendió entonces para todo el año 2.001 y el 2.002 para entrar en la

egunda fase de evaluación. El objetivo en éste caso fue continuar progresando en la

amiento pueden ser

sueltos (y lo fueron) no así los problemas relacionados con las Formaciones que se

ionalmente dentro del área. Esto eliminó la necesidad de bajar un

er reportando un ahorro de alrededor de USD 240.000 y demostrando que el

la tecnología Casing Drilling

ara la perforación horizontal en este campo.

lacionadas con tiempo y costos involucrados.

s

curva de aprendizaje para poder llegar a aplicar el Casing DrillingTM en todas las áreas

del campo, aún en las de geología más compleja. Esto conduciría a perforar pozos

que de otra forma no se podrían haber perforado.

Los pozos fueron perforados con algunos problemas pero los mismos fueron

asociados a limitaciones en el equipo. Estos problemas de equip

re

atraviesan durante la perforación convencional.

Esta segunda fase de evaluación, fue expandida al punto de utilizar el Casing

DrillingTM en una zona problemática de un pozo exploratorio que estaba siendo

perforado convenc

lin

sistema puede también ocasionar ahorros en tramos de pozos con problemas

perforados con equipos convencionales.

7.1.4 Caso histórico ECUADOR

Una de las muestras de cuan seria es la afectación del hinchamiento de arcillas e

inestabilidad de las lutitas dentro de nuestro campo de aplicación, es la perforación de

los últimos pozos horizontales, en donde no se pudo llegar a la profundidad total

programada por dificultades al navegar en la sección horizontal debido al colapso de

las formaciones, dando como resultado la perdida del pozo, y con eso una fuerte

inversión.

En este caso para perforar horizontalmente se debería tomar muy en cuenta estos

problemas y analizar muy seriamente la aplicación de

p

7.2 LA TECNOLOGÍA “DRILLING with CASING” vs. CONVENCIONAL

La aplicación de esta tecnología desarrollada por Weatherford, también se ha tenido

ventajas sobre la perforación convencional, a continuación se mencionan algunas

re

212

El Pozo Viosca Knoll 340 #1 ubicado en el Golfo de México fue perforado con tubería

de revestimiento mediante la tecnología DwCTM desde una plataforma de perforación

offshore, el intervalo fue de 575 pies correspondientes a un casing de 13 3/8” con una

ROP de 113 pies/hora, y los siguientes parámetros de perforación WOB = 0 - 10 klbs,

RPM = 40 - 60, Torque = 0 – 4 klbs, Cauldal = 670 gpm, TFA = 0.78 pulg2, PD = 560

si, HSI = 1.0 hp/pulg2. La figura 7.4 muestra una comparativa entre los tiempos

un pozo en forma convencional y

un pozo mediante la aplicación de Drilling with CasingTM

p

empleados para perforar un pozo en forma convencional y un pozo mediante la

aplicación de DwCTM a una profundidad similar.

Figura 7.4 Tiempos empleados para perforar

Fuente: Weatherford

Figura 7.5 Tiempos empleados para las conexiones en un pozo en forma convencional y un

pozo mediante la aplicación de Drilling with CasingTM

CONNECTION TIME

DwC Conv. Drillpipe

Length / Std, m 12,2 30,5 Conn. Time / Std, min 5,0 4,0 Tripping Rate, m/hr 146 457,2

DP In, m 0 0

DP Out/TD, m 0 1.200 Tiempo de conexión de la Round Trip DP Connections 0 78,0 tubería de perforación DP Connection Time, hr 0 5,2 convencional

Csg In, m 300 300

Csg TD, m 1.200 1.200 Tiempo de conexión del No.of Csg Connections 73,0 73,0 casing Csg Connection Time, hr 6,08 6,08

Total Csg Running Time, hr 6,08 6,08 Tiempo de conexión total Csg Running+DP Conn. Time, hr 6,08 11,28

213

Figura 7.6 Cálculos de ahorro de costos entre la perforación convencional

y la aplicación de Drilling with CasingTM

DwC VERSUS CONVENTIONAL DRILLING DwC Drill & Run Csg

On Bottom ROP, m/hr 30,0 30,0 Cálculo de tiempo en fondo o TD

Total Drilled, m 900 900,0 Hours On Bottom 30 30

Csg Running+DP Conn. Time, hr 6 11 Tiempo de conexión,

de la tabla M/U and L/D BHA 0 4,0 anterior

e to Run Casing 1 1,0 Prepar

Reaming e tiempo no

productivo 1 3,0 Registro d

Circulate, Displ. Hi-Vis 1 1,0 DS3 Conversion 0,5 - Other NPT 2 - -

Other NPT 3 - -

39,6 50,3 Total Hrs

Total Days 1,65 2,10

Tiempo total de

operación

ROP (incl. Connection), ft/hr 24,9 25,6 Rig Rate, USD/day $ 120.000 $ 120.000

Rig Rate, USD/hr $ 5.000 $ 5.000 Drlg Cost excl. DwC/Bit, USD $ 197.917 $ 251.417

Total DwC Cost, USD $ 48.292 $ - Análisi de costos de acuerdo a

Bit Cost, USD ,0 la tarifa del Taladro - 25000Extra Savings, USD 0 0,0

Drlg incl. DwC/Bit,USD $ 246.209 $ 276.417 Cost / m $ 274 $ 307

Saving $ 30.208 AHORRO FINAL

Fu Weat

La compara

tuberías de revestimiento mostrados en este capítulo demuestran que esta nueva

tecnología tiene un gran futuro en la in ustria d erforación .

ente: herford

ción entre la perforación convencional y los métodos de perforación con

d e la p de pozos petroleros

214

CAPÍTULO VIII

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

que es un estudio completo

de tuberías de revestimiento, desde la presentación de dise os opt l

estudio de la perforación con tuberías de revestimiento hemos llegado a las siguientes

conc ndaciones:

8.1 C

o Sacha es de 3.451 mi

s reservas iniciales probadas del campo son 1.198 millon de barr

ada de 730 millones de barriles al 31 e del

así: 2% para Basal Tena, 61 % para Hollín, 12% para Napo "T",

ara Napo "U", y eservas emanen s al 31

embre del 2008 e l (FR) el Camp es de

34.13%. El grado API promedio se encuentra entre 27 y 29 º ue

BSW promedio de 50%

los dos undidad se encue tran en

arte alta del anticl de fallas por lo que sus

rdenadas son altam s, siendo el p zo “sac-x1” considerado

por la empresa operadora del campo PETROPRODUCCIÓN para su ejecución.

El procedimiento de diseño de las tuberías de revestimiento presentado en la

sección 4.1.4, tanto el modelo convencional como el modelo biaxial es

aplicable para todos los diámetros y necesidades que exija un pozo con

cualquier perfil.

Luego que hemos concluido el desarrollo de nuestra tesis,

ñ imizados, hasta e

lusiones y recome

ONCLUSIONES

El petróleo in situ (POES) del camp llones de Barriles.

La es iles, con

una producción acumul de diciembr

2008, repartida

y 25% p 468 millones de barriles de r r te

de dici . El factor d recobro actua d o

, que significa q

. se trata de un crudo mediano, con un

La ubicación de objetivos geológicos en prof n

el p inal, lejos de la presencia

coo ente confiable o

La metodología adoptada en esta investigación para la selección de las

profundidades de asentamiento de las de tuberías de revestimiento es

aplicable a todos los campos petroleros de desarrollo.

215

Con el programa de revestimientos presentados en sus tres propuestas para

pozos direccionales se o tuberías de revestimiento.

El diseño o ccionales

de ni co presenta

alguna desventaja con respecto a los diseños actualmente usados.

o En cuanto a la perforación de pozos con tubería de revestimiento, esta técnica

do en los distintos escenarios el posible potencial de

reducción de tiempos y costos mediante su aplicación.

cnología capaz

de perforar un pozo direccional y entubarlo al mismo tiempo ya que su BHA

l.

Las consideraciones sobre estabilidad del pozo, profundidades de

o La tecnología Drilling with CasingTM es un sistema el cual incorpora una zapata

ptimiza el diseño de las

ptimizado de las tuberías de revestimiento para pozos dire

nguna forma pone en riesgo la integridad del pozo, ni tampo

La presente investigación demuestra que el proyecto es totalmente rentable,

con el carácter de aplicable y urgente.

ha demostran

o La perforación con tubería de revestimiento mitiga los problemas de perdida de

fluidos debido al efecto smear o de “rozamiento” el cual se produce cuando el

casing al rotar contra la formación origina una especie de filtro artificial con la

plasticidad de los cortes, impidiendo en gran medida que los fluidos penetren

en la formación.

o La tecnología Casing Drilling hasta la actualidad es la única te

recuperable le permite geodirigir el pozo en la trayectoria predeterminada.

o En cuanto a la ingeniería, diseñar un pozo para aplicar la tecnología de Casing

DrillingTM es de alguna manera muy similar a diseñar un pozo convenciona

asentamiento de los zapatos, el plan direccional y la selección de la broca son

tomadas de la misma manera que en la perforación convencional.

perforadora o Drill Shoe siendo efectivo para pozos verticales o donde se deba

mantener una tangente siempre que la presión de sobrecarga de las

formaciones a ser atravesadas no sea mayor a 15000 psi.

216

o Para considerar la perforación con tubería de revestimiento utilizando el

sistema DwCTM necesariamente se debe realizar un análisis de perforabilidad a

fin de seleccionar la Drill Shoe mas apropiada.

y gas. Del

compromiso de investigación e innovación de las compañías operadoras y

o La perforación con tubería de revestimiento es sin duda la próxima etapa en la

evolución tecnológica de la perforación de pozos de petróleo

perforadoras dependerá la rapidez de su desarrollo y aceptación para su

aplicación masiva.

217

8.2 RECOMENDACIONES

• Realizar un estudio para determinar los gradientes de fractura, presiones de

poro y sobrecarga existentes en todo el campo, con el fin de convertir las

o petrolero.

• Aplicar los diseños propuestos para el programa de tuberías de revestimiento

en futuros pozos direccionales que se perforen en este campo.

• Acoger el plan de diseño de la tubería de revestimiento mostrado en la sección

4.1.1 para cualquier diámetro de revestidor que vaya a ser instalado en el pozo.

o Luego de revisar los antecedentes de peroración registrados en el campo

sacha se puede recomendar probar el uso de la tecnología Casing DrillingTM

para la perforación con tubería de revestimiento en pozos direccionales, hasta

los 6.000 pies de profundidad para así evaluar tiempos y costos, siendo el

siguiente reto construir un pozo horizontal con la tecnología Casing DrillingTM.

o Para todas las aplicaciones de Drilling with CasingTM se debe realizar un análisis

de perforabilidad, a fin de determinar los intervalos en los cuales se puede usar

esta técnica en un pozo vertical.

o De acuerdo a los resultados mostrados en la sección 6.5.2 la Drill Shoe 3 puede

operar máximo hasta los 3200 pies de profundidad en un pozo vertical de

desarrollo, comúnmente en este campo para pozos verticales es a esa

profundidad donde se instala el revestimiento superficial, por lo que esta

tecnología puede ser muy útil en esta sección del pozo.

o Considerar un proyecto piloto de cinco pozos para introducir el sistema Drilling

with casing y evaluar su aplicabilidad.

prácticas habituales en procesos técnicos-científicos.

• Adoptar el procedimiento de esta investigación para seleccionar los puntos de

asentamiento de las tuberías de revestimiento en cualquier lugar del campo, o

cualquier otro camp

218

BIBLIOGRAFÍA

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WEATHERFORD. (2008) Presentación: Introducción a las Aplicaciones de DwC, III

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Z

219

220

ANEXOS

Anexo1 Proceso de Fabricación de la Tubería de Revestimiento

221

Anexo 2 Pozos Cerrados – Abandonados Por Falla En La Tubería De Revestimiento En El Campo Sacha

CERRADO POZO ZONA FECHA CAUSA DETALLES

OBSERVACIONES

5 1/2" Casing 14-ABR-03 CON PLACA DE SAC-02A U 23-Dic-02 CASING ROTO A 7000' 264 tubos J-55, 17 lb/ft a 7900' ABANDONO 75 tubos N-80, 17 lb/ft a 10224' 5 1/2" Casing EUE ABANDONADO. CEMEN. SAC-4A H+T 16-Ene-86 CASING MALO A 4344' 312 juntas N-80, 17 lb/ft LTC 4000'

SAC-52A HS+I 26-Ene-96 CASING MALO A 9190'

7" Casing 12 juntas C-55, 23 lb/ft LTC a 341' 69 juntas J-55, 26 lb/ft STC a 5318'

CON PLACA DE ABANDONO (MAYO-1997)

60 juntas J-55, 26 lb/ft LTC a 7315'

SAC-54 U+T 29-Nov-85 CASING MALO A 8896'

7" Casing 8 juntas C-95, 23 lb/ft LTC a 256' 108 juntas J-55, 23 lb/ft LTC a 4736' 40 juntas J-55, 26 lb/ft LTC a 6500'

21 DIC-06 SUSPENDE WO#07 , REALIZAR

VENTANA+COMPLETACION Y PRUEBAS (ESTUVO

ABANDONADO DESDE 29-88 juntas C-95, 23 lb/ft, LTC a 9908' NOV-85)

SAC-60 H 08-Feb-93

7" Casing

CASING ROTO A 998'

85 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 3323' 40 tubos K-55, 26 lb/ft STC a 5102' 115 tubos K-55 , 23 lb/ft LTC a 9592' 10 tubos C-95, 23 lb/ft, LTC a 9887'

PENDIENTE PARA SER ABANDONADO

1 tubo C-95, 23 lb/ft STC a 9927'

SAC-66A H,U 12-Mar-87 CSG COLAPSADO @ 4990'

7" Casing 5 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 160' 117 tubos K-55, 23 lb/ft LTC a 5041' 40 tubos K-55 , 26 lb/ft STC a 6605' 83 tubos C-95, 23 lb/ft, LTC a 9867' 1 tubo C-95, 23 lb/ft LTC a 9898'

ABANDONADO (1996)

2 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 9980'

222

223

Continuación Anexo 2

O CERRADPOZO ZONA FECHA CAUS LLES

ES A DETA

OBSERVACION

SAC-71 U 27-Jun-98 CASING MALO A 350', 1050', 2100'

7" Casing 1 tubo C-95, 23 lb/ft LTC a 19' 10 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 426' 123 tubos K-55 , 23 lb/ft LTC a 5535' 39 tubos K-55, 55 lb/ft, STC a 5055' 74 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 10059'

9-AGO-05, SALE DE W.O # 14 TBG DE , QUEDA SIN

PRODUCCION

SAC-73 U 11-Ago-94 CASING MALO + PESCADO

7" Casing 9 tubos C-95, 23 lb/ft LTC a 363' 111 tubos K-55, 23 lb/ft LTC a 5001' 40 tubos K-55 , 23 lb/ft STC a 6694' 76 tubos C-95, 23 lb/ft, LTC a 9864'

PESCADO FH PKR (9029'), TOPE DE PESCADO @ 1943' ( 73 TBG 3 1/2+6

DRIL COLLAR 4 3/4"+ 5' DE CANASTA) , CSG

ROTO @ 8873', ABANDONADO

SAC-PROF HI 14-Abr-02 CASING ROTO A 2632' 9 5/8" Casing P-110, 53,3 lb/ft CERRADO W.O # 2, SIN ÉXITO

Fuente: P

Reali

ETROPRODUCCION zado por: Autores

224

A a m ico del pozo Sac-192B

nexo3 Diagram ecán

Fuente: PETROPRODUCCION

225

Anexo4 Curva de Peso de lodo del pozo Sac-192B

Curva del peso de lodo - Pozo Sac-192B

0,00

2.000,00

0,00

0,00

4.00

6.00

8.000,00

10.000,00

8,00 9,00 10,00 11,00 12,00 13,00 14,00 15,00 16,00 17,00 18,00 19,00 20,00

Peso Equivalente del Lodo (ppg)

Prof

undi

dad

TVD

Fuente: HALLIBURTON - Baroid

(ft)

226

Anexo5 Diagrama mecánico del pozo Sac-210D


227

Anexo6 Curva de Peso de lodo del pozo Sac-210D

Curva del peso de lodo - Pozo Sac-210D

0,00

2.000,00

4

6

.000,00

.000,00

8.000,00

10.000,00

8,00 9,00 10,00 11,00 12,00 13,00 14,00 15,00 16,00 17,00 18,00 19,00 20,00

Peso Equivalente de Lodo (ppg)

Prof

undi

dad

MD

ft)


(

228



229

Anexo 8 Curva de Peso de lodo del pozo Sac-213D


Curva de peso de lodo - Pozo Sac-213D

0,00

2.000,00

4.000,00

6.000,00

8.000,00

10.000,00

8,00 9,00 10,00 11,00 12,00 13,00 14,00 15,00 16,00 17,00 18,00 19,00 20,00

Peso Equivalente del Lodo (ppg)

Prof

undi

dad

MD

(ft)

230


231

Anexo10 Curva de Peso de lodo del pozo Sac-214D


Curva de peso de lodo - Pozo Sac-214D

0,00

2.000,00

4.000,00

6.000,00

8.000,00

10.000,00

8,00 9,00 10,00 11,00 12,00 13,00 14,00 15,00 16,00 17,00 18,00 19,00 20,00

Peso Equivalente de Lodo (ppg)

Prof

undi

dad

MD

(ft)

Anexo11 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 1,05 & 1,315”

232

233

Anexo12 Efecto de la tensión sobre el ap astamiento para Casing de 1,66 & 1,9” l

Anexo 13 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 2 7/8”

234

Anexo 14 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 3 1/2”

235

Anexo 15 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 4”

236

237

A ”

nexo 16 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 4 1/2

Anexo 17 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 4 ½ & 5”

238

A nexo 18 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 5 ½ & 6-5/8”

239

Anexo 19 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 7”

240

Anexo 20 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 7 5/8 & 8 5/8”

241


242


243

Anexo 23 Efecto de la tensión sobre el aplastamiento para Casing de 13 3/8 & 16”

244

Anexo 24 Ecuaciones utilizadas en el modelo de Luo y Peden y el modelo de Wei

245

Continuación anexo 24

246

libro de perforacion direccional

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