planeaciÓn de la perforaciÓn del pozo leek-1
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PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN
DEL POZO LEEK-1
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIERO PETROLERO
PRESENTA:
JOSUÉ OLVERA SANABIA
DIRECTOR DE TESIS: Ing. RICARDO ESPINOSA RAMOS
ASESOR INTERNO: Ing. MOISÉS JAIME SÁNCHEZ VELÁZQUEZ
MÉXICO, D.F. ABRIL 2010
AGRADECIMIENTOS
A mi Alma Máter, el Instituto Politécnico Nacional, ha sido
un orgullo pertenecer a tan prestigiada Institución.
A todos mis profesores quienes me transmitieron sus
conocimientos y experiencias.
A mi mejor amiga quien, con su esfuerzo, dedicación,
empeño, consejos y apoyo incondicional me alentaron a siempre
dar lo mejor de mí, sin ti no hubiese sido posible el éxito obtenido
en mi carrera profesional.
A mi familia, gracias por la confianza puesta en mí, con su
ejemplo me han enseñado que el esfuerzo hace posible cualquier
sueño.
Al Ing. Ricardo Espinosa Ramos, gracias por todo el apoyo
brindado para la realización de esta investigación y por sus
amplias recomendaciones.
A todos los ingenieros y amigos de la Unidad Operativa
Abkatun-Pol-Chuc.
Josué Olvera Sanabia
ABSTRACT
This thesis talks about the well planning and its importance in order to
saving and improving processes development.
Chapter one talks about every planning parameters, definitions and
considerations, also the description of every single element related in this.
In chapter two the Leek-1 planning and every parameter involved with this
was analyzed.
Chapter three describes the drilling´s estimate costs and integral
perforation costs.
In chapter four the actual situation of the well and the differences between
planning, development and the causes of this difference was analyzed.
The last chapter enlists new techniques and technologies developed in this
job.
Finally a conclusion was made and we proposed some recommendations.
RESUMEN
Este trabajo de tesis trata de la planeación de un pozo petrolero y la
importancia de ésta para ahorrar tiempo y mejorar los procesos de desarrollo.
En el capítulo uno encontramos todos los parámetros, definiciones y
consideraciones de la planeación, así como las definiciones de cada uno de los
elementos que intervienen en ella.
En el segundo capítulo se analiza la planeación del pozo Leek-1 así como
cada uno de los parámetros que intervienen en ella.
En el tercer capítulo se analizan los costos estimados de la perforación por
etapa y los costos integrales de la perforación.
En el capítulo cuatro se analiza la situación actual, las discrepancias con lo
planeado y los motivos de éstas.
En el capítulo cinco se enlistan las nuevas técnicas y tecnología empleada en
este pozo en particular.
Finalmente llegamos a una conclusión y recomendaciones.
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
CONSIDERACIONES TEÓRICAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
Geopresiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Barrenas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Profundidad de asentamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18
Diseño de TR´s . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Cementaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
Fluidos de perforación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Nombre del pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39
Ubicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39
Pozos marinos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Plano de ubicación geográfica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
Situación estructural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
Descripción estructural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .41
Secciones estructurales interpretadas en base a líneas sísmicas . . . . . . . 44
Secciones estructurales en base a pozos o puntos geográficos . . . . . . . .46
Profundidad Total y de Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
Profundidad Total Programada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
Profundidad y coordenadas de los objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
Columna Geológica Probable . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
Programa de Muestreo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49
Geopresiones y Asentamiento de Tuberías de Revestimiento . . . . . . . . . . . . 50
Comentarios, observaciones y recomendaciones . . . . . . . . . . . . . . . .51
Pronóstico de Presiones Anormales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
Estado Mecánico Programado y Características de la Geometría del Pozo . . . . . 52
Estado Mecánico Gráfico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
Objetivo de Cada Etapa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53
Problemática que puede presentarse durante la perforación . . . . . . . . 53
Programa de Fluidos de Perforación y Control de Sólidos . . . . . . . . . . . . . . 56
Programa de Barrenas e Hidráulica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
Programa de Registros por Etapa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
Programa de Tuberías de Revestimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
Cementaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
Resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63
Primera Etapa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63
Segunda Etapa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
Tercera Etapa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
Cuarta Etapa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
Quinta Etapa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
Conexiones Superficiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69
Distribución del cabezal submarino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
Arreglo de Preventores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
Presiones De Prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .71
Tiempos de perforación programados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
Resumen de tiempos por etapa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
Gráfica de Profundidad vs. Días . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
Características del Equipo de Perforación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
Dimensiones y Capacidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
Componentes Principales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
ASPECTOS ECONÓMICOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
SITUACIÓN ACTUAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
Estado mecánico actual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80
Programa de barrenas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
Tiempos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
Tiempos No productivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
INCORPORACIÓN DE TÉCNICAS Y TECNOLOGÍAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
CONCLUSIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97
BIBLIOGRAFÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
1
INTRODUCCIÓN
El petróleo (y habría necesidad de añadir, el gas natural) es antes de cualquier otra
consideración de cualquier especie, una fuente de energía. "Más del 85% del suministro
mundial de petróleo es usado como combustible, ya sea, en máquinas para producir
potencia o en aplicaciones como combustión continua para producir calor".
Tanto el petróleo como el gas se encuentran en yacimientos que han estado
enterrados durante millones de años, cubiertos por los estratos superiores de la corteza
terrestre. Estos se extraen mediante la perforación de un pozo sobre el yacimiento.
La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la
investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es
mediante la perforación de un pozo, éstos pueden ser terrestres o marinos.
Los primeros pozos son de carácter exploratorio, éstos se realizan con el fin de
localizar las zonas donde se encuentran hidrocarburos, posteriormente se tienen los
pozos de desarrollo.
Un pozo exploratorio es el primer pozo que se perfora con el propósito de
encontrar petróleo o gas en un yacimiento considerado favorable para la existencia de
hidrocarburos.
En México la exploración y explotación de yacimientos en "Aguas Profundas" se
refiere a la exploración y explotación de regiones ubicadas en el mar, en tirantes de agua
mayores a 500 metros (distancia entre la superficie y el lecho marino).
Fuente: PEMEX
Introducción
2
La proporción global de la producción de petróleo y gas proveniente de pozos
marinos se está incrementando rápidamente. A medida que los proyectos marinos
avanzan hacia aguas más profundas, el diseño, la prueba y la instalación eficiente de las
operaciones son clave para la viabilidad económica de los mismos.
El éxito de un pozo está determinado primero, por el esfuerzo dedicado a la
creación del mejor plan posible del pozo y segundo, por la competente supervisión
mientras se está perforando. Es decir, que exista una fuerte interrelación entre diseño y
operación.
Con la finalidad de reducir los costos durante los trabajos que se realicen en las
diferentes etapas de un pozo, es de vital importancia la realización de una planeación lo
más óptima y rentable posible; de tal manera que cuide los intereses técnicos y
económicos de la empresa.
Planeación de la perforación es el concepto de crear el diseño del pozo, el
programa de operación y de supervisión, previo al inicio de las actividades directas en la
generación del pozo.
El objetivo de la planeación es formular un programa para perforar un pozo, el cual
tenga las siguientes características:
– Seguridad
– Economía (Costo Mínimo)
– Utilizable
La presente investigación tiene como objetivo primordial el analizar la planeación
de un pozo y compararlo con los resultados reales de campo para conocer las
eventualidades que se presentaron y las soluciones que se dieron. De esta forma tomar
dichas eventualidades y soluciones como experiencias y antecedentes para futuros pozos
a desarrollar en ambientes similares.
El pozo analizado es el Leek-1, de desarrollo, en aguas profundas, con un tirante
de agua de 848 m.
3
I CONSIDERACIONES TEÓRICAS
Problemas de flujo y descontrol, pegaduras por presión diferencial, pérdidas de
circulación, colapsos de tuberías de revestimiento y derrumbes de formación suelen
incrementar considerablemente el costo de un pozo y el tiempo de perforación del mismo.
Estos problemas son causados generalmente por una deficiente predicción de las presiones
de sobrecarga, poro y fractura de las formaciones a perforar, y cuyo conocimiento es
básico para planear la perforación. Consecuentemente, es indispensable entender primero
los principios físicos que originan estas presiones, segundo, predecirlas con la mayor
exactitud posible.
En la construcción y durante la vida útil de un pozo petrolero, las tuberías de
revestimiento son preponderantes para lograr el objetivo del pozo. Por lo tanto la
determinación de la profundidad de asentamiento y la selección de cada sarta de TR’s,
forman parte importante del diseño de la perforación. Además, las TR’s representan una
considerable porción del costo total del pozo, que varía entre el 15 y 35%, del mismo. Por
lo anterior, cualquier reducción en el costo de los tubulares, puede generar ahorros
sustanciales en el costo total del pozo.
La determinación de las profundidades de asentamiento está en función de las
condiciones geológicas a perforar. El criterio de selección de la profundidad de
asentamiento varía de acuerdo a la función específica de cada sarta de tubería de
revestimiento. El aislamiento de zonas deleznables, zonas de pérdida de circulación y
zonas de presión anormal, rigen los principales criterios de selección.
Por lo que respecta al diseño se establece que las tuberías de revestimiento deberán
resistir las cargas impuestas durante la perforación, terminación y reparación de un pozo,
al mínimo costo.
La selección del fluido deberá ser realizada con el propósito de evitar riesgos
operativos, reducir costos, tiempos, y maximizar la productividad del pozo.
La selección de barrenas es una parte importante dentro del proceso de planeación
de la perforación de un pozo, ya que de ello depende, en buena parte, la optimización del
ritmo de penetración, el cual está influenciado por diversos parámetros, tales como:
esfuerzos efectivos de la roca, características de la barrena, condiciones de operación (peso
sobre barrena, velocidad de rotación e hidráulica), ensamble de fondo, propiedades físico-
químicas de la roca, fluidos de perforación y desviación del pozo, entre otros.
Por lo tanto, el objetivo del diseño de un pozo es permitir el control de las
condiciones esperadas del pozo, para que las operaciones que se realicen sean seguras y
económicas. Un buen diseño de pozo ahorra tiempo y sobre todo dinero.
Consideraciones Teóricas
4
Registros geofísicos.- Consisten en
una serie de mediciones, obtenidas por
una sonda con varios sensores o antenas
transmisoras y receptoras que se
introducen en el pozo para determinar
las curvas de cada parámetro que se
desea conocer. Con esta técnica se
obtienen, a diferentes profundidades, los
parámetros físicos de la formación y si
existen, los parámetros de los fluidos que
contiene dicha formación.
Se lleva a cabo para determinar
las características físicas de las rocas, de
los fluidos que la saturan y de las
propiedades de la construcción del pozo.
El registro geofísico es la
obtención gráfica de una o más
características de las formaciones
atravesadas por un pozo en función de la
profundidad.
Con estos datos se determina la litología, su resistividad real, la densidad
volumétrica, su geometría, porosidad y permeabilidad para poder definir los intervalos
donde se encuentran las capas productoras.
Aplicaciones
Permite determinar:
La permeabilidad y tamaño de grano.
Los horizontes con acumulación de hidrocarburos y la técnica para su extracción.
Las características químicas y físicas del agua.
Las capas con contenido de humedad, zonas saturadas y las de mayor flujo
subterráneo.
La dispersión, dilución, movimiento de residuos o contaminantes.
Fracturamiento o permeabilidad secundaria, aperturas por disolución o derrumbe.
La porosidad total o densidad volumétrica y efectiva o resistividad verdadera.
La litología y su correlación estratigráfica, así como el contenido de arcilla.
Consideraciones Teóricas
5
Métodos sísmicos.- Se basan en la detección del frente de ondas elásticas producidas
por una fuente artificial (martillo, explosivo, etc.), propagadas a través del subsuelo que se
investiga y detectadas en superficie mediante sensores (geófonos). Obteniéndose una
imagen del terreno en base a las propiedades elásticas de los materiales.
Estas técnicas se aplican a investigaciones de alta resolución que permiten obtener:
morfologías del subsuelo, estado de compactación y fracturación de los materiales,
medición de parámetros para la ingeniería y geotécnia, etc.
Perfil sísmico de reflexión de alta resolución, los colores marcan las unidades sísmicas más
relevantes
Litología.- La litología es la parte de la geología que trata de las rocas, especialmente
de su tamaño de grano, del tamaño de las partículas y de sus características físicas y
químicas.
Saber la litología de un lugar nos va a ayudar a saber qué tipo de lodo de
perforación ocuparemos y también nos ayudará a elegir la mejor opción de perforación.
Columna estratigráfica.- es una herramienta de estudio de la estructura vertical de un
intervalo de la corteza, en la que, mediante la identificación de las facies, se establecen las
capas en las que se subdivide dicho intervalo, y mediante otras técnicas determinamos la
edad de formación de cada una de ellas.
Las columnas estratigráficas son muy útiles porque permiten saber qué procesos
geológicos han ocurrido en un punto dado a lo largo de la historia geológica de la Tierra,
así como saber el orden de la litología en función de la profundidad.
Consideraciones Teóricas
6
Presión hidrostática.- Es la que ejerce una columna de fluido de una altura
determinada sobre un área dada.
Presión de sobrecarga.- Es la presión que se origina a partir del peso acumulativo de
las rocas que sobreyacen en el subsuelo.
Presión de formación o poro.- También llamada presión de poro, es aquella presión
que ejercen los fluidos confinados en el espacio poroso de la formación sobre la matriz de
roca. Varían de agua dulce con =1 gr/cc o 0.433 psi/pie a agua salada con = 1.074
gr/cc o 0.465 psi/pie con una salinidad de 80000 ppm de cloruro de sodio a 25° C.
Presiones anormales de poro.- Se originaron durante el proceso de depositación y
compactación, formándose una barrera impermeable que impidió la liberación del agua de
la formación por debajo de esta barrera. Esta barrera impermeable se formó debido a que
el proceso de sedimentación y compactación ocurrió a un ritmo más rápido que el
movimiento ascendente del agua. Consecuentemente, la porosidad de la formación abajo
de esta barrera impermeable difiere de la tendencia normal.
Presión de formación alta.- Cuando la presión de formación es mayor que la presión
normal, se dice que se tiene una presión anormalmente alta. Los gradientes de presiones
anormales llegan a ser hasta de 1.0 psi/pie y se requieren para su control de densidades de
hasta 2.4 g/cc.
Presión de formación Baja.- Estas presiones se controlan con el agujero lleno de un
fluido de densidad menor que la del agua dulce, es decir, con un gradiente menor a
0.433lb/plg2/pie (menor a 1g/cc). Se originan comúnmente con producción de fluidos de
la formación.
Presión de fractura.- Es aquélla presión a la cual la roca de una formación dada,
comienza a fracturarse, esto sucede después de haber vencida la resistencia a la
compresión de la roca y la presión de formación, es decir, se provoca la deformación
permanente del material que constituye la formación.
Consideraciones Teóricas
7
Tubería de revestimiento.- El revestimiento es una tubería pesada de acero especial
que reviste el agujero del pozo. Se utiliza para evitar el derrumbe de las paredes del
agujero de la perforación y proteger los estratos de agua dulce previniendo fugas del flujo
de retorno de lodo durante las operaciones de perforación.
El revestimiento sella también las arenas impregnadas de agua y las
zonas de gas a alta presión. Inicialmente se utiliza cerca de la superficie y
se cementa para guiar la tubería de perforación. Para ello se bombea una
lechada de cemento a la tubería y se la fuerza a subir por el espacio
comprendido entre el revestimiento y las paredes del pozo. Una vez
fraguado el cemento y colocado el revestimiento, se continúa con la
perforación utilizando una barrena de menor diámetro.
Después de colocar en el pozo el revestimiento superficial, se
montan en la parte superior de éste (grandes válvulas, sacos o
empaquetaduras), en lo que se denomina un árbol. Cuando se descubre
petróleo o gas, se entuba el fondo del pozo, es decir, se reviste para evitar
que penetren en el agujero de perforación tierra, rocas, agua salada y otros
contaminantes, y también con objeto de crear un conducto para las tuberías
de extracción de crudo y gas.
Tubería de revestimiento conductora.- Sarta corta de tubería de mayor diámetro usada
en el pozo, su objetivo es aislar acuíferos superficiales y tener un medio para la circulación
del fluido de perforación.
Tubería de revestimiento superficial.- La primera columna de tubería para entubar un
pozo. Su principal función es la de proteger las arenas de agua dulce y proporcionar una
base para el equipo preventor de reventones. La longitud varía en diferentes zonas, de
unas pocas decenas de metros hasta más de mil metros.
Tubería de revestimiento intermedia.- Consiste en tramos de tubería de acero ya sea
roscas o soldados uno a otro para armar una columna continua hasta la profundidad
deseada. Se colocan en el pozo mientras progresa la perforación, con el fin de prevenir
derrumbes de las paredes y para facilitar la extracción del fluido en las fases de
producción. La longitud total de un tubo continuo usado en un pozo se llama columna,
sarta o tramo.
Consideraciones Teóricas
8
Tubería de revestimiento productora (Liner de producción).- Tubería bajada en el pozo
abierto a través de las formaciones productoras y hasta más abajo de ellas. Si la tubería se
coloca en la parte superior de la formación productora, resulta una terminación en agujero
abierto. Si el extremo inferior de la tubería de revestimiento se coloca abajo del horizonte
productor, se hace necesario perforar a balas la tubería para permitir comunicación entre
el interior de ella y la formación productora.
Lodo de perforación.- El lodo de perforación es un líquido compuesto de agua o
petróleo y arcilla con aditivos químicos (por ejemplo, formaldehido, cal, hidracida sódica,
barita). A menudo se añade sosa cáustica para controlar el pH (acidez) del lodo de
perforación y neutralizar aditivos del lodo y líquidos de terminación potencialmente
peligrosos.
El lodo de perforación se inyecta en el pozo bajo presión desde las presas de lodo
en el equipo de perforación, por el interior de la tubería de perforación hasta la barrena.
Después, el lodo asciende por el espacio anular entre la superficie exterior de la tubería de
perforación y las paredes del agujero y vuelve a la superficie, donde se filtra y recicla.
El lodo de perforación se utiliza para:
Enfriar y lubricar la barrena.
Lubricar la tubería.
Expulsar del agujero de perforación los fragmentos de roca triturados.
Controlar el flujo que sale del pozo, al revestir las paredes del agujero y oponer
resistencia a la presión del gas, petróleo o agua que encuentre la barrena.
Equilibrar la presión de formación.
Se pueden inyectar chorros de lodo a presión en el fondo del agujero para facilitar
la perforación.
Consideraciones Teóricas
9
Sostener las paredes de la perforación.
Estabilizar la columna o sarta de perforación.
Barrena.- Dispositivo de perforación que corta la roca.
Brote.- Manifestación liquida o de gas de las formaciones hacia a la superficie.
Consideraciones Teóricas
10
1. DESARROLLO DE LA PLANEACIÓN.
1.1 GEOPRESIONES.
Todos los métodos de predicción de presión de sobrecarga, poro y fractura están
basados en el principio de Terzaghi1 (Figura 4), el cual define que la presión de sobrecarga
S, es igual a la suma del esfuerzo vertical efectivo σ más la presión de poro Pp definido
como:
S = Pp +
Hubbert y Rubey (1959), introdujeron un parámetro adimensional que es el radio
de la presión de poro del componente vertical de la presión de sobrecarga:
= p/S
Reemplazando en la Ley de Terzaghi, tenemos:
= S – p
= (1-)S
= (1-)bgz
En esa forma, la Ley de Terzaghi, aparece en los estudios numéricos de las
presiones anormales, alta y baja.
Principio de Terzaghi
Consideraciones Teóricas
11
En la literatura existe un gran número de métodos para determinar las tres
incógnitas de la ecuación de Terzaghi1. Sin embargo, todos los métodos están basados en
los mismos principios, los cuales se resumen en la siguiente metodología de cinco pasos, la
cual utiliza información sísmica para pozos exploratorios e información de registros
geofísicos para pozos de desarrollo.
Cuando un pozo exploratorio está cerca de pozos de desarrollo, los registros
geofísicos también se deben utilizar para calcular las geopresiones de dicho pozo. Por otro
lado, si se cuenta con información sísmica en pozos de desarrollo, ésta también debe
utilizarse para el cálculo de geopresiones en dichos pozos.
Metodología para determinar geopresiones a partir de información sísmica (pozos exploratorios) y
a partir de rayos gamma (pozos de desarrollo).-
Determinar presión de sobrecarga (S).
Definir intervalos de lutitas limpias (no aplica para pozos exploratorios).
Determinar la presión de poro (Pp).
Determinar la presión de fractura (Pfr).
Calibración.
DETERMINACIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE SOBRECARGA
10
1
1
n
i
ii DDri
S
Donde ri es la densidad promedio de la formación (gr/cc) comprendida entre las
profundidades Di y Di-1 (m). ρri se determina en forma directa del registro de densidad de
pozos de correlación o con la siguiente correlación empírica, si únicamente se cuenta con el
registro sónico o información sísmica.
ri = 0.0701*V0.25
Donde V es la velocidad del intervalo (m/seg).
Consideraciones Teóricas
12
DETERMINACIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE PORO (EATON)
El método de Eaton está basado en el principio que establece que la tendencia
normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal. Eaton utilizó una gran
cantidad de datos de registros geofísicos y mediciones de presiones de poro de diferentes
áreas geológicas para desarrollar una serie de ecuaciones, las cuales relacionan
directamente la presión de poro con la magnitud de desviación entre los valores
observados y los obtenidos de la tendencia normal extrapolada. El método se explica a
continuación:
A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar
profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas “limpias” (línea azul).
Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea
verde).
A la profundidad de interés D, leer los valores de tiempo de tránsito de la
tendencia normal tlum y de la tendencia observada tlu y la profundidad equivalente
al mismo valor del tiempo de tránsito observado D.
Calcular la presión de poro a la profundidad de interés D, según el registro que se
tenga, con las siguientes ecuaciones:
0.3
)()()()( *lu
lun
DDDDt
tPpnSSPp
Aun cuando el método de Eaton está basado en datos de áreas geológicas
diferentes a las perforadas en México, es el más preciso y sencillo de utilizar.
Tendencia Real vs Tendencia Normal
Consideraciones Teóricas
13
DETERMINACIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA
PpS
v
vPpPfr
1
v= 0.0645 ln (D) - 0.0673
EFECTO DEL BROTE
mvfc
i
b GfID
DE
*
Consideramos:
GRADIENTE DE PRESIÓN DE PORO NORMAL (Ppn) = 0.465 psi/pie
Con estas formulas obtenemos la tabla de gradientes siguiente, con los valores de
gradiente de presión de formación (GPF), gradiente de presión de poro (GPP)
respectivamente.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
1.00 1.50 2.00 2.50
PR
OFU
ND
IDA
D (
m)
GRADIENTES DE PRESIÓN (g/cc)
GPP
GPF
Consideraciones Teóricas
14
CALIBRAR LAS PREDICCIONES DE LAS PRESIONES DE PORO Y FRACTURA
Para completar el proceso de evaluación de geopresiones, es necesario calibrar la
predicción de los perfiles de poro y de fractura con datos reales, obtenidos durante la
perforación y terminación del pozo que se está analizando; de tal manera que se pueda
realizar un análisis comparativo con los datos programados y así obtener las geopresiones
definitivas para el pozo.
Consideraciones Teóricas
15
1.2 BARRENAS.
La barrena es el elemento cortante de la sarta de perforación
mediante el cual se va profundizando el pozo mientras se efectúa la
perforación. Frecuentemente se utiliza los sistemas ticónicos o PDC
(polycrystalline diamond compact).
Para seleccionar el diámetro de la barrena se selecciona de
acuerdo al diámetro de la tubería a utilizar.
Diámetro del liner de
producción
Diámetro de la barrena
a utilizar
Diámetro de la TR
intermedia
Diámetro de la barrena
a utilizar
Diámetro de la TR
siguiente
Diámetro de la barrena
a utilizar
Consideraciones Teóricas
16
Las barrenas son clasificadas de acuerdo con su mecanismo de ataque a la roca en
dos tipos: tricónicas y de cortadores fijos (PDC). El mecanismo principal de ataque de las
barrenas tricónicas, ya sea de dientes maquinados o insertos, es de trituración por impacto.
Este ataque causa que la roca falle por compresión.
En cambio, las barrenas de cortadores fijos (PDC) tienen un mecanismo de ataque
por raspado de la roca. Esto causa que la roca falle por esfuerzos de corte.
La asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC/API) clasifica los
distintos tipos de barrenas en seis categorías distintas, basándose en el tipo de litología
para la cual están diseñadas y la resistencia a la compresión de las mismas.
RECOMENDACIONES:
Así como una roca dura no puede ser perforada con una barrena cuyos elementos
de ataque son de menor dureza que la roca, una roca suave no puede ser perforada
con eficiencia si los elementos de ataque de la barrena son para alta dureza.
Se recomienda mantener una diferencial de presión mínima entre la densidad
equivalente de circulación y la presión de poro de la formación (mínimo
sobrebalance). Estudios realizados por diversos investigadores comprueban que
esta práctica mejora el ritmo de penetración.
Es necesario optimizar la hidráulica del sistema de tal modo que la potencia
hidráulica sea transmitida de manera óptima al fondo del pozo.
Consideraciones Teóricas
17
El uso de fluidos de perforación limpios de sólidos es de vital importancia para el
correcto desempeño de la barrena. Esto implica un adecuado mantenimiento de los
fluidos en superficie.
Mantenerse informado acerca de innovaciones tecnológicas en todo tipo de
barrenas, particularmente las PDC de vanguardia, que permiten un mejor control
de la dirección en perforación direccional.
Consideraciones Teóricas
18
1.3 PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE TR’s.
Una vez construido el perfil de geopresiones, el siguiente paso, en el diseño del
pozo, es determinar el asentamiento de las tuberías de revestimiento. El proceso se realiza
partiendo del fondo del pozo, hacía la parte superior.
Los criterios en que se basan para hacer el asentamiento son:
• Cubrir zonas expuestas a perdidas de circulación severas.
• Se basa en los problemas de pegaduras por presión diferencial.
• Controlar presiones anormales de formación y en evitar su exposición hacia las
zonas más someras y débiles.
Método gráfico para asentamiento tentativo de TR’s:
1. Al gradiente de presión de poro le sumas el margen de succión y llamaremos
GPPmv a esta línea.
2. Al gradiente de presión de poro le sumas el margen de succión y el margen de
seguridad. Esta línea será llama DEC.
3. Al gradiente de presión de fractura le restas el margen de empuje. La llamaremos
GFRme.
4. Trazas una línea vertical desde el fondo del pozo tocando la punta de la línea DEC
hasta que choque con la línea GFRme.
5. Trazas una línea horizontal desde donde choca la línea vertical antes trazada hasta
que choque con la línea DEC.
6. De esa intersección trazas una línea vertical hasta que choque con GFRme y de ahí
una horizontal hasta que interseque con DEC
7. Así sucesivamente hasta la superficie.
GPPmv = GPP + margen de succión
DEC = GPP + margen de succión + margen de seguridad
GFRme= GFR – margen de empuje
En general:
Margen de succión = 0.036 gr/cc
Margen de empuje = 0.036 gr/cc
Margen de seguridad =0.024 gr/cc
Consideraciones Teóricas
19
PROFUNDIDAD TENTATIVA DE ASENTAMIENTO DE TR'S
(Ejemplo)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
1.00 1.20 1.40 1.60 1.80 2.00 2.20 2.40
PR
OFU
ND
IDA
D (
m)
GRADIENTES DE PRESIÓN (g/cm3)
GPP
GPF
GFmv
GFRme
DEC
300 m
3100 m
Consideraciones Teóricas
20
CORRECCIÓN DE PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO.
Corrección por Presión Diferencial
Una vez que las profundidades de asentamiento de las tuberías intermedias han
sido establecidas, se deberán tomar en cuenta los problemas de pegadura por presión
diferencial, para determinar si la sarta de tubería de revestimiento pudiera pegarse cuando
sea introducida al pozo.
Para esto, se evalúa la máxima presión diferencial que se puede presentar con el
arreglo seleccionado. Esta revisión deberá hacerse desde la tubería más superficial hasta la
más profunda.
La presión diferencial (p, en kg/cm2) a cualquier profundidad (Di en m), se
obtiene con la siguiente ecuación:
Donde fin ρfin es la densidad del fluido de control a la profundidad final de la T.R.
que se está revisando, y ρinicio la densidad del fluido de control a la profundidad del
asentamiento o etapa anterior, en (gr/cc).
La condición que deberá cumplirse es:
Para el asentamiento de la TR, en la zona de presión anormalmente alta:
Δp lim < 210 kg/cm2
Para el asentamiento de la TR, en la zona de presión normal, o de transición:
Δp lim<140 kg/cm2
En caso de no cumplir alguna de estas condiciones se deberá corregir la
profundidad de asentamiento de la tubería intermedia, por medio de la siguiente
expresión:
La densidad del lodo, fincorr puede emplearse para localizar la profundidad donde
existe esta presión diferencial, con lo que se define la nueva profundidad de asentamiento
de la TR intermedia.
Consideraciones Teóricas
21
Corrección por efecto del brote
mvfc
i
b GfID
DE
*
Donde:
Eb = Efecto de brote.
Ifc = Incremento en el fluido de perforación para controlar el brote en unidades de
densidad equivalente , normalmente igual a 0.06 gr/cc.
Gfmv = Gradiente de presión afectado por el margen de succión en unidades de
densidad equivalente medido a la profundidad de la siguiente etapa de
perforación.
Di= Profundidad de interés.
D= Profundidad de la siguiente etapa de perforación.
Metodología:
Determinar el gradiente de fractura para la profundidad seleccionada, Gfrac.
Comparar Eb con Gfrac, expresados en densidad equivalente. Si los valores
coinciden entonces la profundidad supuesta es la profundidad mínima para el
asentamiento de la TR superficial.
En caso de que no coincidan estos valores, se debe suponer otra profundidad y
repetir el proceso hasta que coincidan los valores de densidad equivalente.
Consideraciones Teóricas
22
1.4 DISEÑO DE TR’s.
Respecto al diseño de la tubería de revestimiento, se consideran tres pasos básicos:
1. Determinar el diámetro y longitud de las sartas de tuberías.
2. Calcular el tipo y magnitud de esfuerzos que serán encontrados.
3. Seleccionar los pesos y grados de T.R que no fallaran al estar sujetos a las
cargas.
Por lo tanto, el objetivo del diseño es permitir el control de las condiciones
esperadas del pozo, para que las sartas sean seguras y económicas.
En la evaluación apropiada de las cargas que actúan a lo largo del pozo, se deberán
hacer consideraciones especiales, de acuerdo a la profundidad. Así, el diseño de los
tubulares debe hacerse por separado.
Esfuerzos que actúan en la tubería de revestimiento
Consideraciones Teóricas
23
Estos es: (1) Tubería superficial, (2) Tubería intermedia, (3) Tubería intermedia
como liner, (4) Liner de explotación, (5) Tubería de producción.
La carga de presión interna debe ser considerada en primer lugar, ya que dictará
las condiciones iniciales para el diseño de la tubería de revestimiento.
El siguiente criterio a considerar es la carga al colapso que deberá ser evaluada y
las secciones deberán ser recalculadas de ser necesario. Una vez que los pesos, grados y
longitudes de las secciones han sido determinados para cumplir con las cargas de presión
interna y colapso, se deberá evaluar la carga por tensión. El paso final es verificar las
reducciones por efectos biaxiales en esfuerzo de presión interna y resistencia al colapso
causados por las cargas de tensión y compresión respectivamente.
DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL
• PRESIÓN INTERNA
Línea de cargas será igual a:
Presión de inyección que se define como el gradiente de fractura más un margen
de seguridad de 1 lb/gal.
La presión superficial se considera como la máxima presión en en la zapata de la
TR, presión de inyección, menos una columna de gas en la superficie (gradiente de
0.1 a 0.15 psi/pie).
Consideraciones Teóricas
24
• PRESIÓN INTERNA
Línea de respaldo será igual a:
A la presión de los fluidos nativos (9 lb/gal).
Línea resultante:
Será igual a la línea de carga menos la línea de respaldo.
Línea de diseño:
Se le aplica un factor de seguridad a la línea resultante de 1.1 el cual ha sido
estandarizado.
• COLAPSO
Línea de carga es igual:
La presión ejercida por una o dos columnas de lodo o cemento en el cual la TR fue
asentada.
Línea de respaldo:
No se considera ningún fluido de respaldo, ya que esta condición simula la peor
condición.
Consideraciones Teóricas
25
Línea de diseño:
Se le aplica un factor de seguridad a la línea de carga de 1.1 (1.1 a 1.125)
• TENSIÓN
El diseño por tensión utiliza dos consideraciones:
Un factor de sobre jalón de 100,000 libras.
Un factor de 1.6.
Lo que resulte mayor al aplicarlo a la línea de carga por tensión.
Consideraciones Teóricas
26
DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO INTERMEDIA
• PRESIÓN INTERNA
Línea de cargas será igual a:
Presión de inyección que se define como el gradiente de fractura más un margen de
seguridad de 1 lb/gal.
La presión superficial se considera como la máxima presión en la parte superior de la
sarta.
Presión máxima en cualquier punto, ocurre cuando los extremos, presión de superficie
y presión de inyección son satisfechos simultáneamente, considerando el brote de gas
y presión provocada por el lodo esperado más pesado.
Consideraciones Teóricas
27
• PRESIÓN INTERNA
Línea de respaldo será igual a:
A la presión de los fluidos nativos (9 lb/gal).
Línea resultante:
Será igual a la línea de carga menos la línea de respaldo.
Línea de diseño:
Se le aplica un factor de seguridad a la línea resultante de 1.1 el cual ha sido
estandarizado.
Consideraciones Teóricas
28
1.5 CEMENTACIONES
El ingeniero encargado de diseñar la cementación, además de conocer el objetivo
de la cementación, requiere la siguiente información: datos del estado mecánico del pozo,
datos de la formación, y datos de los fluidos usados durante la cementación.
Cálculo del volumen de cemento.
Se determina con el registro de calibración o similar, considerando la cima de
cemento programada y el volumen de cemento entre zapata y cople. Cuando no se cuenta
con el registro de calibre del pozo, un exceso de volumen de cemento del 10 al 50 por
ciento es recomendado para formaciones consolidadas y no consolidadas respectivamente.
Densidad equivalente de circulación:
Otro parámetro de diseño es la densidad equivalente de circulación (DEC). Este
parámetro es particularmente importante por dos razones.
Primero, la ECD debe ser mayor que la presión de poro de la formación para evitar
que esta se manifieste cuando los baches lavador y espaciador se encuentran en el espacio
anular. Segundo, la ECD debe ser menor que la presión de fractura. Particularmente al
final de toda operación de cementación primaria, cuando la columna de lechada de
cemento en el espacio anular ejerce la mayor presión hidráulica, se puede ocasionar
pérdida de fluidos por exceder el gradiente de fractura de la formación.
Diseño de la lechada de cemento
Viscosidad
Se adecua la viscosidad necesaria para asegurar el desplazamiento más eficiente de
lodo que deberá proporcionar buena adherencia en la formación y la TR. El API
recomienda una viscosidad de lechada de 10 a 15 Bc (unidades de consistencia usadas en
pruebas a cementos).
Agua libre
Es el volumen de agua que se separa de la lechada. Se mide después de haber
agitado la lechada 20 minutos en el consistómetro atmosférico y haberla dejado en reposo
dos horas. El máximo valor de agua libre aceptado por el API es de 1.4 %. El agua libre se
evita utilizando la cantidad de agua adecuada y mezclando la lechada correctamente.
Consideraciones Teóricas
29
Tiempo bombeable
Se debe considerar el tiempo en preparar, bombear la lechada, soltar tapones, y
desplazar el cemento, más un tiempo adicional de una hora como factor de seguridad.
Resistencia a la compresión
Se debe verificar el desarrollo de la resistencia a la compresión en 8, 12 y 24 horas
de permanecer en reposo a condiciones de presión y temperatura de fondo de pozo. Es
generalmente aceptado como resistencia mínima para soportar el peso de la TR, 500 psi (35
kg/cm2) a las condiciones de 3000 psi y temperatura estática de fondo del pozo.
Densidad
La densidad de la lechada debe ser igual o ligeramente superior a la del fluido de
perforación, considerando no rebasar el gradiente de fractura.
Control de filtrado
La pérdida de fluido en lechadas para tuberías de revestimiento superficiales e
intermedias deberá tener valores máximos de 200 cc/30 min, para complementos de 500
cc/30 min, y para liners de 50 cc/30 min utilizando una presión diferencial de 1000 psi a
temperatura de circulación de fondo. Para evitar canalización de gas, este valor debe ser
restringido a un máximo de 20 cc/30 min a temperatura estática de fondo.
Consideraciones especiales
Para formaciones saladas, se deberá saturar con cloruro de sodio (20 a 37%). En
caso de que la temperatura exceda los 110°C (230 °F), se usará harina de sílice. En las
pruebas se debe utilizar la misma agua de mezclado que se utilizará en el campo.
Baches lavador y espaciador
Se programan en función del tipo de cementación por efectuar, tipo de lodo, y
Características de la formación. Normalmente se bombean un frente lavador y un frente
espaciador con el propósito de lavar y acarrear los recortes de formación remanentes. El
frente lavador es un fluido newtoniano, normalmente agua con surfactante y densidad
cercana a 1.0 gr/cc. El frente espaciador es viscoso y se comporta como fluido
nonewtoniano.
Consideraciones Teóricas
30
La densidad de este frente espaciador debe estar entre la densidad del lodo y la del
cemento. Si el gradiente de fractura de la formación lo permite, se recomienda que la
densidad del fluido espaciador sea 0.06 gr/cc mayor a la del lodo.
El volumen recomendado de los baches lavador y espaciador (VolB), de acuerdo
con el criterio de eficiencia de desplazamiento, se determina de la siguiente forma:
a) 150 m lineales en el espacio anular más amplio.
b) 10 minutos de tiempo de contacto con un punto específico en el espacio anular.
Estos dos volúmenes proporcionan los límites mínimo y máximo de baches a
emplear. La decisión final del volumen de cada bache deberá tomar en cuenta que la ECD
sea mayor a la presión de poro de la formación en toda la operación.
Régimen de flujo
El régimen de flujo que ha mostrado mayor eficiencia de desplazamiento en
trabajos de cementación es el turbulento, y se ha observado en trabajos experimentales que
cuando no se puede alcanzar por las condiciones del agujero, lo recomendable es
desplazar el cemento al mayor gasto posible, cuidando de no rebasar la presión de
fractura.
Consideraciones Teóricas
31
1.6 FLUIDOS DE PERFORACIÓN.
Los fluidos de perforación, como ya se explico anteriormente, son muy importantes
en la perforación del pozo, por ello es necesario diseñarlos óptimamente ya que éstos son
muy costosos y son la herramienta primordial para la perforación.
Se distinguen diversos tipos de lodos en función de su composición. Por una parte
están los denominados "naturales", constituidos por agua clara (dulce o salada) a la que se
incorpora parte de la fracción limoso-arcillosa de las formaciones rocosas conforme se
atraviesan durante la perforación. Se utilizan especialmente en el sistema de circulación
inversa (en la circulación directa se requieren lodos de mayor densidad y viscosidad).
Por otra parte están los lodos "elaborados" de los cuales
existen diferentes tipos siendo los más frecuentes los preparados
a base de arcillas especialmente bentoníticas, en cuya
composición predominan los filosilicatos del grupo de la
montmorillonita.
También se utilizan con frecuencia lodos elaborados con polímeros orgánicos y
más recientemente con polímeros sintéticos.
Composición de los lodos tipo que el El Servicio Geológico de Obras Públicas
utiliza en la perforación de sus pozos, cuando no existen formaciones geológicas o aguas
que los contaminen de forma notable, lodos que tienen el siguiente tipo de composición.
Lodo para formaciones no arcillosas (por m3 de agua).- 50 a 60 kg de bentonita de
viscosidad media.
Lodo para formaciones arcillosas (por m3 de agua).- 60 a 100 kg de bentonita de
viscosidad media 2 a 3 kg de quebracho 1,5 a 2 kg de CMC 1,5 a 2 kg de sosa
cáustica.
En caso de existir formaciones "contaminantes", se hacen las correcciones
oportunas mediante aditivos.
El ajuste y corrección de la dosificación se hace midiendo el pH hasta conseguir
situarlo entre 7 - 9.5, al mismo tiempo que se acotan la densidad y la viscosidad entre 1.04
– 1.06 gr/cc y 35 - 45 seg respectivamente.
En los lodos de perforación existen una serie de propiedades reológicas y
parámetros que los definen y que deben controlarse durante la perforación y que son los
siguientes: densidad, viscosidad, tixotropía, costra y agua de filtrado, pH y contenido de
arena.
Consideraciones Teóricas
32
PRINCIPALES PROPIEDADES REOLÓGICAS Y PARÁMETROS QUE DEFINEN Y
DEBEN CONTROLARSE EN LOS LODOS DE PERFORACIÓN
DENSIDAD
Define la capacidad del lodo de ejercer una contrapresión en las paredes de la
perforación, controlando de este modo las presiones litostática e hidrostática existentes en
las formaciones perforadas.
Se determina pesando en una balanza un volumen conocido de lodo. La escala de
la balanza (Baroid) da directamente el valor de la densidad del lodo. La densidad de los
lodos bentoníticos puede variar desde poco más de la unidad hasta 1.2 gr/cc
aproximadamente. Para conseguir densidades mayores y que el lodo siga siendo
bombeable, es preciso añadir aditivos como el sulfato bárico (baritina) que tiene una
densidad comprendida entre 4.20 y 4.35 gr/cc, lográndose lodos con densidades de hasta
2.4 gr/cc. Otros aditivos para aumentar la densidad, aunque menos usados, son la galena
(7.5), con cuya adición se pueden alcanzar densidades análogas a la de la baritina, el
carbonato cálcico (2.7) o la pirita (5). Para rebajar la densidad será preciso diluir el lodo
mediante la adición de agua.
En los lodos preparados para perforar pozos para agua, las densidades oscilan
entre 1.04 y 1.14 gr/cc sin que sean más eficaces cuando se sobrepasa esta cifra e incluso
pueden aparecer problemas de bombeo y peligro de tapar con ellos horizontes acuíferos.
Además, el aumento de la densidad del lodo no tiene un efecto grande en el
mantenimiento de las paredes del pozo, más bien, es mayor la influencia de sus
propiedades tixotrópicas y la adecuación de los restantes parámetros a la litología y
calidad de las aguas encontradas. Si hubiera que controlar, por ejemplo brotes, la densidad
puede incrementarse mediante adición de aditivos pesados.
La densidad tiene una influencia directa en la capacidad de extracción del detritus,
pues al regirse, de forma aproximada por la ley de Stoke es proporcional a la densidad del
flujo considerado.
Durante la perforación se pueden producir de forma natural variaciones en la
densidad del lodo que deben controlarse y corregirse adecuadamente. Así, por ejemplo,
un aporte de agua clara debido a la perforación de un nivel acuífero productivo (con una
presión hidrostática superior al peso de la columna de lodo), o simplemente a una
infiltración puntual debida a precipitaciones intensas, puede diluir el lodo disminuyendo
la densidad. Por contra, la densidad puede incrementarse por la incorporación de
fracciones finas procedentes de la propia formación geológica que se esté perforando.
La densidad la puede controlar el personal del sondeo utilizando la denominada
"balanza Baroid".
Consideraciones Teóricas
33
VISCOSIDAD
Es la resistencia interna de un fluido a circular. Define la capacidad del lodo de
lograr una buena limpieza del útil de perforación, de mantener en suspensión y desalojar
los detritos y de facilitar su decantación en las balsas o tamices vibrantes.
En los bombeos, a doble viscosidad será necesaria una doble potencia. Según la
fórmula de Stokes, la velocidad de caída del detritus en el fluido es inversamente
proporcional a su viscosidad, y por tanto, la capacidad de arrastre lo es directamente.
Es preciso adoptar, por tanto, una solución de compromiso: viscosidad no muy
grande para que el lodo sea fácilmente bombeable, pero no tan pequeña que impida al
lodo extraer el detritus producido.
La viscosidad del lodo se determina a pie de sondeo mediante el
denominado "embudo Marsh", y según normas API, expresándose por el
tiempo (en segundos) que tarda en salir por un orificio calibrado un
determinado volumen de lodo.
Para la perforación de pozos, la viscosidad óptima suele oscilar
entre 40 y 45 segundos, preferentemente alrededor de 38 (la viscosidad
Marsh es aproximadamente de 26 s). La medida de la viscosidad debe
realizarse con lodo recién agitado.
Para cálculos más precisos se determina la viscosidad en
laboratorio utilizando el "viscosímetro Stomer" y expresando los datos en
centipoises. Las medidas tienen que estar referenciadas con respecto a la temperatura del
lodo (el agua a 29ºC tiene una viscosidad de 1 centipoise).
TIXOTROPIA
Es la propiedad que tienen las suspensiones bentoníticas de pasar de gel a sol
mediante agitación. Ciertos geles pueden licuarse cuando se agitan vibran y solidificar de
nuevo cuando cesa la agitación o la vibración. Las agitaciones o vibraciones, o incluso
menores perturbaciones mecánicas hacen que una sustancia tixotrópica se vuelva más
fluida, hasta el extremo de cambiar de estado, de sólida a líquida pudiendo recuperarse y
solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o vibración.
Ciertas arcillas presentan propiedades tixotrópicas (p. ej., las suspensiones
bentoníticas). Cuando las arcillas tixotrópicas se agitan, se convierte en un verdadero
líquido, es decir, pasan de "gel" a "sol". Si a continuación se las deja en reposo, recuperan la
cohesión y el comportamiento sólido. Para que una arcilla tixotrópica muestre este
comportamiento deberá poseer un contenido en agua próximo a su límite líquido. En
cambio, en torno a su límite plástico, no existe posibilidad de comportamiento tixotrópico.
Consideraciones Teóricas
34
Gracias a esta propiedad, independiente de la densidad, los lodos colaboran en el
mantenimiento de las paredes de la perforación, incluso en formaciones de baja cohesión,
al tiempo que ayudan a mantener el detritus en suspensión al interrumpirse la circulación
de los mismos (extracción del varillaje, averías de la bomba o del circuito, etc.) evitando en
buena parte que se depositen sobre el útil de perforación y lo bloqueen.
Para que un lodo bentonítico pase de sol a gel inmediatamente después de dejarlo
de agitar, se requieren concentraciones del orden del 20% en peso. Hasta concentraciones
del 3%, prácticamente no gelifica, haciéndolo algún tiempo después de haberse detenido la
agitación para concentraciones comprendidas entre el 5-10%. Estas últimas son las que
normalmente se utilizan para lodos de perforación.
La medida de la tixotropía puede hacerse valiéndose de un viscosímetro rotativo,
generalmente de "tipo Stormer". Mediante este instrumento se determina el peso
necesario, en gramos, para que comiencen a girar las aspas, para un gel recién agitado (gel
0), y el peso necesario para que ocurra lo mismo con un lodo, 10 minutos después de haber
terminado su agitación (gel 10). La diferencia en peso (expresada en gramos) entre el gel 0
y el gel 10, indica, a "grosso modo", el grado de tixotropía del lodo.
La experiencia con lodos tixotrópicos de buenas características para su empleo en
perforaciones, aconseja como valores adecuados para la tixotropía, los siguientes:
- gel en el minuto 0 ................ 8 a 10 g
- gel en el minuto 10 .............. 40 a 50 g
COSTRA Y AGUA DE FILTRADO (CAKE)
Parte del lodo, que impulsado por la bomba circula por el espacio anular
comprendido entre la pared del varillaje y la de la perforación, se filtra a través de ésta,
depositando en la misma partículas coloidales que forman una costra (cake). Esta costra
proporciona una cierta cohesión a las formaciones en contacto con la perforación
ayudando a sostener sus paredes al mismo tiempo que las impermeabiliza, dificultando el
paso del lodo hacia los acuíferos. Es por ello que un buen lodo debe permitir la formación
de esta costra.
Por tanto, la costra debe ser resistente e impermeable. Resistente para que no sea
fácilmente erosionable por el roce de la sarta o columna de perforación, e impermeable
para que su espesor se mantenga dentro de estrechos límites, compatibles con el
mantenimiento del diámetro de la perforación. Esto no ocurriría si el agua libre del lodo se
filtrase continuamente a través de la costra, aumentando el espesor de ésta con el depósito
continuo de partículas coloidales.
La capacidad de construir el "cake" de un lodo depende del agua libre de éste, así
como de la permeabilidad de las paredes del sondeo. Para estimar estas capacidades se
Consideraciones Teóricas
35
utiliza un filtro-prensa normalizado, haciéndose pasar el lodo durante 30 minutos, con la
prensa tarada a una presión máxima de 7 kg/cm2. Un lodo de perforación de buenas
características, no debe dejar pasar más de 20 cc de filtrado, formando un cake de espesor
comprendido entre 5 y 8 mm.
pH
Las condiciones de equilibrio químico de un lodo marcan la estabilidad de sus
características. Una variación sustancial del pH debida por ejemplo a la perforación de
formaciones evaporíticas, salinas, calcáreas u horizontes acuíferos cargados de sales,
puede provocar la floculación del lodo, produciéndose posteriormente la sedimentación
de las partículas unidas.
La estabilidad de la suspensión de bentonita en un lodo de perforación es esencial
para que cumpla su función como tal, por lo que será necesario realizar un continuo
control del pH. Esto se puede llevar a cabo mediante la utilización de papeles indicadores
(sensibilidad alrededor de 0,5 unidades) sin necesidad de recurrir a ph-metros, ya que son
delicados para usarlos de forma habitual en el campo.
En general, un lodo bentonítico es estable cuando su pH está comprendido entre 7
y 9.5, aproximadamente, precipitando fuera de este intervalo. Para corregir y mantener el
pH dentro de los límites adecuados se pueden utilizar diferentes productos.
CONTENIDO DE ARENA
Un lodo de perforación en buenas condiciones debe presentar un contenido en
fracciones arenosas prácticamente nulo (inferior al 2-3%). Si para su fabricación se usan
productos de calidad, debe estar exento de arena. Sin embargo, a lo largo de la perforación
y especialmente en acuíferos detríticos, es inevitable que a medida que avance la
perforación, el lodo se va a ir cargando en arena, empeorando sus condiciones. Se ha
comprobado que con contenidos de arena superiores al 15%, los lodos sufren un
incremento "ficticio" de la densidad, repercutiendo en la viscosidad y la tixotropía.
Además, el contenido en arena resulta especialmente nocivo para las bombas de inyección
al desgastarlas prematuramente.
Para combatir estos efectos se disponen desarenadores. La forma más elemental
consiste en dejar decantar en una balsa el lodo que retorna a la perforación, aspirándolo
nuevamente en otra a la que ha llegado de la anterior por un rebosadero de superficie.
Procedimientos más rápidos y eficaces, y a la larga menos costos, son las cribas vibratorias
y los desarenadores centrífugos (ciclones).
El control del contenido en arena se realiza mediante tamices normalizados, más
concretamente, el tamiz 200 (200 hilos por pulgada, equivalente a 0.074 mm, 74 micras),
Consideraciones Teóricas
36
expresándose en porcentajes. En un lodo se considera arena a la fracción fina que pasa por
este tamiz.
Para determinar la cantidad de arena que contiene, se toma una muestra de lodo de
100 cc, pasándola por la malla del tamiz 200. El residuo retenido sobre el tamiz después
del lavado con agua, se vierte en un tubo de cristal graduado en porcentaje, de 100 cc de
volumen, expresándose el contenido de arena por la lectura correspondiente.
Existe un dispositivo específico denominado "tamiz Baroid o elutriómetro", en el
que el tamiz va intercalado entre un recipiente de volumen determinado y una probeta
transparente graduada en porcentajes.
La densidad de los lodos de perforación a utilizar se obtiene de las geopresiones
obtenidas y se obtienen de la gráfica de geopresiones.
Lo que se hace es prolongar las líneas verticales trazadas en el método gráfico para
el asentamiento tentativo de las TR’s y ahí vemos la densidad del lodo con el que
realizaremos la perforación.
Después con ayuda de un “abanico de lodos” vemos, de acuerdo a la densidad, el
tipo de lodo que debemos emplear.
Una vez hecho esto, lo preparamos para nuestro pozo de acuerdo a las
características requeridas antes mencionadas.
Consideraciones Teóricas
37
DENSIDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN A EMPLEAR
(Ejemplo)
Haciendo esto vemos que el lodo en la primera etapa de perforación debe ser de
una densidad de 1.57 gr/cc y el lodo de la segunda etapa de perforación debe ser de 1.94
gr/cc, para este ejemplo.
Con esto nos vamos al “abanico de lodos” para determinar qué tipo de lodos
debemos emplear y en base a eso seleccionar el más óptimo para nuestro diseño de lodos.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
1.00 1.20 1.40 1.60 1.80 2.00 2.20 2.40
PR
OFU
ND
IDA
D (
m)
GRADIENTES DE PRESIÓN (g/cc)
GPP
GPF
GFmv
GFRme
DEC
Consideraciones Teóricas
38
“ABANICO DE LODOS”
Tomado de Guía de Planeación. PEMEX.
Lodo de Barita
Aire
Niebla
Espuma Estable
Fluidos Gasificados
Aceite
Sal
muer
a de
CaC
l
Lo
do
s P
esad
os
Arc
illa
s n
ati
vas y
ag
ua
Gel y
ag
ua
Salm
uera
s
39
II PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN
1. Nombre del pozo.
Nombre: LEEK-1 Número: 1
Clasificación: (02) EVALUACIÓN DE POTENCIAL
Plataforma: OCEAN VOYAGER
2. Objetivo.
Evaluar el potencial de la roca almacén de hidrocarburos, constituida por arenas y
areniscas, en el play de abanicos de talud y de cuenca del Mioceno Inferior, su
clasificación es de evaluación de potencial (02).
3. Ubicación.
La localización Leek se ubica en Aguas Territoriales del Golfo de México frente a
las costas del Estado de Veracruz, a aproximadamente 5 Km al SE del pozo Noxal-1, a
23.46 Km al NW del pozo Tabscoob-101, a 94 km. al NW del Puerto de Coatzacoalcos,
Tipo de Pozo Marino( x)
3.1. Pozos marinos.
Tirante de agua (m): 848m
Coordenadas UTM conductor: X = 300 906m Y= 2´092, 744m
Coordenadas UTM objetivos: X = 300 906m Y = 2´092, 744m
Coordenadas geográficas del conductor: Lat: 18º 55’ 06.42” N Long= 94º 53’ 25.48” W
Coordenadas UTM a la Profundidad Total: X = 300 906m Y= 2´092, 744m
Planeación de la Perforación
40
3.2. Plano de Ubicación Geográfica.
Xicop
e - 1
Camp
a - 1 Chichin
i - 1 Xaxaman
i - 1
Luhu
a - 1
Marbell
a - 1
Luhu
a - 1
Poctl
i - 1 Yeti
c - 1
Namac
a - 1 Gaviot
a - 1
Tonatiu
h - 1
Tocha
n - 1 Colhu
a - 1 Cipa
c - 1
Chapoll
i - 1 Anad
e - 1
Xopa
n - 1
Nemit
i - 1 Amoc
a - 1
Itl
a - 1
Ostr
a - 1
Guruma
l - 1
TABSCOOB
Localizaciones estudio Holok Pozos Campos
25 Km
Tucoo 3D
Rabas
a - 1 COATZACOALCOS
NOXAL-1
Xicop
e - 1
Camp
a - 1 Chichin
i - 1 Xaxaman
i - 1
Luhu
a - 1
Marbell
a - 1
Luhu
a - 1
Poctl
i - 1 Yeti
c - 1
Namac
a - 1 Gaviot
a - 1
Tonatiu
h - 1
Tocha
n - 1 Colhu
a - 1 Cipa
c - 1
Chapoll
i - 1 Anad
e - 1
Xopa
n - 1
Nemit
i - 1 Amoc
a - 1
Itl
a - 1
Ostr
a - 1
Guruma
l - 1
TABSCOOB -
1
Labay-
1
Localizaciones estudio Holok Pozos Campos
25 Km
Tucoo 3D
Rabas
a - 1
44°
API
N
TABSCOOB-
101 500
1000 Lakach-1
94
K
M.
5.1
KM.
1500
23 KM.
GAS
SECO
23.1 KM.
Leek-
111111
Planeación de la Perforación
41
4. Situación Estructural.
4.1. Descripción estructural.
El primer objetivo de la Localización Leek-1, correspondiente al límite de
secuencias del Mioceno Inferior, 16.5 m, evaluado como una trampa de tipo combinado
con un área P1 de 19 km2.
Para el segundo objetivo correspondiente al límite de secuencias del Mioceno
Inferior 17.5 m.a. se define como una trampa de tipo combinado, con anomalía de
amplitud considerada como un IDH en el intervalo 3170-3270m en un área P1 de 16 km2.
Ambos definidos por un sistema abanicos de piso de cuenca.
Plioceno
Inferior Mioceno
Inferior
Mioceno
Medio Plioceno
Superior
Pleistoceno-
Reciente Plioceno
Medio
Cretácico
Superior
Eoceno
Superior
Cretácico
Medio-Inf.
Jurási
co Basament
o ?
Tirante de
Agua
Oligoce
no
Eoceno
Inferior Plays
Probados
L-2DL
Noxal-1
Tabscoob-1
Tabscoo
b-1
Lakach-1 Noxal-1
T.A. 836 m T.A. 207 m
PPlliioocceennoo SSuuppeerriioorr
PPlliioocceennoo MMeeddiioo
PPlliioocceennoo IInnffeerriioorr MMiioocceennoo MMeeddiioo--SSuupp..
OOlliiggoocceennoo
MMiioocceennoo IInnffeerriioorr
RReecciieennttee -- PPlleeiissttoocceennoo
CCrreettaacciiccoo SSuuppeerriioorr
CCrreettaacciiccoo MMeeddiioo--IInnff--
EEoocceennoo
PPlliioocceennoo SSuuppeerriioorr
PPlliioocceennoo MMeeddiioo
PPlliioocceennoo IInnffeerriioorr
MMiioocceennoo MMeeddiioo--SSuuppeerriioorr
OOlliiggoocceennoo
MMiioocceennoo IInnffeerriioorr
RReecciieennttee -- PPlleeiissttoocceennoo
EEoocceennoo
CCrreettaacciiccoo SSuuppeerriioorr
CCrreettaacciiccoo MMeeddiioo--IInnff--
2000
m
2000
m
27 Km 38 Km
JJuurráássiiccoo SSuuppeerriioorr
N
W
S
E
Leek-1
Información Proporcionada por la Coord. de D.P.E.
AIHT
Planeación de la Perforación
42
Marco Tectónico-Estructural.
(CTV): Cuenca Terciaria de Veracruz.
(CSI): Cuenca Salina del Istmo.
(CM): Cordilleras Mexicanas.
(CVT): Complejo Volcánico Los Tuxtlas.
(CCT): Cuenca de Comalcalco Terrestre.
(CCM): Cuenca de Comalcalco Marina.
(CM): Cuenca de Macuspana.
Mapa de Provincias Geológicas tomado de (J. R. Nolasco/A. Escamilla H.)
0 100 200 km
CSICCT
CM
CCM
Cordilleras
Mexicanas
Macizo de
Chiapas
Plataforma
Artesa
Cin
turó
nPleg
ado
Sierra
Mad
re Orien
tal
CTV
Sie
rra d
e Z
ongolic
a
Sierra de Juárez
CVT
2,0
00,0
00
200,000
2,2
00,0
00
400,000 600,000
0 100 200 km
CSICCT
CM
CCM
Cordilleras
Mexicanas
Macizo de
Chiapas
Plataforma
Artesa
Cin
turó
nPleg
ado
Sierra
Mad
re Orien
tal
CTV
Sie
rra d
e Z
ongolic
a
Sierra de Juárez
CVT
2,0
00,0
00
200,000
2,2
00,0
00
400,000 600,000
Lakach-1
Noxal-1
Noxal-1
Loc. Leek-1
Lalail-1
Tabscoob-1
Tabscoob-101
Planeación de la Perforación
43
Dentro de la geología regional, el área donde se ubica la localización Leek-1,
corresponde a la porción Sur Oriental del Golfo de México, lugar donde convergen la
Cuenca Terciaria de Veracruz (CTV), la Cuenca Salina del Istmo (CSI) y el extremo sur de
la provincia de aguas profundas denominada Cordilleras Mexicanas .
La historia tectónica de las cuencas terciarias (CTV y CSI) está directamente
relacionada con la evolución geodinámica de las márgenes convergentes entre las placas
de Norteamérica y de Cocos y el desprendimiento y deriva del bloque Chortis durante casi
todo el Cenozoico. La interacción de estas placas se mantuvo en un régimen compresional
en el oriente de México durante el Eoceno, formando el cinturón plegado y cabalgado de la
Sierra de Zongolica (Jannette, et al, 2003); esta sierra, que constituyó la margen occidental
de la Cuenca de Veracruz, aportó grandes cantidades de sedimentos a la cuenca en el
Oligoceno-Mioceno.
Mapa tectónico y estructural del sureste de México.
(José Robles Nolasco 2004)
0 100 200 km
Cordilleras
Mexicanas
CinturónPlegado
Sierra
Madre O
riental
Sierra de Juárez
Plataforma de
Yucatán
Macizo de
Chiapas
Los Tuxtlas
Faja
Volcánica
Mexicana
Sierra de
Zongolica
Plataforma
Artesa
Sistema Motagua-Polochic
Sierra de Chiapas'
Placa de Cocos
Placa de NorteAmérica
Cinturón Plegado
Reforma-Akal
CTV
CSI
CM
CCT
CCM
Trend
Chuktah-Tamil
CSI
Cinturón Plegado
de Catemaco
2,00
0,00
0
200,000
2,20
0,00
01,
800,
000
400,000 600,000 800,000
Integración de: Aranda, 1999, Jannette, et al, 2003
y Robles, 2004
0 100 200 km0 100 200 km
Cordilleras
Mexicanas
CinturónPlegado
Sierra
Madre O
riental
Sierra de Juárez
Plataforma de
Yucatán
Macizo de
Chiapas
Los Tuxtlas
Faja
Volcánica
Mexicana
Sierra de
Zongolica
Plataforma
Artesa
Sistema Motagua-Polochic
Sierra de Chiapas'
Placa de Cocos
Placa de NorteAmérica
Cinturón Plegado
Reforma-Akal
CTV
CSI
CM
CCT
CCM
Trend
Chuktah-Tamil
CSI
Cinturón Plegado
de Catemaco
2,00
0,00
0
200,000
2,20
0,00
01,
800,
000
400,000 600,000 800,000
Integración de: Aranda, 1999, Jannette, et al, 2003
y Robles, 2004
Planeación de la Perforación
44
4.2. Secciones estructurales interpretadas en base a líneas sísmicas.
Para el primer objetivo (A), tiene como finalidad investigar y probar el potencial
petrolero de las arenas y areniscas depositadas en facies de cuenca durante el Mioceno
Inferior (L.S. 16.5 m.a.) correspondientes al Play Abanicos en el intervalo 2560-3150
mvbnm con un espesor de 590 m el cual corresponde a la cima del Mioceno Inferior.
El segundo objetivo (B) se encuentra en el intervalo de 3170-3270 mvbnm con un
espesor de 100 metros cabe mencionar que este objetivo es el mas importante debido a que
es considerado un objetivo con Indicador Directo de Hidrocarburos (IDH) por tener la
presencia de una anomalía de amplitud.
Como resultado del análisis de los objetivos evaluados para la localización Leek-1
se considera una probabilidad de éxito geológico del 15% de encontrar 24 MMbpce o más,
en donde el principal elemento de riesgo es el sello para ambos objetivo.
Línea sísmica 3748 que pasa por la Loc. Leek-1.
Planeación de la Perforación
45
4.3. Secciones estructurales en base a pozos o puntos geográficos.
La línea regional compuesta se orienta en su primer segmento de SE – NW y pasa
por el pozo Tabscoob-1 que cortó los objetivos a investigar por la Loc. Leek-1, el segundo
segmento se orienta NW-SE y pasa por la Loc. Leek-1 y el pozo Noxal-1, observándose en
ese sentido el incremento de la complejidad estructural, manifestada por un sistema de
pliegues alargados con ejes orientados norte-sur, asociados a un despegue localizado en la
secuencia arcillosa del Eoceno
Línea sísmica-estructural en dirección de la trayectoria de la perforación de Loc. Leek-1 con los
pozos Noxal-1 y Tabscoob-1 (A.E.H.).
La línea de correlación entre la Loc. Leek-1 y Noxal-1, se orienta NW-SE, la cual
muestra que tenemos mayor engrosamiento de sedimentos hacia la parte SE donde se
encuentra la Loc. Leek-1, y de acuerdo al estudio de nanoplancton calcáreo que realizó el
CREL, para determinar la edad del Mioceno Superior, en el pozo Noxal, se observa que la
discordancia que se presenta en esta sección queda dentro de la edad del Mioceno
Superior.
Tabscoob-1 Noxal-1 T.A. 836 m T.A. 207 m
PPlliioocceennoo SSuuppeerriioorr PPlliioocceennoo MMeeddiioo PPlliioocceennoo IInnffeerriioorr MMiioocceennoo MMeeddiioo--SSuupp..
OOlliiggoocceennoo MMiioocceennoo IInnffeerriioorr
RReecciieennttee -- PPlleeiissttoocceennoo
CCrreettaacciiccoo SSuuppeerriioorr CCrreettaacciiccoo MMeeddiioo--IInnff--
EEoocceennoo
NW SE Loc.Leek-1
Planeación de la Perforación
46
Planeación de la Perforación
47
5. Profundidad Total y de Objetivos.
5.1. Profundidad Total Programada.
Profundidad Vertical
(m.v.b.n.m.)
Profundidad Vertical
(m.v.b.m.r.)
Profundidad Desarrollada (m.d.b.m.r.)
Profundidad total programada
3480 3505 3505
5.2. Profundidad y coordenadas de los objetivos.
Objetivo Prof.
Vertical
(m.v.b.n.m)
Prof.
Vertical
(m.v.b.m.r)
Prof.
Des.
(m.d. b.m. r )
Coordenadas UTM (m)
X Y
Objetivo A 2560 2585 2585 300 906m 2´092, 744m
Objetivo B 3180 3205 3205 300 906m 2´092, 744m
P.T. 3480 3505 3505 300 906m 2´092, 744m
6. Columna Geológica Probable.
Formación
Profundidad
vertical
(mvbnm)
Espesor
(m)
Litología
Pleist. Rec. (F. M.) 848 T.A Intercalaciones de arcillas y arenas
Plioceno Superior 1622 238
Lutitas gris claro y gris verdoso,
arenosas con escasas intercalaciones
de areniscas.
Plioceno Medio 1860 140 Lutitas gris a gris claro, y lutitas
arenosas hacia la parte basal.
Plioceno Inferior 2000 235
Predominio de lutitas gris claro y
gris, con intercalaciones menores de
areniscas de grano fino a medio.
Planeación de la Perforación
48
Mioceno Superior 2235 185
Intercalaciones de lutitas gris claro a
gris verdoso, en partes arenosas, con
delgadas intercalaciones de areniscas
de grano fino a medio hacia la base.
Mioceno Medio 2420 140
Intercalaciones de lutitas gris claro a
gris verdoso, en partes arenosas, con
intercalaciones de areniscas de grano
fino a medio, en la parte basal se
presentan lutitas bentoníticas, suave
en partes plástica.
Mioceno
Inferior
Cima
Obj. A 2560
590
Hacia la parte superior, alternancia
de cuerpos de areniscas de color gris
claro, de grano fino y lutitas
arenosas de color gris claro. En la
parte media e inferior areniscas de
cuarzo gris claro y gris verdoso, de
grano fino a medio, mal cementada,
con intercalaciones delgadas de
lutitas arenosas gris verdoso.
(Base
Obj. A ) 3150
Mioceno
Inferior
(Cima
Obj. B )
3170
100
Alternancia de arenas y areniscas
mal consolidadas, en la parte basal se
espera la presencia de lutitas
plásticas a semiduras.
(Base
Obj. B ) 3270
Profundidad Total 3480
Planeación de la Perforación
49
7. Programa de Muestreo.
Muestras de
canal.
a) Recuperar muestras cada 5m a partir de la zapata de 20” y de acuerdo al programa otorgado a la Cía. encargada de la toma de Registros de Hidrocarburos.
b) Considerar circular los tiempos de atraso cada vez que se requiera, para recuperar muestras en los cambios litológicos y siempre antes del cambio de barrena.
c) Usar lodos de reologías planas.
Núcleos de
fondo.
Se cortaran 4 núcleos de 9 m cada uno y un núcleo estándar de 9 m
donde el Ingeniero geólogo del AIHT lo determine. Los núcleos
deberán cortarse con la tecnología más adecuada.
Hidrocarburos y presión-temperatura con probador de formación modular (MDT).
Considerar tomar información con multiprobador de formaciones
de última generación en la profundidad que el activo los indique.
Planeación de la Perforación
50
8. Geopresiones y Asentamiento de Tuberías de Revestimiento. En base a la información sísmica de la localización Leek-1 y a los resultados del
estudio de geopresiones de la Cía. Knowledge System y Perforación.
Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos
Gerencia de Ingenieria y Tecnologia
VSDSE-1 Pozo Leek-1
Perfiles de Presión Pozo Leek-1
gr/cc
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2
Peso de lodo (gr/cc)
Pro
fun
did
ad
(m
)
pp
FG
Densidad de lodo
PP_SF
FG_SF
OBG
Planeación de la Perforación
51
8.1. Comentarios, observaciones y recomendaciones.
La curva en color rosa representa el gradiente de sobrecarga obtenido para la
localización Leek -1, a partir de la columna litostática obtenida de la velocidad de
intervalo y calibrada con el pozo de correlación Noxal-1, a partir de crear una
densidad sintética con la ecuación de Gardner con un coeficiente de 0.23, y un
exponente de 0.25, y de aplicar el método de Miller calcular la densidad en el lecho
marino.
La curva en color rojo representa los valores del gradiente de la presión de poro,
obtenidos mediante la correlación de Eton 2, a partir de un registro sónico sintético
generado a partir de la densidad de la columna litostática obtenida en el paso
anterior, y utilizando mismas constantes y tendencias de compactación del pozo
Noxal.
La curva color azul, representa los valores del gradiente de presión de fractura
obtenidos a partir de la presión de poro y gradiente de sobrecarga y utilizando la
correlación de Mathews and Kelly con un Ko de 0.71.
La curva punteada en color rojo resulta de aplicar un factor de seguridad a los
valores de presión de poro con la finalidad de seleccionar las densidades de lodo
que reduzcan la posibilidades de manifestación durante los viajes de sarta, en este
caso se aplico un valor de 0.06 gr/cc equivalentes a 0.5 ppg.
La curva punteada en color azul, representa los valores del gradiente de fractura
considerando un factor de seguridad con la finalidad de reducir las posibilidades
de pérdidas de circulación durante los viajes de sarta por efecto de surgencia, en
este caso se considero 0.06 gr/cc (0.5ppg).
La curva en color verde muestra las densidades de lodo a manejar para la
perforación del pozo..
Las líneas verticales continuas de color negro representan los puntos de
asentamiento para las tuberías de revestimiento en la construcción del pozo.
8.2 Pronóstico de Presiones Anormales.
De acuerdo a la predicción de los perfiles de presión calculados, se presentan dos
regiones de tendencias de presión incremental, la primera de 1200 a 1500m y la segunda
de 1700 a 2400m, y entre estás, tendencias de disminución de presión asociadas a una
discordancias en los cambios de formación la primera en la transición del Reciente
Plioceno y plioceno Superior y la segunda entre el Plioceno Inferior y Mioceno Medio con
la ausencia de Mioceno superior. Finalmente de 2500m en adelante se presenta una zona
de presión normal que llega hasta la profundidad toral del pozo.
Planeación de la Perforación
52
9. Estado Mecánico Programado y Características de la Geometría del Pozo.
9.1. Estado Mecánico Gráfico.
Tirante de agua,
848TR 36"
TR 20"
TR 16"
TR 13 3/8"
TR 9 5/8"
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
-4.00 -3.00 -2.00 -1.00 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00
Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos
Gerencia de Ingenieria y Tecnologia
VSDSE-1
Estado Mecanico
Pozo Leek-1
Plioceno Reciente
848m
Plioceno Inferior
2310m
Plioceno Medio
1850m
Plioceno Superior
1340 m
Mioceno Inf
2560 m
Mioceno Medio
22430m
1600 m
2100m
2500 m
3505 m
Landing Sub
1400 m
1.30
1.35
1.03
1.06
1.14
1.1
71.30
1.35
1.45
1.30
1.35
Planeación de la Perforación
53
9.2. Objetivo de Cada Etapa.
Etapa Diámetro Bna. (pg)
Prof. (mv)
Prof. (md)
Diámetro TR (pg)
Objetivo
1 26” 848 930 30” Jetear la TR Conductora e instalar housing de 30”.
2 26” 930 1600 20”
TR Superficial, instalar cabezal de 18 ¾” 10M x 20”, BOP’s Subsea y Riser, para poder entrar con seguridad a la zona de incremento de presión de formación.
3 12 ¼”
16 ½” x 20”
1600 2100 16”
Primer TR intermedia para avanzar dentro del Plioceno Medio y proteger las formaciones someras débiles. Así mismo contar con el gradiente de fractura suficiente para entrar a la zona de mayor presión.
4 14 ¾”
Ampliador a 17 ½”
2100 2500 13 3/8”
Segunda TR intermedia para cubrir y aislar la zona de alta presión y pasar discordancia del Mioceno superior y entrar con seguridad al Mioceno Inferior
5 12 ¼” 2500 3505 9 5/8” TR de producción para aislar los objetivos de Mioceno Inferior
9.3. Problemática que puede presentarse durante la perforación.
Etapa Diámetro Barrena
(pg)
Prof. (mv)
Prof. (md)
Problemática Alternativas de Solución
1 Jeteo
26 848 930
Deslizamiento del conductor de 30” al finalizar el jeteo. Pérdida de control de la verticalidad
Desplazar la localización a nuevas coordenadas proporcionadas por el Activo. Verificar condiciones climatológicas y condiciones de operación con ROV en el lecho marino.
2 26 930 1600
Se pueden presentar valores de Presión de poro de 1.06 a 1.10 gr/cc en el intervalo de 1400 a 1600m.
Utilizar la técnica de Pump & Dump, para lo cual se tiene calculado utilizar un volumen de 1200 m3 de lodo bentonítico con densidad de 1.7 gr/cc.
Planeación de la Perforación
54
3
Piloto 12 1/4
Ampliador 16 ½ x 20
1600 2100
Se pueden presentar perdidas de circulación por intercalaciones de arena lutita ,
Considerar el bombeo de baches de carbonato de calcio fino y medio a fin de formar el repello suficiente para reducir las pérdidas de circulación. La utilización de la herramienta APWD permitirá manejar y ajustar en caso necesario las densidades de lodo propuestas para esta etapa.
4
Piloto 14 ¾”
Ampliador 17 ½”
2100 2500
Posibles pérdidas de circulación debido al cambio litológico generado por la discordancia del Mioceno Superior
Considerar el bombeo de baches de carbonato de calcio fino y medio a fin de formar el repello suficiente para reducir las pérdidas de circulación. La utilización de la herramienta LWD/APWD permitirá manejar y ajustar en caso necesario las densidades de lodo propuestas para esta etapa.
6 12 ¼” 2500 3505
Posibles pérdidas de circulación debido al cambio litológico generado por la discordancia del Mioceno Superior
Considerar el bombeo de baches de carbonato de calcio fino y medio a fin de formar el repello suficiente para reducir las pérdidas de circulación. La utilización de la herramienta LWD/APWD permitirá manejar y ajustar en caso necesario las densidades de lodo propuestas para esta etapa.
Planeación de la Perforación
55
Planeación de la Perforación
56
10. Programa de Fluidos de Perforación y Control de Sólidos.
Tabla 1. Datos generales.
Estado mecánico
Ø TR
(plg)
Ø Bna.
(plg)
Intervalo
(m)
Longitud
(m)
Tipo de
Fluido
Densidad
(g/cc)
30” 26” 928 84
Agua de
mar y
Baches
Viscosos
1.05
20” 26” 1600 672
Agua de
mar y
Baches
Viscosos
1.05 – 1.45
16” 12 ¼” x
20” 2100 500
SINTETI
CO 1.17-1.30
13
3/8”
14 ¾” x
17 ½”
2500 400
SINTETI
CO
1.35 - 1.45
9
5/8” 12 ¼” 3500 1000
SINTETI
CO
1.30 – 1.35
Planeación de la Perforación
57
Tabla 2. Volúmenes estimados de fluido (m3).
* Con un 10 % de descalibre para fluidos E.I. y 20 % para fluidos base agua.
Etapa 30” 26” 20” 17 ½” 12 ¼”
Volumen en superficie 200 200 150 150 150
Volumen de riser 0 0 167 167 167
Volumen en Tubería de
Revestimiento 120 33 134 179 128
Volumen en agujero
descubierto* 3949 111 68 84
Volumen de
impregnación 130 92 170
Volumen total sin
contingencias 320 4182 692 656 699
Planeación de la Perforación
58
Tabla 2a, Materiales a utilizar por etapa
Productos Presentación Etapa 30" - 26" Etapa 20" Etapa 17 1/2" Etapa 12 1/4" Total
Lodo Requerido m3 4502 692 656 699 6549
Bentonita Sacos 3547 3547
Sosa Caustica Sacos 146 146
Carbonato de Sodio Sacos 80 80
Gelex Bolsa 163 163
Tannathin Sacos 35 35
Polipac R Sacos 73 73
Goma Xantana Liquida Totems 15 15
Barita Sacos 37950 5600 3000 3000 49550
Aceite Sintetico IO 16 - 18 Mts Cubicos 102 102 102 306
Suremul Tambores 14 14 14 42
Surewet Tambores 5 5 5 15
VG Supreme Sacos 21 21 21 63
VG Plus Sacos 63 63 63 189
Cloruro de Calcio 94 % Sacos 264 264 264 792
Cal Sacos 200 200 200 600
Ecotrol RD Sacos 48 48 24 120
Rheflat Tambores 8 8 4 20
Rhethik Tambores 4 4 2 10
Rheduce Tambores 4 2 2 8
Rhebuild Tambores 4 0 0 4
Carbonato de Calcio Medio Sacos 500 300 300 200 1300
Carbonato de Calcio Grueso Sacos 500 300 300 200 1300
Carbonato de Calcio Extra-G Sacos 200 200 150 550
G-Seal Plus Sacos 500 300 200 1000
C-Seal Plus Sacos 200 100 100 400
Super Sweep Cajas 5 5 5 15
Form-A-Squeeze Sacos 200 0 0 200
Mix II Fino Sacos 168 0 0 168
Mix II Medio Sacos 168 0 0 168
Oxido de Zinc Sacos 0 0 0 0
Form-A-Plug II Sacos 0 300 0 300
Form-A-Plug Acc Sacos 0 150 0 150
Form-A-Plug Ret Bidon 0 6 0 6
Magma Fiber Sacos 0 90 0 90
Materiales de contingencia
Planeación de la Perforación
59
11. Programa de Barrenas e Hidráulica.
Programa de barrenas
Etapa
Bna.
No.
Intervalo
(m.v.b.m.r.)
Diam.
(pg.) Tipo
Tober
as
1/32”
Rotació
n
(hr)
ROP
(m/hr)
PSB
(ton.) RPM
P. Bba.
(psi)
Gasto
(gpm)
1 1 848 930 26 115 3(18)
1(16) 3.5 31.4 2 – 4 2672 1050
2 2 930 1600 26 115 3(18)
1(16) 19 20 2 – 4 80 – 100 3580 950
3 3 1600 2150 12 ½” M233 6(11) 28 28.6 10 – 15 110 – 130 2464 800
3 3 1600 2100 14 3/4x20 QDR 28 28.6 10-15 110-130 3250 800
4 4 2100 2150 17 ½ 115 3(18) 34 23.5 10 – 15 110 – 130 3250 750
4 5 2150 2550 14 3/4 M233 3(14) 35 20 10-12 120-140 3750 750
4 5 2150 2550 14 3/4x17
1/2 AMP. 2(20) 35 20 10-12 120-140 3750 750
5 6 2650 3500 12 1/4 M333 8(9) 40 21.3 2 – 8 100 – 120 4150 600
Planeación de la Perforación
60
12. Programa de Registros por Etapa.
Registros Geofísicos con cable y en tiempo real mientras se perfora.
Etapa Intervalo
(m.d.b.m.r.) Registro de a
30” 848 930 Sin Registros
20” 930 1600 Tiempo Real: Rayos Gamma/ Resistivo/Sónico/APWD
16” 1600 2100
Tiempo Real: Resistivo/Rayos Gamma/Sónico con curva de ITT Integrada/APWD Con Cable: Litodensidad Sónico Dipolar Neutrón Compensado
13 3/8” 2100 2500
Tiempo Real: Resistivo/Rayos Gamma/Sónico con curva de ITT Integrada/APWD Con Cable: Litodensidad Sónico Dipolar Neutrón Compensado”
9 5/8” 2500 3500
Tiempo Real: Resistivo/Rayos Gamma/Sónico con curva de ITT Integrada/APWD Con Cable: Anisotropía de resistividades, con procesado Litodensidad Neutrón Compensado Anisotropía sónica, con procesado Espectroscopia de Rayos Gamma Imágenes Resistivas con Procesado Registro de cementación Registros Especiales: Resonancia Magnética Nuclear Probador de Formaciones en Agujero Descubierto.
Planeación de la Perforación
61
13. Programa de Tuberías de Revestimiento. Distribución.
Planeación de la Perforación
62
14. Cementaciones.
1.1. Resumen.
Diámetro TR
(plg)
Profundidad (m)
Densidad de
lechadas (gr/cc)
Cima Cemento
(m)
Base Cemento
(m) Observaciones
20 1,600 1.9 - 1.45
(espumada) 848 1,600
Deberá salir cemento a superficie
16 2,100 1.95 – 1.60 1,500 2,100 200 , de 1.95 gr/cc y 400 m de 1.6 gr/cc para amarrar el traslape
13 3/8 2,500 1.95 – 1.60 2,150 2,500 350 m de 1.95 gr/cc, se plantea no traslapar la zapata de 16’’
9 5/8 3,500 1.90 – 1.58
(espumada) 2,450 3,500
Se plantea no traslapar la TR de 13 3/8’’
1.2. Primera Etapa.
Diámetro TR (pg)
Profundidad (m)
Densidad de
Lechadas (gr/cc)
Cima Cemento
(m)
Base Cemento
(m)
Gasto desplazamiento
(bpm)
36 1350 N/A N/A N/A N/A
1.3. Segunda Etapa
Diámetro TR (pg)
Profundidad (m)
Densidad de
lechadas (gr/cc)
Cima Cemento
(m)
Base Cemento
(m)
Gasto desplazamiento
(bpm)
20 1,600 1.90 -1.45
(espumada) 848 1,400 10
1.90 1,400 1,600 10
ACCESORIOS:
1 Cople Flotador 20” Antares ER K-55, 133#/ft
1 Zapata Flotadora 20” Antares ER K-55, 133#/ft
1 Cabeza de Cementar 5”, 133#/ft ,XH SSR
15 Centradores de Flejes de 20’’ x 26’’
Set de tapones SSR (Sub Sea Release) de 20”
Planeación de la Perforación
63
DATOS PARA EL DISEÑO
Profundidad: 1,600 m Densidad del lodo: 1.45 gr/cc
Diámetro agujero: 26 pg. Tipo de lodo Agua
Exceso: 100 % Temp. de fondo: 19 °C
Cima de cemento: 848 m Temp. circulante: 17 °C
LECHADA DE LLENADO
LECHADA 1
Cantidad de cemento:
100 Ton Agua de mezcla 22.00 lt/saco
Volumen de lechada 63.60 m3 Rendimiento 36 lt/saco
Vol. fluido de mezcla 41.15 m3 Densidad lechada 1.9 gr/cc
Tirante a cubrir 552 m Tiempo bombeable 4:00 Hrs
ADITIVOS CONC. UNIDAD DE MEDIDA
CANTIDAD TOTAL
FloStop 5000 1.5 Lt/sk 5,147 lts
CaCl2 3.00 % 3,705 kg
Zone Sealant 0.70 Lt/sk 2,401lts
LECHADA DE AMARRE
Cantidad de cemento:
62 Ton Agua de mezcla 22.00 lt/saco
Volumen de lechada 44.75 m3 Rendimiento 36 lt/saco
Vol. fluido de mezcla 27.35 m3 Densidad lechada 1.9 gr/cc
Tirante a cubrir 200 m Tiempo bombeable 3:00 Hrs
Planeación de la Perforación
64
ADITIVOS CONC. UNIDAD DE MEDIDA
CANTIDAD TOTAL
FloStop 5000 2.00 Lt/sk 2,486 lts
CaCl2 3.00 % 839 kg
BACHES PROGRAMADOS
TIPO DENSIDAD
(gr/cc) VOLUMEN
(bls) OBSERVACIONES
Tuned Spacer Thin 1.5 20 Compatible con fluido de control
Tuned Spacer
(espumado) 1.9 100 Compatible con fluido de
control
1.4. Tercera Etapa.
Diámetro TR (pg)
Profundidad (m)
Densidad de
lechadas (gr/cc)
Cima Cemento
(m)
Base Cemento
(m)
Gasto desplazamiento
(bpm)
16 2,100 1.95 1,500 1,790 6
ACCESORIOS:
1 Zapata Flotadora 16” HD 521 84#/ft
1 Cople Flotador 16 ” HD 521 84#/ft
1 Cabeza de Cementar SSR HR
20 Centradores de Flejes 16’’ x 20’’
1 Set de tapones SSR 16”
DATOS PARA EL DISEÑO
Profundidad: 2,100 m Densidad del lodo: 1.35 gr/cc
Diámetro agujero: 20 pg. Tipo de lodo Reahian
Exceso: 30 % Temp. de fondo: 36 °C
Cima de cemento: 1,540 m Temp. circulante: 29 °C
Planeación de la Perforación
65
LECHADA DE AMARRE
LECHADA 1
Cantidad de cemento:
55.07 Ton Agua de mezcla 22.00 lt/saco
Volumen de lechada 47.43 m3 Rendimiento 36 lt/saco
Vol. fluido de mezcla 19.86 m3 Densidad lechada 1.95 gr/cc
Tirante a cubrir 250 m Tiempo bombeable 5:00 Hrs
ADITIVOS CONC. UNIDAD DE MEDIDA
CANTIDAD TOTAL
DAIR 300L 0.10 Lt/sk 89.84 lts
HALAD 344 EXP 0.40 Lt/sk 357.047 lts
FLO STOP 5000 1.80 Lt/sk 1,610.7 lts
BACHES PROGRAMADOS
TIPO DENSIDAD
(gr/cc) VOLUMEN
(bls) OBSERVACIONES
Tuned Spacer 1.2 50 Compatible con fluido de control
1.5. Cuarta Etapa.
Diámetro TR (pg)
Profundidad (m)
Densidad de
lechadas (gr/cc)
Cima Cemento
(m)
Base Cemento
(m)
Gasto desplazamiento
(bpm)
13 3/8 2,500 1.90 2,150 2,500 6
ACCESORIOS:
1 Zapata Flotadora 13 3/8” HD 521 72#/ft P-110
1 Cople Flotador 13 3/8 ” HD 521 72#/ft P-110
1 Cabeza de Cementar SSR HR
20 Centradores de Flejes
1 Set de tapones SSR 13 3/8”
Planeación de la Perforación
66
DATOS PARA EL DISEÑO
Profundidad: 2,500 m Densidad del lodo: 1.45 gr/cc
Diámetro agujero: 17 ½ pg. Tipo de lodo Sintético
Exceso: 30 % Temp. de fondo: 49 °C
Cima de cemento: 2,150 m Temp. circulante: 40 °C
LECHADA DE AMARRE
LECHADA 1
Cantidad de cemento:
44.0 Ton Agua de mezcla 22.00 lt/saco
Volumen de lechada 33.57 m3 Rendimiento 38 lt/saco
Vol. fluido de mezcla 19.47 m3 Densidad lechada 1.90 gr/cc
Tirante a cubrir 350 m Tiempo bombeable 7:00 Hrs
ADITIVOS CONC. UNIDAD DE MEDIDA
CANTIDAD TOTAL
CaCl2 0.12 % 40.26 Kg
D AIR 3000 L 0.15 Lt/sk 132.46
HALAD 344 EXP 0.60 Lt/sk 529.85 lts
GAS STOP EXP 1.00 Lt/sk 883 lts
BACHES PROGRAMADOS
TIPO DENSIDAD
(gr/cc) VOLUMEN
(bls) OBSERVACIONES
Tuned Spacer 1.45 50 Compatible con fluido de control
Planeación de la Perforación
67
14.6 Quinta Etapa.
Diámetro TR (pg)
Profundidad (m)
Densidad de
lechadas (gr/cc)
Cima Cemento
(m)
Base Cemento
(m)
Gasto desplazamiento
(bpm)
DEC Máxima (gr/cc)
9 5/8 3,505 1.90-1.58
(espumada) 2,438 3,25 7 1.56
ACCESORIOS:
1 Zapata Flotadora 9 5/8”, P110, 53.5 Lb/pie, HD-513 (Baker)
1 Cople Flotador 9 5/8 ”, P110, 53.5 Lb/pie, HD-513 (Baker)
1 Cople retención 9 5/8 ”, P110, 53.5 Lb/pie, HD-513 (Baker)
Conjunto Colgador de Liner P110, 53.5 Lb/pie, HD-513 (Baker)
1 Cabeza de Cementar para colgador de 9 5/8’’ (Baker)
20 Centradores de Flejes
1 Set de tapones SSR 9 5/8”
Tieback 9 5/8’’, TRC-95, 53.5 Lb/pie, HD SLX (Baker)
1 Set de tapones SSR 13 3/8”
DATOS PARA EL DISEÑO
Profundidad: 3,500 m Densidad del lodo:
1.35 gr/cc
Diámetro agujero: 12 pg. Tipo de lodo El. Relahian
Exceso: 30 % Temp. de fondo: 74 (WellCat) °C
Cima de cemento: 2,600 m Temp. circulante: 47 (WellCat) °C
LECHADA DE LLENADO (espumada)
LECHADA 1
Cantidad de cemento:
19.15 Ton Agua de mezcla 21.23 lt/saco
Volumen de lechada 20.23 m3 Rendimiento 37.33 lt/saco
Vol. fluido de mezcla 11.39 m3 Densidad lechada 1.90-1.58 gr/cc
Tirante a cubrir 900 m Tiempo bombeable 4:30 Hrs
Planeación de la Perforación
68
ADITIVOS CONC. UNIDAD DE MEDIDA
CANTIDAD TOTAL
WG-17 EXP 0.17 Lt/sk 57.45 lts
HALAD 344 EXP 0.30 Lt/sk 114.89 lts
SCR-100L 0.25 Lt/sk 95.75 lts
ZONE SEALANT
4000 0.69 Lt/sk 264.26 lts
LECHADA DE AMARRE
Cantidad de cemento:
13.15 Ton Agua de mezcla 22 lt/saco
Volumen de lechada 10.14 m3 Rendimiento 38 lt/saco
Vol. fluido de mezcla 5.87 m3 Densidad lechada 1.90 gr/cc
Tirante a cubrir 300 m Tiempo bombeable 4:00 Hrs
ADITIVOS CONC. UNIDAD DE MEDIDA
CANTIDAD TOTAL
D AIR 3000 L 0.15 Lt/sk 40.06 lts
WG-17 EXP 0.17 Lt/sk 45.40 lts
HALAD 344 EXP 0.30 Lt/sk 80.12 lts
SCR-100 L 0.30 Lt/sk 80.12 lts
BACHES PROGRAMADOS
TIPO DENSIDAD
(gr/cc) VOLUMEN
(bls) OBSERVACIONES
Tuned Spacer Thin 1.03 30 Compatible con fluido de control
Tuned Spacer
(espumado) 1.90-1-53 95 Compatible con fluido de
control
Planeación de la Perforación
69
15. Conexiones Superficiales.
DESCRIPCIÓN GENERAL
ÁRBOL PRODUCCIÓN
No Aplica
15.1. Distribución del cabezal submarino.
DESCRIPCIÓN DEL CABEZAL
CABEZAL SUBMARINO 18 ¾” 15M PSI, MODELO DSM -700 VETCO 36” x 20” x 13 3/8” x 9 5/8” - 15,000 psi.
DISTRIBUCIÓN DEL CABEZAL.
Componente Marca
Tamaño Nominal y Presión de
trabajo (psi)
Especificaciones Del material
Observaciones
Conductor housing de 36” x 2”
Vetco 36”, 1,000
psi
Servicios amargos H2S y
CO2 (PSL-3)
Tramo soldable de 36” x “ al cabezal
Cabezal de 18 ¾ p/TR 20”
Vetco 18 ¾”, 15,000
psi
Servicios amargos H2S y
CO2 (PSL-3)
Tramo soldable de 20” al cabezal
Colgador de tubería de 18 ¾” X 13 3/8”
Vetco 13 3/8”,
15,000 psi
Servicios amargos H2S y
CO2 (PSL-3)
Caja 13 3/8”, 72 # HD-521
Colgador de tubería de 18 ¾” X 9 5/8”
Vetco 9 5/8”,
15,000 psi
Servicios amargos H2S y
CO2 (PSL-3)
Caja 9 5/8”, 53.5#, HD.SLX
La selección de cabezales y medio árbol es de acuerdo a especificación API 6A
última versión
Planeación de la Perforación
70
Diagrama del Cabezal de Árbol de Válvulas.
Planeación de la Perforación
71
15.2 Arreglo de Preventores.
El arreglo se mantiene durante toda la perforación del pozo, debido a que es
submarino.
15.3 Presiones De Prueba.
Etapa TR
(plg)
Resistencia
Presión
Interna (psi)
Resistencia
al Colapso
(psi)
Prueba de preventores
(probador de copas)
(psi)
Prueba de
TR (psi)
1 20 3,060 1,500 2,000 1,000
2 16 4,330 1,480 4,000 1,500
3 13 3/8 6,390
7,400
2,820
2,880
5,000
5,000
1,500
1,500
4 9 5/8 9,400
10,000
7,340
7,950 7,500 2,000
Planeación de la Perforación
72
16. Tiempos de perforación programados.
16.1. Resumen de tiempos por etapa.
LIMITE TECNICO PROGRAMA
ACTIVIDAD TIEMPOS TIIEMPOS
HORAS ACUM DIAS HORAS ACUM DIAS
Movimiento instalación 98.00 98.00 4.08 120.00 120.00 5.00
Preparativos para Jetteo 83.50 181.50 7.56 100.17 220.17 9.17
Jetteo de TR estructural 16.50 198.00 8.25 18.67 238.84 9.95
Perforar agujero de 26" para TR de
20" 32.50 230.50 9.60 34.40 273.24 11.39
Meter y Cementar TR de 20 41.50 272.00 11.33 56.50 329.74 13.74
Correr BOP's y Riser 103.50 375.50 15.65 126.67 456.41 19.02
Perforar agujero de 12 1/4" x 20"
para TR de 16" 37.00 412.50 17.19 39.00 495.41 20.64
meter y Cementar TR de 16 137.00 549.50 22.90 149.5 644.91 26.87
Perforar agujero de 14 3/4" x 17 1/2"
TR de 13 3/8" 58.80 608.30 25.35 66.5 711.41 29.64
Meter y cementar TR 13 3/8 138.00 746.30 31.10 169.5 880.91 36.70
Perforar agujero de 8 1/2" x 12 122.00 868.30 36.18 268 1148.91 47.87
Meter y cemetar TR de 9 5/8" 347.00 1215.30 50.64 518.3 1667.21 69.47
TOTAL DE DIAS 50.64 TOTAL DE DIAS 69.47
Planeación de la Perforación
73
TR
(pg) DIAS PROGRAMADOS
Transporte e instalación 5.0
30”
Prof. (m) 848
P 4.95 9.95
CE
20 "
Prof. (m) 1600
P 1.43 19.01
CE 7.63
16"
Prof. (m) 2100
P 1.58 27.26
CE 6.77
13 3/8"
Prof. (m) 2500
P 2.77 37.19
CE 7.06
9 5/8"
Prof. (m) 3500
P 11.67 69.47
CE 20.61
Total Instalación y Perforación 69.47
Metros por día (Perforación) 38.2
P-Perforando l (Núcleos, Registros parciales, etc.);
CE- Cambio Etapa (Registra, Cementa TR, C.S.C.)
Planeación de la Perforación
74
16.2. Gráfica de Profundidad vs. Días.
Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos
Gerencia de Ingenieria y tecnologia
VSDSE-1 Pozo Leek-1
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
5.00 15.00 25.00 35.00 45.00 55.00 65.00 75.00 85.00 95.00
Dias
Pro
fun
did
ad
(m
)
Limite Técnico
Pozo Leek
TR -30"
930 M
TR -9 5/8"
3500 M
TR -13 3/8"
2500 M
TR -16"
2100 M
TR -20"
1600 M
Planeación de la Perforación
75
17. Características del Equipo de Perforación.
17.1. Dimensiones y Capacidad.
MAX. PROF. DE PERF. 6000m
CALADO MIN. DE NAVEGACION
9.7m
ALTURA LIBRE DE NAVEGACION
15.24m
CALADO MAX. DE OPERACION 21.33m
CAPACIDADES
MATERIAL EN SACOS 4000 Sacos ó 200 Ton.
AGUA DE PERFORACION 13600 bls ó 2162.400m3
AGUA POTABLE 631 bls ó 100.329m3
COMBUSTIBLE DIESEL 6730 bls ó 1070.07m3
TANQUES DE LODO 1806 bls ó 287.154m3
CAPACIDAD DE BARITA Y CEMENTO
272 m3
DIMENSIONES
LARGO 98.60 m
ANCHO 89.128 m
PROF. DEL CASCO
RANURA DE ENTRADA (KEY SLOT)
ALTURA MESA ROTARIA 25 m
ACOMODACIÓN DEL PERSONAL
88
Planeación de la Perforación
76
17.2. Componentes Principales.
UNIDAD MARCA MODELO CANT. CAPACIDAD
MASTIL 12m x 12m x
55m 1 453 Ton. (dinámico)
CORONA 1 600 Ton.
POLEA VIAJERA Continental
Emsco RA-60-6 1 650 Ton.
GANCHO
UNION GIRATORIA
Continental Emsco
LB-650 1 650 Ton. (estático)
450 Ton. (dinámico)
KELLY SPINNER
TOP DRIVE Varco TDS-3 1 500 Ton.
MESA ROTARIA Oil Well RT-1717S1 1 800 Ton.
MALACATE Continental
Emsco C3 1
3000 HP Cable 1-3/8”
HIDROMÀTICO
MOTORES DEL MALACATE
Westinghouse 370 DZ 3 1000 HP
MALACATE DE MANIOBRAS
BOMBAS DE LODO
Continental Emsco
FB-1600 2 1000 HP
77
III. ASPECTOS ECONÓMICOS
18. Costos Estimados de Perforación
18.1. Costo Directo por Etapa
TR
(pg)
COSTOS DIRECTOS POR
ETAPA (M.N.)
Transporte e
instalación
$ 28,742,774
30” $ 31,498,767
20” $110,134,329
16” $ 84,499,760
13 3/8” $ 102,892,678
9 5/8” $ 160,167,354
TOTAL $ 518,015,304.14
18.2. Costo Integral de Perforación
CONCEPTO MONTO (M.N.)
A.- COSTO DIRECTO PERFORACIÓN $ 112,282,897
B.- COSTO OPERACIÓN EQUIPO $ 405,732,407
C.- SUBTOTAL (A + B) $ 518,015,304
D.- FACTOR DE RIESGO 18% + INDIRECTOS +
TARIFAS $107,917,813
COSTO TOTAL PERFORACIÓN (C + D) $ 625, 932,117
Aspectos Económicos
78
Costo total equipo de perforación = Costo día/equipo ó Directos + Costos Indirectos +
Factor de riesgo 18 % = $ 518,015,304
Costo total de perforación = Costo total equipo de perforación + (Costo Materiales y Servicios
+ Costos Indirectos + Factor de riesgo 18% = $ 625,932,117.00
%8210000.117,932,625$
00.304,015,518$cos% xplataformaladerentatoen
COSTO INTEGRAL DE LA INTERVANCIÓN
Aspectos Económicos
79
Mov. equipo6%
Conductora 36”6%
Superficial 20”
21%
Intermedia 16”
16%
Intermedia 13 3/8”20%
Explotación 9 5/8”31%
Distribución de costos por etapa
80
IV. SITUACIÓN ACTUAL
ESTADO MECÁNICO ACTUALPOZO EXPLORATORIO: LEEK - 1
E.P.S.S. OCEAN VOYAGER
EQUIPO: 6046
INGENIERÍA Y DISEÑO DE POZOS
DIVISIÓN MARINA
COLUMNA GEOLOGI CA
PROGRAMADA
1000m
2000m
3000m
4000m
½”
PROF. TOTAL = 3,500 M
REAL
E.M.R / N.M = 23.70 M
T.A. = 851.15 M
E.M.R. / L.M = 874.85 M
CIMA CABEZAL MD-700 15 K @ 870.27 M
CIMA DE HOUSING 36 “ @ 871.13 M.
MUD MAT @ 874.78 M.
REAL (m.d.b.m.r)
TR 30”, X-56, XLF
456.57 y 309.72 Lb/P
928 M
TR 20”, K-55,
133 Lb/P, ANTARES-EA
1,600 M
PROGRAMADO
E.M.R / N.M. = 23.70 M
T.A. = 851.15 M
TR 16”, N-80,
84 Lb/P, HD-521, 2100 M
TR 13 3/8”,
TRC-95, 72 Lb/P, HD-521
de 844m a 1600m
P-110, 72 Lb/P, HD521
de 1600m a 2500m
TR 9 5/8”
TRC-95, 53.5 Lb/P, HDSLX
de 844m a 1900 m
P-110, 53.5 LB/FT, HD513
de 1900m a 3500m
P.S. 1,647 M
(m.v.b.m.r)
R.P. 873 M
P.M. 1,885 M
P.I. 2,025 M
M.S. 2,260 M
M.M. 2,445 M
M.I. 2,585 M
P.T, 3,505 M
36”, X-52, RH-2HCX, RL-4RB726.42 Lb/P de 871.13 a 911.04 M
552.60 Lb/P de 911.04-960.36M
BNA 26”
Agua de mar + B. Lodo
Bentonitico 1.04 gr/cc
BNA 26”
Agua de mar + B. Lodo Bentonitico
1.05 gr/cc hasta 1400 m
De 1400m a 1600m con lodo
bentonitico de 1.40 gr/cc y 1.45
gr/cc para la corrida de TR.
BNA 14 ¾”
Ampliador Hidráulico 17 ½”
Lodo sintético 1.35-1.45 gr/cc
BNA 12 ¼”
Lodo sintético 1.30-1.35 gr/cc
R.P. 874.85 M.
TEMP. FONDO MARINO
5.8°C (ROV)
Landing Sub 1400m
BNA 12 ¼ ”
Ampliador Hidráulico 20”
Lodo sintético 1.17-1.30 gr/cc
Rheliant
1.35 Gr/Cc
20”, K-55, 129.33 Lb/P,
ANTARES @ 1,557.73 M
(34°C MWD)
8 ½” @ 3,700 MD
Survey a 3680.91 md,
3650.16 mv,
Ang: 27.50°
Rbo: S 65.40 E
Desplazamiento: 157.93 m
P.S. 1,710 M
P.M. 1,800 M
16”, N-80, 84 Lb/P, HD-521
2,094 M
COLGADOR 16”x 20”
@ 1,394.9 M
Cima teórica de cemento
1.95 gr/cc @ 1,700 M
INICIÓ PERFORACIÓN 28- 05- 2009 ACTUALIZADO: 31/07/09
P.I. 2,185 M
M.S. 2,520 M13 3/8”, P-110, 72 Lb/P, HD-521
2,497 M
(60° C Reg. Cable)
Cima teórica de cemento
1.95 gr/cc @ 2209 M
M.M. 2,550 MM.I. 2,660 M
Pruebas de Goteo
1 @ 1,600 M, Lodo de 1.22 Gr/Cc, Densidad Equivalente =1.34 Gr/Cc.
2 @ 2,094 M, Lodo de 1.24 Gr/Cc, Densidad Equivalente = 1.44 Gr/Cc.
3 @ 2,497 M, Lodo de 1.30 Gr/Cc, Densidad Equivalente = 1.49 Gr/Cc.
4@ 3,214 M, Lodo de 1.35 Gr/Cc, Densidad Equivalente = 1.53 Gr/Cc.
Núcleos
Núcleo #1 de 2,681 M – 2,690 M, recupero 100%
Núcleo #2 de 2,690 M – 2,699 M, Recupero 100%
Nucleo #3 de 3,190 M – 3,199 M, Recupero 100%
Nucleo #4 de 3279 M – 3288 M, Recupero 100%
9 5/8”, 53.5 Lb/P, HD-513TRC-95 de 871.50 a 1,870.95 M
P-110 de 1,870.95 a 3,163.68 M(80 °C Reg. Cable)
Rh
elia
nt
1.3
7 G
R/C
C
Cima teórica de cemento
@ 2,776 M
Núcleo #4
3279-3288 m
Rec. 100%, 9 mts.
O.S. 3,700 MProfundidad Total 3,700 M
Núcleo #3
3190-3199 m
Rec. 100%, 9 mts.
Núcleo #2
2690-2699 m
Rec. 100%, 9 mts.
Núcleo #1
2681-2690 m
Rec. 100%, 9 mts.
Densidad LODO 1.35 gr/cc a
1.37 gr/c
BL 7 5/8”
@ 3044.09 M
P.I:
3655.24 mts7 5/8”, 39 Lb/P, P-110, HD-SLX
a 3698.5 M
(80 °C Reg. Cable)
MARCA RADIACTIVA 2,648.23 MTS
MARCA RADIACTIVA 3110.23 MTS
Cima teórica de cemento
1.90 gr/cc @ 3,498.5 M
Operación actual: Con sarta de limpieza a 3650 m en espera de calma marinac p/ acoderar Bco. lodero.
Siguiente operación: Acoderar Bco. lodero + Efectuar desplazamiento por agua de mar + lavado de pozo.
Situación Actual
81
Programa de Barrenas
Situación Actual
82
Tiempos
Fuente: PEMEX
Situación Actual
83
Diferencia total 58 hrs = 2.42 días fuera de programa
Generados por: Condiciones climatológicas (25.5 hrs)
Abastecimiento de materiales (22hrs)
Situación Actual
84
Diferencia total 51 hrs = 2.12 días fuera de programa
Generados por: Condiciones climatológicas (25.5 hrs)
Abastecimiento de materiales (22hrs)
Reducción en tiempo durante Jetteo 8hrs
Diferencia total 94.5 hrs = 3.94 días fuera de programa
Generados por: Condiciones climatológicas (25.5 hrs)
Abastecimiento de materiales durante mov. (22hrs)
Pobre desempeño de bna 28” (rop=14 vs 20 m/h )=25.5 hrs
Abastecimiento de lodo =21.5 hr
Situación Actual
85
Diferencia total 210 hrs = 8.75 días fuera de programa
Generados por: Condiciones climatológicas (25.5 hrs)
Abastecimiento de mat. durante mov. (22hrs)
Pobre desempeño de bna 28” (rop=14 vs 20 m/h )=25.5 hrs
Abastecimiento de lodo 1.7 gr/cc=21.5 hr
Introducción de riser con firing =23 hr
Acondicionamiento de fluido de 1.17 a 1.22 gr/cc=10 hr
Situación Actual
86
Tiempos NO Productivos
Situación Actual
87
88
V. INCORPORACIÓN DE TÉCNICAS Y TECNOLOGÍAS
Cabezal Submarino DMS-700 18 ¾” 15M. Vetco Gray.
Drilling Ahead.
Sistema Pump and Dump.
Jeteo de conductores de 36”.
Landing sub.
Prueba de goteo con sensores PWD.
Generación de seudo registros sintéticos.
LWD (rayos gamma, resistivo y sónico) y APWD.
Barrena de 28”, para la etapa de 30”.
Incorporación de Técnicas y Tecnologías
89
Cabezal Submarino DMS-700 18 ¾” 15M. Vetco Gray
Características
Mayor resistencia al pandeo.
Capacidad para colgar Tuberías intermedias.
Utilización del sistema Drill Ahead.
Beneficios
Flexibilidad en diseño y asentamiento de TR’s.
Reducción de riesgos operativos.
Incorporación de Técnicas y Tecnologías
90
Sistema Drilling Ahead
Características
Permite el jetteo convencional.
Reduce viajes de tubería.
Beneficios
Reducción en tiempos de jetteo.
Ahorro en tiempo de equipo.
Incorporación de Técnicas y Tecnologías
91
Sistema Pump and Dump
Características
Utiliza mezclador de lodo.
Genera densidad requerida mediante la mezcla de lodo.
Beneficios
Reducción en volumen de lodo.
Profundización de TR superficial.
Incorporación de Técnicas y Tecnologías
92
Jetteo de conductor con barrena de 28‘’
Características
Mayor volumen de roca removido por la barrena, durante el jeteo.
Relación área interna vs área seccional 92%.
Beneficios
Reducción en tiempo de jetteo.
Ahorro en Tiempo equipo.
Incorporación de Técnicas y Tecnologías
93
Landing sub en TR de 20” x 16”
Características
Permite colgar tuberías intermedias.
Optimizar los asentamientos de TR´s.
Beneficios
Flexibilidad para el asentamiento de TR.
Ahorro en Tiempo equipo.
Incorporación de Técnicas y Tecnologías
94
Utilización de PWD durante la Prueba de goteo
Características
Utilización de sarta de perforación.
Optimizar los asentamientos de TR´s.
Beneficios
Exactitud en la medición de presión de goteo.
Reducción de problemas operativos y pérdidas de lodo.
Incorporación de Técnicas y Tecnologías
95
Generación de seudo registros para seguimiento en Tiempo real
Características
Creación de un modelo de correlación a partir de información sísmica, curvas TZ,
marcadores estratigráficos y Registros Geofísicos del pozo de correlación (NOXAL-
1).
Generar seudo-registros predictivos (GR, Sónico, Porosidad).
Beneficios
Predecir la distribución litológica y propiedades petrofísicas probables.
Identificar las secciones para ajustar asentamientos de tuberías de revestimiento.
Predecir el modelo de distribución de presiones de poro, gradientes de fractura y
curva de sobrecarga.
Incorporación de Técnicas y Tecnologías
96
LWD (rayos gamma, resistivo y sónico) y APWD.
Características
Permite ajustar el modelo de geopresiones en tiempo real.
Beneficios
Optimizar los asentamientos de TR´s.
Disminuir problemas operativos por perdidas de circulación.
97
CONCLUSIONES
Como ya lo vimos, una buena planeación del diseño de un pozo consiste en
planificar adecuadamente todas y cada una de las partes que intervendrán en la
perforación, así como prever los posibles problemas a los cuales nos podríamos enfrentar
durante la perforación.
La correcta planeación nos evitará muchos problemas, pérdidas de tiempo y dinero
y sobre todo nos dará una mejor productividad. Un pozo bien diseñado nos podría
también ayudar a la correlación de pozos, para así, en un futuro poderlos ocupar como
pozos de correlación y así poder optimizar el diseño de pozos cercanos al que acabamos
de diseñar y perforar.
La perforación debe estar correctamente planificada y desarrollarse de acuerdo a
los parámetros de diseño, de esta manera podremos optimizar la perforación y en poco
tiempo podremos estar produciendo en ese pozo.
Al optimizar la perforación el tiempo de perforación se minimiza y nuestro pozo en
poco tiempo estará produciendo, obteniendo así ganancias.
Recordemos que en la producción de hidrocarburos el tiempo es dinero.
RECOMENDACIONES
Como se analizó en los capítulos anteriores, se deben tomar en cuenta todas las
posibles contingencias para disminuir los tiempos y así minimizar los costos de
perforación por renta de equipo.
Manejar de mejor forma la logística de entrega de materiales.
Tomar registros en tiempo real, siempre que sea rentable hacerlo.
No temer el desarrollo de nuevas técnicas y tecnologías.
98
BIBLIOGRAFÍA
Neal J. Adams / Drilling Enginnering
Terzaghi, K. / Theoretical Soil Mechanics, John Wiley & Sons, Inc., New York
(1943).
Eaton, Ben A. / Graphical Method Predicts Geopressures Worwide.
Fertl, W. H. / Abnormal Formation Pressure
Smith, D. K. / Cementing,
Tejeda, A. J. / Ingeniería de Cementaciones
Un siglo de la Perforación en México
Programa de perforación del pozo Leek-1
Seguimiento y Evaluación, Proyecto Leek-1 / PEMEX