tecnología de perforación schlumberger drilling school

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TECNOLOGIA DE PERFORACION

Tabla de Contenido

Sección 1

Sección 2

Sección 3

Sección 4

Sección 5

Sección 6

Sección 7

Sección 8

Sección 9

Sección 10

Sección 11

Sección 12

Sección 13

Sección 14

--------------

Que es Construcción de Pozo?

Diseño de Pozo

Barrenas de Perforación

Diseño de la Sarta de Perforación

Fluidos de Perforación y Completación

Limpieza de Pozo

Diseño de Tubería de Revestimiento

Cementación

Perforación Direccional y Registro deinclinación y rumbo

Evaluación de Formaciones

Problemas de Perforación

Avances de Tecnología de Perforación

Equipo de Completación

Perforación Técnica Limitada (TLD)

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Sección 1

Qué es Construcción de Pozo?

Sección 1

1.0 Introducción1.1 Evaluación Geológica1.2 Perspectiva Geofísica1.3 Pozos Exploratorios1.4 Pozos de Evaluación1.5 Pozos de Desarrollo2.0 Otorgamiento de Licencias3.0 Legislación4.0 Organización de la Compañía Operadora4.1 Exploración4.2 Construcción de Pozo4.3 Ingeniería Petrolera4.3.1 Geología Petrolera4.3.2 Petrofísica4.3.3 Ingeniería de Reservorio4.3.4 Tecnología de Producción4.3.5 Operaciones4.3.6 Actividad Económica4.4 Servicios a Pozo4.5 Producción

ANEXO 1Tipos de Evaluación Geofísica1.0 Evaluación Magnética2.0 Evaluaciones Gravitacionales3.0 Evaluaciones Sísmicas3.1 Método de Reflección Sísmica3.2 Método de Refracción Sísmica3.3 Interpretación de Resultados Sísmicos

SECCION 1 Que es Construcción de Pozo? Pág. 1 de 12

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1.0 INTRODUCCIONLa evaluación y el desarrollo de los reservorios de petróleo y gas es un proceso complejo querequiere de la interacción de numerosas y distintas disciplinas. Construcción de Pozo juega unaparte primordial en este proceso, ya que es responsable de construir el conducto desde elreservorio hasta la superficie.

El proceso de exploración de petróleo y gas puede ser dividido en cierto número de operacionessucesivas, cada una más costosa y más compleja que la anterior y cada una generando data demayor calidad. En adición, y al final de cada operación la data es revisada y el procesoenmendado o finalizado, según se requiera.

Los componentes principales son: Evaluación Geológica Perspectiva Geofísica Exploración de Perforación Evaluación de Perforación Desarrollo de Perforación

1.1 Evaluación GeológicaLa data geológica conocida de una región, es revisada. Los Cuerpos Gubernamentales tienen unparticular interés en la economía geológica de su territorio soberano y usualmente aplican leyesque mantienen una base de datos de toda la actividad geológica dentro del territorio. Estosignifica que la data que fue determinada durante la exploración de un recurso mineral enparticular, estará disponible para otros exploradores. Es obvio que regiones del mundo con fácilacceso, han sido explorados con mayor detalle.

El objetivo es identificar el tipo de rocas en las cuales se pudiera haber acumulado petróleo ygas. Estas son rocas sedimentarias y la secuencia de aparición de las rocas pudiera estarrelacionada a otras secuencias en las cuales gas y petróleo ya ha sido localizado.Desafortunadamente los patrones en deposición no son confiables, aun cuando los patrones enun área podrían ser similares a aquellos en los que se ha encontrado petróleo y gas, pocaconfianza puede ser depositada en que contengan la estructura correcta para atrapar petróleo ygas e igualmente, que realmente contengan petróleo y gas.

En tierra, una evaluación geológica de características de superficie puede ser conducida paraconfirmar la prognosis geológica o para cubrir los detalles faltantes en evaluaciones existentes.

Costa afuera esto puede hacerse con una perforación poco profunda.

1.2 Perspectiva GeofísicaLa perspectiva geofísica es la aplicación de los principios de la física al estudio de la geología desubsuelo.

La perspectiva geofísica realza la información geológica ya conocida, sobre una formación. Elobjetivo es separar las rocas de basamento (aquellas que fueron formadas primero y sobre lascuales se habrán formado, subsecuentemente, las cuencas sedimentarias) de las rocassedimentarias, ya que el petróleo y el gas se forman en este tipo de rocas. Los métodosgeofísicos pueden ser utilizados para medir el grosor de los sedimentos y la forma de lasestructuras dentro de los mismos.

Las evaluaciones geofísicas pueden ser divididas en dos categorías principales:

1. Evaluaciones de reconocimiento para destacar posibles áreas de interés en donde existansedimentos y la posibilidad de existencia de trampas estructurales.


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2. Evaluaciones detalladas para definir la localización de pozos, para probar estructurasespecíficas.

Los métodos geofísicos comúnmente utilizados son: Evaluaciones magnéticas, que miden las anomalías en el campo magnético de la tierraproducido por las propiedades magnéticas de las rocas del subsuelo. Evaluaciones de gravedad, que miden las anomalías en el campo gravitacional de la tierra,producido por la densidad de las rocas del subsuelo. Evaluaciones de sísmica, que miden el tiempo que toman las ondas de sonido en viajar através de las rocas del subsuelo.

Las evaluaciones magnéticas y de gravedad son generalmente, métodos de reconocimiento.

Las evaluaciones sísmicas son generalmente evaluaciones detalladas.

La data no depurada de una evaluación sísmica es manipulada electrónicamente y producidacomo una sección sísmica. Esta es entonces interpretada para así determinar la profundidad y eltipo de rocas presentes en el subsuelo y las estructuras. Estas no contienen información delcontenido del fluido de la roca.

Sesión Sísmica Típica

Información adicional sobre técnicas de evaluaciones geofísicas se encuentra anexa comoreferencia, al final de esta sección.


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1.3 Perforación Exploratoria de PozoBasado en la interpretación de los estudios geológicos y geofísicos, se podría tomar la decisiónde realizar una perforación exploratoria. La localización del pozo es planificada para cruzar lascaracterísticas identificadas por las evaluaciones geofísicas. Los cortes del pozo son analizadospor un geólogo en la locación, para así construir un modelo geológico del área. Al perforar elpozo se corren registros eléctricos antes de que se haya colocado la tubería de revestimiento enel pozo. Estos registros miden la radiación natural y el potencial eléctrico de los sedimentos, asícomo la resistencia y el tiempo de viaje sónico. La corrida de los registros depende de lageología de cada sección del pozo; los sedimentos que contengan hidrocarburo son registradoscon mayor detalle. La información geológica y la información de los registros es utilizada paradeterminar si existen zonas contenedoras de hidrocarburo. En caso de que existan, la naturalezay cantidad de hidrocarburo, las propiedades de flujo y la presión de las zonas contenedoras dehidrocarburo deberán ser valuadas, así como la profundidad a la que existe, el grosor de la zonay la presencia de un acuífero.

Evaluación de formación, es el término utilizado para cubrir esta actividad, no obstante lastécnicas utilizadas varían notablemente.

Rutinariamente se conduce una Multiprueba de Formación (RTF). Una herramienta es bajada alpozo y es posicionada contra un lado del agujero descubierto. Esta podrá medir la presión de losporos (la presión en los poros de la formación) a esta profundidad y tomar una muestra del fluidode formación. La herramienta es entonces liberada del lado del agujero descubierto yreposicionada para tomar otra lectura de presión.

Las presiones y profundidades pueden ser correlacionadas para examinar la densidad del fluido(por lo tanto el tipo de fluido) y el perfil de la presión de los poros contenidos en la formación.Estos resultados identifican las zonas que contienen hidrocarburo, pero no la capacidad ni lapermeabilidad de la formación. Esto se logra por medio de una prueba de producción con sartade perforación (DST) (ya que la tubería de perforación es utilizada como conductor de fluidodurante la prueba). Estas son pruebas muy sofisticadas que permiten que secciones de laformación fluyan como si estuvieran en producción. Durante la prueba, la presión en el fondo delpozo, los cambios de flujo en la superficie y la composición de los fluidos producidos, es medida.

Esto indica el volumen de hidrocarburo en la zona bajo prueba y la capacidad de flujo opermeabilidad de la zona. Estas pruebas podrían durar entre 8 y 24 horas y la data(especialmente en pozos exploratorios) se maneja confidencialmente. Estas pruebas son muycostosas y si son aunadas al costo de perforación del pozo, representan una inversiónimportante.

La data del pozo exploratorio (aun cuando este haya estado seco) son revisadas y se tomara ono la decisión de perforar pozos evaluatorios.

1.4 Perforación Evaluativa de PozoEl objetivo de la evaluación de perforación de pozo es el delinear los límites del reservorio. Por logeneral, si una perforación exploratoria de pozo ha encontrado formaciones económicamenteinteresantes, una perforación evaluativa de pozo es realizada en sucesión, generalmente haciael norte, sur, este y oeste de la locación, idealmente para cruzar los contactos entre el petróleo yel agua y el petróleo y el gas (en caso de que los mismos estén presentes). La localizaciónexacta de los pozos no puede ser planificada (o no habría necesidad para realizar la evaluación)y la data de cada pozo es revisada y la localización del próximo pozo evaluativo será cambiadaen concordancia. Los registros y pruebas (logging and testing) de los pozos evaluativos sonbásicamente del mismo formato que los de un pozo exploratorio.

1.5 Desarrollo de Perforación de Pozo


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En caso de que resultados de los pozos evaluatorios sean estimulantes, se comenzara unprograma de desarrollo para el campo. Este programa especificara la cantidad y la localizaciónde los pozos de desarrollo que serán perforados para cubrir todo el campo, para así permitir laproducción e inyección desde o hacia las formaciones. Los pozos de desarrollo podrán, o no,incluir el pozo exploratorio y los pozos evaluativos. Al ser perforados los pozos, serán registradosy probados, la data que aumenta el modelo geológico de la formación y modificado el modelo deflujo del reservorio. El numero de pozos de desarrollo dicta el tamaño requerido de la plataformay la cantidad de equipo adicional a ser utilizado (instalaciones de inyección de agua, etc.). Losestimados del tamaño del reservorio y el programa de desarrollo de perforación de pozopermiten la determinación del perfil de producción del campo. Esto es significativo desde el puntode vista de ingeniería, ya que establece el programa de trabajo envuelto en llevar el reservorio aproducción y los trabajos remédiales o con equipos de reparación, esperados durante la vida delcampo. También establece el programa financiero para el campo, ya que indica el flujo de cajaasociado con la producción del campo. Aunando a los costos exploratorios, un estimado de laganancia bruta del campo puede ser establecida y así como también, los requerimientosfinancieros (ya sea pedir prestado el dinero o producir ganancias para resarcir prestamos)durante la vida del campo. Como parte de esto, las reservas deben ser calculadas. Estas no soncifras establecidas, ya que la adquisición de data y la revalorización de las reservas estarelacionada con el gasto de perforación de los pozos de desarrollo y la data generada, segúnvaya produciendo el reservorio.

2.0 Otorgamiento de LicenciasA fines de controlar las actividades de las compañías envueltas en la exploración y desarrollo delas reservas de petróleo y gas, las gobernaciones normalmente venderán o arrendaran losderechos para buscar hidrocarburos en su territorio soberano. Este acuerdo de otorgamiento delicencias, trabaja de muchas y diversas maneras, dependiendo del lugar en el mundo en dondela operación se esta realizando.

3.0 LegislaciónLa legislación varia de país en país, de modo que siempre es prudente revisar las reglas yregulaciones aplicables al área en particular, en la que se esta trabajando. En adición, seránecesario lidiar con cierto número de cuerpos gubernamentales.

Como

regla general siempre habrá un requisito para lo siguiente:Evaluación del Impacto AmbientalAprobación de la locación de un Equipo de perforaciónAprobación para Perforar un PozoAprobación para Completar un PozoAprobación para Abandonar definitiva o temporalmente un PozoAspectos de Seguridad y Documentos de Inicio

4.0 Organización de la Compañía OperadoraLa interacción de la exploración, perforación, ingeniería petrolera y personal de produccióndentro de una organización es un factor primordial en la transferencia eficiente de información ypor lo tanto el entendimiento de un proyecto en específico. Cada compañía petrolera tiene supropia estructura organizacional y formas de llevar sus negocios.

En algunos casos, los grupos anteriormente indicados, forman distintos departamentos dentro dela organización, y por tanto en otros, la estructura evoluciona desde un número limitado de


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departamentos y por lo tanto envolverá una combinación de grupos, así como exploración eingeniería petrolera o servicios de pozo y producción.

Una estructura típica incluye geología/geofísica, construcción de pozo, la cual incluye ingenieríade pozo y operaciones de perforación, ingeniería petrolera, servicios a pozo y producción queincluye operaciones de mantenimiento y planificación. Queda claro que el rango de disciplinasenvueltas en ingeniería petrolera es bastante extenso y en muchas situaciones, este extensorango de capacidades es utilizado para coordinar a través del lapso de tiempo de las fases deexploración, desarrollo y producción.

4.1ExploraciónEl departamento de exploración será el responsable de identificar estructuras a considerar parael desarrollo y de proveer un mapa de subsuelo y modelado del reservorio en concordancia conel incremento de data que se hace disponible durante el programa de desarrollo. Los serviciosdel departamento de desarrollo serán requeridos nuevamente, para guiar la selección final de lalocalización de pozos en el plan de desarrollo, en conjunción con los ingenieros de reservorio,dentro de ingeniería petrolera, quienes valuaran el recobro de petróleo o gas de la estructuracomo una función de las localizaciones finales de pozo.

4.2 Construcción de PozoEl departamento de construcción de pozo es responsable de la segura y eficiente perforación delpozo para así definir objetivos y locaciones identificadas por ingeniería de exploración eingeniería petrolera. Además son responsables de asegurar que todo el trabajo evaluativo esconducido de manera segura y en concordancia con los requerimientos de los otrosdepartamentos. En este contexto, habrá generalmente, dos funciones específicas dentro deconstrucción de pozos: expertos en operaciones, que son responsables día a día por lasupervisión y planificación de pozos individuales e ingeniería de pozo, que será responsable porla adaptación y desarrollo de nueva o mejorada tecnología, a ser incluida en los programas deperforación.

4.3 Ingeniería PetroleraIngeniería Petrolera es una disciplina extensa que tiene una prolongada incisión en la evaluacióny el desarrollo del reservorio.

4.3.1 Geología PetroleraNormalmente habrá especialistas geólogos dentro del departamento, quienes trabajaran deforma cercana con los petrofísicos y los ingenieros de reservorio, para asegurar que lalocalización de pozos individuales y el proceso de evaluación, sean manejados de una maneraeficiente. Además serán responsables de producir la información necesaria para mejorar elmodelo de reservorio desarrollado por la compañía.

4.3.2 PetrofísicaUn petrofísico es responsable de recomendar los registros eléctricos que serán corridos en losagujeros descubiertos de pozos individuales y de los análisis de estos registros y además seráresponsable de producir información referente a la estructura del reservorio y a la composicióndel fluido. Esta función es por lo tanto crucial para asegurar que los pozos exploratorios y dedesarrollo produzcan la información requerida para proveer detalles dentro del modeloestructural geológico.

4.3.3 Ingeniería de ReservorioLa ingeniería de reservorio es una amplia disciplina y como tal los ingenieros de reservorio seránresponsables de las siguientes áreas de tecnología:(1) Las propiedades y comportamiento de los fluidos del reservorio.(2) La respuesta de la roca del reservorio al proceso de producción.(3) Establecer la respuesta de un reservorio a un proceso de producción o depletación.


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(4) Identificar y recomendar las vías, por medio de las cuales la recolección del petróleo puedaser realzada o mejorada, es decir, por medio de mantenimiento de presión o por medio derecolección realzada de petróleo.En términos generales, el ingeniero de reservorio es responsable de asegurar que la energíadisponible en el reservorio y dentro de los fluidos, sea totalmente utilizada para así maximizar elpotencial de recolección del reservorio.

4.3.4 Tecnología de ProducciónEl técnico o ingeniero de producción, es responsable del agujero descubierto del pozo y delequipo de completación instalado en el mismo e igualmente de las consecuencias de producciónen términos de los fluidos del reservorio, es decir, la tendencia de escala, cera o deposición deasfalteno. En el ciclo de evaluación y desarrollo de reservorio, los técnicos de producción severán altamente envueltos en el diseño y selección de equipo que será instalado dentro delagujero descubierto del pozo, el cual deberá resistir las condiciones operativas y los fluidos, peroen términos extensos de desarrollo del reservorio, el técnico de producción estará encargado delmantenimiento de los pozos a su máxima eficiencia operativa, asegurando que la mayorrecolección, sea alcanzada. Esto tal vez requiera de la implementación de equipos de reparacióna fines de corregir problemas mecánicos o de reservorio lo cual podría resultar en unaproducción continua.

4.3.5 OperacionesEl grupo de operaciones dentro de ingeniería petrolera provee el vinculo necesario entre losgrupos operacionales dentro de construcción de pozo, quienes serán responsables de laperforación de los pozos exploratorios y de desarrollo y de la evaluación y de los especialistastécnicos dentro de ingeniería petrolera, para quienes el pozo es perforado para aportar lainformación necesaria para el modelado del reservorio. Debido a esto la sección de operaciones,requiere un conocimiento detallado del papel que juega construcción de pozos e igualmente dela variedad de disciplinas que comprende ingeniería petrolera, para así asegurarse de quepueden proveer la efectiva coordinación requerida.

4.3.6 Actividad EconómicaEl papel que juega la actividad económica es fundamental para la evaluación, desarrollo yabandono de reservorios y pozos, Es visto como la vía por medio de la cual la informacióntécnica puede ser transmitida a términos gerenciales para así permitir la toma de decisiones conrespecto a la futura inversión o al abandono de proyectos.

4.4 Servicios a PozoEl papel que juega servicios a pozo, es el de especificar y preparar el equipo de completaciónpara su instalación dentro del agujero descubierto del pozo y luego conducir trabajos remedialesperiódicos dentro del agujero descubierto del pozo para reemplazar componentes defuncionamiento defectuoso.

4.5 ProducciónEl departamento de producción es responsable por la continua producción de fluidos provenientedel reservorio. Su responsabilidad es por lo tanto, monitorear y controlar la producción, de formaque se maximice la recolección de reservas del reservorio. La planificación de gastos demesetas de producción, son frecuentemente basadas en modelos de reservorio generados poringeniería de reservorio dentro de la sección de ingeniería petrolera y será implementada por eldepartamento de producción. Puesto que el departamento de producción es responsable de lospozos de desarrollo una vez que estos están en producción, es su responsabilidad el asegurarque los pozos sean mantenidos en su más alta capacidad operativa y como tal será responsablede coordinar todo el trabajo de mantenimiento requerido dentro de la plataforma y también en lospozos individuales.


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ANEXO 1

TIPOS DE EVALUACION GEOFISICA

1.0 Evaluaciones MagnéticasLas rocas ígneas y metamórficas del complejo de basamento son magnéticas en gradosvariables y crean anomalías en el campo magnético de la tierra. Las rocas sedimentarias sonprácticamente no-magnéticas y las mediciones magnéticas en o sobre la superficie de una pozasedimentaria son, por lo tanto, separadas de la fuente de anomalía por el grosor de lossedimentos. Debido a que la magnitud de una anomalía es relacionada con la distancia a que seencuentra de su fuente, el método puede ser utilizado para deducir el grosor de los sedimentossobrepuestos al basamento. Las evaluaciones magnéticas también podrían revelar as mayorestendencias teutónicas del basamento. Debido a que la lava fluye y los invasores ígneosusualmente tienen fuertes efectos magnéticos, su presencia en los sedimentos, puede serdetectada mediante este método.

El campo magnético de la tierra es muy débil, variando de 60,000 gammas en una direcciónvertical y en los polos magnéticos a aproximadamente la mitad de esta intensidad en unadirección horizontal, en el ecuador magnético.

El campo magnético entre los polos de un pequeño magneto en forma de herradura, esaproximadamente 1000 veces la fuerza del campo magnético de la tierra. La magnitud deanomalías que son significantes en las exploraciones petroleras varía desde unos cuantosgamas hasta unos cuantos cientos de gamas.

Las anomalías son medidas con medidores magnéticos suspendidos desde una aeronave,volando a una altitud específica a través de líneas de vuelo especificas, que podrían estar a unamilla de distancia o hasta a 20 millas de distancia una de otra, dependiendo de la resolución dela evaluación. Los instrumentos podrían medir anomalías hasta unos cuantos cientos degammas. Grabaciones continuas del campo magnético, son realizadas durante la evaluación, ylecturas desde un medidor magnético de fondo aseguran que no existan tormentas magnéticas,durante la evaluación.

Los resultados son corregidos por variaciones en el campo magnético de la tierra y efectos delsol, por errores en el procedimiento de evaluación y por efectos regionales conocidos. Seconstruyen mapas con contornos para mostrar las anomalías. En circunstancias favorables,alguna indicación de la estructura de basamento, podría ser obtenida junto con la separación deefectos cercanos a la superficie y al basamento.

2.0 Evaluaciones GravitacionalesLas evaluaciones gravitacionales miden el efecto de las variaciones de densidad de las rocas delsubsuelo en el campo gravitacional de la tierra. Las rocas de basamento, tienen, en general, unamayor densidad que los sedimentos sobrepuestos y en donde este sea el caso, son grabadosvalores gravitacionales anormalmente altos, cuando las rocas de basamento llegan a lasuperficie.

Contrariamente, son grabados valores gravitacionales bajos, sobre depreciaciones en lasuperficie del basamento. Las evaluaciones gravitacionales pueden, por esto, ser utilizados paradelinear el desarrollo sedimentario de la poza y mostrar tendencias estructurales en la misma.Las variaciones en la densidad también ocurren en las rocas sedimentarias y cuando las rocasmás antiguas y densas son traídas cerca de la superficie en los núcleos de anticlinales y otrasestructuras, valores gravitacionales anormalmente altos, son grabados.


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La densidad de la sal es usualmente menor que la que rodea las rocas circundantes y valoresgravitacionales anormalmente bajos son frecuentemente asociados con estructuras de sal comopor ejemplo, cúpulas de sal.

El campo de gravedad de la tierra varía desde 983.221 gals en los polos, a 978.048 gals en elecuador. Como anomalías en el orden de 0.001 gal pueden ser significativas en la exploraciónde petróleo, la unidad de medida de gravedad es el miligal. Los medidores de gravedad soninstrumentos sensitivos que pueden medir cambios de gravedad de 0.01 miligal, es decir, unaparte en un millón del campo gravitacional de la tierra.

La altura del instrumento debe ser conocida para cada lectura, al igual que el procedimiento enconsumo de tiempo en terreno escabroso. Los evaluadores de barco guardan el instrumento enuna plataforma giroscopicamente estabilizada, para así minimizar el movimiento del barco.

La evaluación es conducida a través de un número específico de recorridos, espaciados desde0.5 hasta 1 milla.

Las lecturas son corregidas por latitud, topografía y variaciones diurnas y son ploteados en unmapa delineado para mostrar las variaciones en el campo magnético. La interpretación de lasanomalías depende del conocimiento de las formas de las estructuras del subsuelo. Estainformación es desconocida durante la exploración y por lo tanto la data de la evaluación degravedad es usualmente utilizada para proveer guías para exploraciones geofísicas adicionales ofuturas.

3.0 Evaluaciones SísmicasEl estudio de la forma y acontecimiento de ondas de terremoto grabadas por sismógrafos hansido la fuente principal de conocimiento de la constitución del interior de la tierra. Utilizando untipo especial de sismógrafo o geofono, las evaluaciones sísmicas exploran la estructurageológica en la sección sedimentaria de la tierra, grabando los movimientos del fondo de la tierraproducidas por explosiones creadas por el hombre.

Las ondas creadas por las explosiones son reflejadas de regreso a la superficie de la tierra pormedio de discontinuidades elásticas que ocurren en cambios de los tipos de rocas, en lossedimentos. Las evaluaciones sísmicas son divididas en dos categorías dependiendo del caminotomado por las ondas en los sedimentos entre la explosión y los geofonos. Estas sondenominadas los métodos de "reflección" y "refracción".

Las evaluaciones sísmicas proveen información más detallada sobre la forma y profundidad delas estructuras del subsuelo, que cualquiera de los otros métodos geofísicos. Estos son losmétodos más frecuentemente utilizados en la exploración de petróleo y gas.

Ambos métodos sísmicos miden el tiempo tomado por las ondas para viajar desde la explosión opunto de disparo, hasta los geofonos. Los tiempos raramente son mayores a 6 segundos y sonmedidos a miles por segundo. La información es grabada en cinta magnética en el campo y lascintas son subsecuentemente procesadas en un centro de procesamiento de datos.

3.1 Método de Reflección SísmicaLa evaluación reflectiva es en principio similar al proceso de “sonido-eco” (echo sounding) en elmar, en donde una señal acústica es transmitida desde un barco y reflejada por el fondo del mar,de regreso a la superficie. El tiempo tomado por la señal para regresar a la superficie esconvertido a la profundidad del mar de la velocidad conocida de la señal en el agua.

Los horizontes reflectivos en evaluaciones sísmicas ocurren al haber cambios en lascircunstancias de las formaciones geológicas y estas usualmente no están tan bien definidascomo el fondo del mar.


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Igual y generalmente existen muchos cambios de formación dentro de la sección sediment aria,de modo que un record de reflección sísmica podría contener varias reflexiones, siendo por lotanto mas complicado que un record de sonido-eco.

La energía reflejada es grabada por grupos de geofonos colocados en el fondo en espacios deintervalos iguales (a 50 o 100 metros de distancia) a través de la línea. El numero de gruposutilizados para grabar cada disparo debe ser de 24, 48 o tan alto como 96 y por lo tanto el largode expansión con 50m de espaciado entre grupo de geofonos varia desde 1200m hasta 4800m.Los movimientos de fondo resultantes de la energía liberada por el disparo causa que losgeofonos generen pequeños impulsos eléctricos, que son llevados por cable a una estación degrabación convenientemente localizada, en donde los impulsos de cada uno de los grupos sonamplificados y grabados de forma digital en una cinta magnética. Un monitor de grabación enpapel fotográfico, también es utilizado a fines de revisar que una grabación satisfactoria seatomada. El punto de disparo puede ser localizado ya sea en el centro o de un lado de laexpansión.

Los geofonos graban todos los movimientos del fondo y un grabado de fondo es complicado porlos efectos de movimientos extraños de fuentes naturales y hechas por el hombre y por eldisparo en si.

Estos movimientos, que son llamados "ruido", tienden a obscurecer la energía reflejada. Lastécnicas de campo están diseñadas para minimizar el ruido en la grabación y resaltar lasreflexiones. El ruido que afecta una grabación de reflección puede ser reducido variando elnumero y el espacio de los geofonos de un grupo, empleando una patente de agujeros dedisparos en vez de uno solo y por medio del uso de filtros eléctricos en los amplificadores. Sinembargo, la mayor mejora de señal en proporción al ruido es obtenida por el uso de coberturamúltiple de disparar al "punto común de profundidad" (CDP), como es comúnmente denominado.Esta técnica es ahora utilizada en evaluaciones de reflección, casi a nivel universal.

En esta técnica el punto de disparo y las estaciones de geofonos, son movidos a lo largo de lalínea entre disparos y por lo tanto múltiples registros son obtenidos, correspondiendo los mismosa reflexiones de los mismos puntos del subsuelo, i.e., CDP's. El número de estaciones por mediode las cuales la fuente y las estaciones de geofonos son movidas a lo largo de la línea entredisparos, determina la multiplicidad de cobertura. Los registros correspondientes a cada puntocomún de profundidad son adicionados unos a otros durante el proceso de la data, para asíresaltar las reflexiones y dejar por fuera los ruidos fortuitos.

A pesar de que el método de reflección sísmica puede ser utilizado para ambos, evaluaciones demarinas y de tierra, los diferentes problemas asociados a ellos, requieren diferentes técnicasoperacionales.

En tierra, la fuente de energía es normalmente una pequeña carga explosiva detonada en unagujero perforado a poca profundidad, pero fuentes de disminución de peso y placas vibratorias,también pueden ser encontradas. Estas tienen mucho menos energía que una carga dedinamita, pero la adición de señales provenientes de las repetidas caídas o vibraciones, mejorala señal en proporción al ruido, para compensar por ello. El cable del geofono esta conectado porsecciones de modo que se pueda utilizar la técnica de “rodar a lo largo” ("roll along"), en la cualla ultima sección de registro puede ser movida al frente y de esta manera mover la expansión alo largo de la línea.

El método de reflección sísmica ha sido adaptado, con mucho éxito, a la exploración en áreasmarinas. Las operaciones de registro y disparo pueden ser conducidas desde un solo barco, elcual guarda los instrumentos de registro y remolca un cable neutral flotante que contiene losgeofonos.


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En los trabajos en el mar, las fuentes de energía utilizadas son, por lo general, fuentes de no-dinamita, tales como aire comprimido o gases que explotan bajo agua o una descarga eléctricaque explota bajo agua. Estas fuentes son remolcadas en la parte trasera del barco a unaprofundidad adecuada, debajo de la superficie del mar.

Bajo condiciones climáticas favorables, las evaluaciones pueden llevarse a cabo con mayorvelocidad en el mar que en tierra, debido a que la perforación de agujeros de disparo eseliminada y la expansión de geofonos se mueve continuamente a lo largo de la línea.

Como en todas las evaluaciones geofísicas, el posicionamiento exacto de la instalación es unaparte importante e integral de la operación, y en el mar, uno de los soportes del radio denavegación, así como lo es el sistema Decca, es generalmente utilizado en conjunción con elsistema de navegación satelital.

La data sísmica es registrada en forma de cinta magnética y el procesamiento de la data esrealizada por medio de computadores. Todos los procesos estandarizados que son aplicados alos registros de reflección antes de la interpretación de los resultados, pueden ser manejados pormedio de computadores. Los resultados son presentados como sesiones sísmicas por medio delos sedimentos y operadores especializados pueden entonces, interpretar esto para determinarlas estructuras.

3.2 Método de Refracción SísmicaUna porción de la energía sísmica de un disparo es refractada a las discontinuidades elásticasque ocurren dentro y en la base de la sección sedimentaria. Cuando la formación bajo unadiscontinuidad tiene una velocidad de onda mayor a las formaciones superpuestas, las ondasson refractadas a lo largo de la formación de mayor velocidad y proporcionan aumento a lasondas que regresan a la superficie de la tierra. Las ondas son detectadas en la superficie porgeofonos y registradas con equipo similar al utilizado para evaluaciones reflectivas.

La distancia entre el disparo y el regreso de las ondas a la superficie, depende de la profundidadde la formación refractaria. Cuando la sección refractaria contiene un número de formacionesrefractarias a velocidad que va en incremento a profundidades mayores sucesivas, las ondas decada formación son registradas en curva, a medida que se incrementa la distancia desde eldisparo. Al seleccionar el disparo apropiado para la distancia de expansión del geofono ymoviendo ambos, el disparo y la expansión a lo largo de la línea, se obtiene continua coberturadel subsuelo del horizonte refractario. La profundidad y forma puede ser calculada desde eltiempo de viaje registrado, a lo largo de la línea.

Una expansión de refracción es colocada en línea con el punto de disparo, con los geofonosespaciados a igual distancia, a lo largo de la expansión. La distancia entre las estaciones degeofonos es generalmente de 1000 pies y una expansión de 24 geofonos cubre una distanciacercana a las 5 millas. Las observaciones refractarias se realizan a distancias de 15 millas o máscuando una formación profunda esta presente en el mapa y a esta distancia un máximo de 3toneladas de explosivo serán requeridas, para dar la refracción apropiada.

3.3 Interpretación de Resultados SísmicosEl objetivo de la evaluación sísmica es la localización y detallado de trampas estructurales enlas cuales se podría haber acumulado el petróleo.

El programa inicial de líneas sísmicas depende del conocimiento existente del área y podríavariar desde líneas de reconocimiento bastamente espaciadas sobre un territorio desconocido ono-explorado, hasta una evaluación detallada para asistir en la locasión de pozos de desarrollo.Es usual el agregar líneas al programa, ya sea mientras se produce el trabajo o comoseguimiento de los resultados de la primera evaluación.


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En el caso de evaluaciones sísmicas marinas, esto se hace a posteriori, ya que el trabajo decampo es muchas veces concluido varias semanas antes de que los resultados puedan serprocesados e interpretados. Una vez que los registros de campo han sido procesados, lostiempos de viaje a las formaciones reflectarias o refractarias son ploteadas en mapas y loscontornos son dibujados a través de valores de tiempos iguales. Un mapa adicional es dibujado,para cada formación. Los mapas de contorno-tiempo o isócrono, muestran todas lascaracterísticas, pero los mapas de contorno-profundidad, son más convenientes para lospropósitos de la exploración.

Debido a que las velocidades que deben ser utilizadas en la conversión de tiempo a profundidad,los mapas pueden variar de 4000 pies por segundo, para sedimentos no-consolidados cercanosa la superficie, a 6000 - 13000 pies por segundo para areniscas y conchas y a 1400 – 20000 piespor secundo para piedras calizas; es esencial el determinar la velocidad apropiada para cadaárea. También es esencial el reconocer cualquier cambio significativo de variaciones develocidad en el área, debido a que estas podrían causar un cambio apreciable en la forma de loscontornos al ser convertidos a profundidad.

El método directo para medir velocidades de ondas sísmicas en la sección sedimentaria es bajarun geofono adentro del pozo y medir los tiempos de viaje de disparos cercanos a la superficie avarias profundidades dentro del pozo, sin embargo, la información de velocidad esfrecuentemente requerida antes de perforar el primer pozo y puede ser obtenida de un análisisestadístico de la data de reflección.

El desarrollo de los métodos de disparo del punto común de profundidad, ha incrementado lacantidad de data disponible para análisis de velocidad. La velocidad registrada en líneas derefracción, son otra fuente de información. Cuando un pozo ha sido perforado, se podría correrun registro de velocidad continuo, dentro del pozo. El registro es grabado por un instrumento quemide e integra tiempos de viaje sobre porciones cortas del pozo. La exactitud de la integración esrevisada a profundidades elegidas por comparación con los tiempos de viaje medidosdirectamente por un geofono.

La selección de los tiempos para los diferentes horizontes reflectivos a ser llevados a mapas enuna sesión sísmica y el procesamiento de los mapas (contornear) puede ser hecha por medio decomputadores, para así permitir la conversión del tiempo de viaje a la profundidad, y comoresultado permitir la producción de “mapas isopach”.


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SECCION 2

DISEÑO DEL POZO

Contenido

1.0 Términos Generales2.0 Diseño Preliminar de Pozo

2.1 Emitir la Base Preliminar del Diseño2.2 Base del Diseño Revisado, Desafiado, Modificado, Acordado2.3 Opciones de Diseño Generadas y Costeados2.4 Diseño de Pozo Revisado, Opción Preferible Identificada2.5 Decisión para Proceder2.6 Obtención Iniciada

2.6.1 Contratos2.6.2 Materiales

2.7 Pozo Colocado en lista de espera para Equipo de Perforación3.0 Diseño Detallado de Pozo

3.1 Iniciar Evaluación de Locasión3.2 Preparar el Diseño Detallado de Pozo3.3 Preparar y Emitir AFE3.4 Realizar el Análisis de Riesgo3.5 Revisión de Diseño en Grupo3.6 Aprobación de Diseño3.7 Preparar Planes de Contingencia3.8 Confirmar Contratos y Materiales

4.0 Preparar Programa de Pozo4.1 Preparar Avalúo de Impacto Ambiental4.2 Preparar Plan de Respuesta a Emergencia4.3 Preparar Documentos de Inicio4.4 Preparar Plan de HS&E4.5 Preparar Programa de Perforación4.6 Preparar Documentación de Consentimiento4.7 Perforar el Pozo en Papel

5.0 Ejecutar el Programa de Pozo6.0 Analizar y Mejorar el Desempeño

1. ANEXO 12. Pozo Modelo / Formato de Programa de Perforación

SECCION 2 Diseño de Pozo Pág. 1 de 13

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1.0 TERMINOS GENERALESEl proceso de Construcción de Pozo puede ser dividido en 5 fases secuénciales de trabajo,como sigue:1. Diseño Preliminar de Pozo2. Diseño Detallado de Pozo3. Preparar Programa de Perforación4. Ejecutar el Programa de Perforación5. Analizar y Mejorar el DesempeñoDiseño de Pozo se enfoca primordialmente en el diseño preliminar y detallado del pozo y en lapreparación del programa de perforación.

2.0 DISEÑO PRELIMINAR DE POZOEl diseño preliminar de pozo es esencialmente una etapa de estudio del proceso de diseño depozo.

Los pasos más importantes se muestran a continuación:

Leyenda (de izquierda a derecha y de arriba hacia abajo):

Emitir base preliminar del diseñoBase del Diseño Revisado, Desafiado, Modificado, AcordadoOpciones de Diseño Generadas y CosteadosDiseño de Pozo Revisado, Opción Preferible IdentificadaDecisión para ProcederObtención IniciadaPozo colocado en lista de espera para equipo de perforaciónProceder al diseño detallado de pozo

2.1 Emitir la Base Preliminar del DiseñoUna vez que los estudios geológicos y geofísicos han identificado una locasión potencial para unpozo, el grupo de subsuelo creara una base de diseño. Esta es la información que seráentregada al grupo de Construcción de Pozos, generando las bases del diseño de pozo. La Basedel Diseño provee, generalmente, información sobre lo siguiente:

Nombre y Número de Pozo Objetivos del Pozo Profundidad Total Localización en Superficie Profundidad del Agua Localización del Objetivo


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Tolerancia y Tamaño del Objetivo Coacciones del Objetivo Prognosis Geológica Sección Sísmica Hidrocarburos Esperados Presiones de Poros Anticipada Perfil de La Temperatura Anticipada Pozos Desalineados Riesgos Geológicos (gas poco profundo, imperfecciones, H2S, CO2, restricciones de líneas depaso, líneas de flujo, etc.) Coacciones Adicionales (perforación realizada antes de cierta fecha, etc.). Programa de Evaluación (detalles y justificación de registros eléctricos, toma de núcleo ymuestreo.

2.2 Base del Diseño Revisado, Desafiado, Modificado, AcordadoLa Base del Diseño será revisada en una reunión a ser llevada realizada entre Construcción dePozos y los grupos de subsuelo relevantes. La finalidad de esta reunión es la de asegurar unentendimiento común de las metas y objetivos del pozo y como serán alcanzados.

En caso de ser necesario, ciertos aspectos de la Base de Diseño serán desafiados y seránmodificados según sea necesario. Esto normalmente se relaciona con el programa de evaluacióny el criterio relativo al tamaño y tolerancia del objetivo.

Una vez que alguna modificación es realizada, representantes del grupo de subsuelo y deconstrucción de pozo firman la Base del Diseño.

2.3 Opciones de Diseño Generados y CosteadosEl Ingeniero de Perforación tomara la Base de Diseño firmada y generara un número deopciones de diseño.

Como un primer paso el Ingeniero de Perforación revisará toda la data de correlación y regionaldisponible.

La data de correlación revisada normalmente incluye: Planos de Presión de Poros y Fracturas Curvas de Tiempo de Profundidad Reportes Diarios de Perforación Reportes Diarios de Lodo Reportes Finales de Pozo Registros de Lodo Registros de Barrena Reportes de Tubería de Revestimiento y Cementación Registros de Evaluaciones

Esto le dará al Ingeniero de Perforación una idea de como fueron perforados pozos anteriores,cuales problemas fueron experimentados, cual programa de tubería de revestimiento fueutilizado, que tipo de lodo y pesos fueron utilizados, cualquier problema direccionalexperimentado, cuanto tomo el pozo en ser perforado, etc.

Toda la data de correlación es normalmente compilada en un Paquete de Data de Correlaciónpara futuras referencias.


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El Ingeniero de Perforación tomara la data de correlación y la Base del Diseño y creara una seriade diferentes opciones de diseño. Esto normalmente envuelve una cantidad de diferentesesquemas de tubería de revestimiento o variaciones en la trayectoria de pozo.

La selección de profundidades de asentamiento de la tubería de revestimiento, será discutidacon mayor detalle en la sección de Diseño de Tubería de Revestimiento.

Para cada opción, el Ingeniero de Perforación generara la siguiente información: Trayectoria Provisional Esquema de Tubería de Revestimiento Programa Provisional de Lodos, incluyendo tipos de lodo y pesos Programa Provisional de Cemento, incluyendo topes de cemento y tipos de lechada decementación Establecimiento de Torque y Arrastre Presupuesto de Tiempo Estimado Presupuesto de Costo Estimado Establecimiento de Riesgos

2.4 Diseño de Pozo Revisado, Opción Preferible IdentificadaEl Ingeniero de Perforación presentara las diferentes opciones de diseños de pozo en la reuniónde grupo. Presentes en esta reunión, estará el grupo de subsuelo y varios miembros del grupode Construcción de Pozo.

La finalidad de esta reunión es la de asegurar que todos los requisitos de la base de diseño hansido cumplidos por las diferentes opciones de diseño, que han sido identificados todos losriesgos y para acordar una opción preferible para así proseguir al diseño detallado.

En caso de que sea presentado un diseño radicalmente nuevo, entonces se podría requerir detrabajo adicional de estudio para comprobar un aspecto particular del diseño o para eliminar oreducir un riesgo en particular, es decir, eliminación de una sarta de tubería de revestimiento,utilizando un arreglo de superficie desde una semi-sumergible, utilizando tamaños de agujeros“inusuales”, nuevos sistemas de lodos, etc.

2.5 Decisión para ProcederUna vez que la opción preferible has sido identificada, el grupo de subsuelo introduce elpresupuesto de costo estimado en un modelo económico para determinar si el pozo cumple elcriterio económico presentado por la compañía operativa.

También es muy probable que y en este punto, se sostengan una serie de discusiones con losotros socios del pozo para confirmar su aceptación del diseño de pozo y de la actividadeconómica propuesta.

2.6 Obtención IniciadaUna vez que la decisión para proceder has sido recibida. El departamento de Construcción dePozo inicia el proceso de obtención.

La obtención puede ser dividida en dos áreas principales

ContratosMateriales

2.6.1 ContratosLos contratos son requeridos para cubrir todos los servicios necesarios para perforar un pozo.Los contratos típicos requieren cubrir lo siguiente:


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Evaluación de Locasión Equipo de Perforación Movimiento del Equipo de Perforación Registros de Lodo Registros eléctricos Perforación Direccional y Evaluación ROV Helicópteros Botes de Abastecimiento Instalaciones para la Base de Abastecimiento Herramientas de Perforación (Martillos, Aceleradores, etc.) Herramientas de Pesca Cementación Fluidos de Perforación

El como los contratos son repartidos y otorgados depende de las practicas particulares de lacompañía operadora en particular y de cualquier legislación aplicable. Por ejemplo en la UniónEuropea (UE), todos los contratos deben ser precalificados en concordancia a un grupoespecífico de reglas.

2.6.1.1 Estrategias de ContratosLos contratos típicos que son utilizados para equipos de perforación, incluyen lo siguiente: Día-Trabajo Perforado Incentivo basado en día-trabajo perforado Monto Global Longitud en pies Perforación limitada “Llave en Mano” (Turnkey) Gerenciamiento de Proyectos Integrados

Cada uno de los anteriores tiene varios meritos, como se muestra a continuación. El tipo decontrato que sea otorgado depende de la preferencia y capacidad de cada operador.

Día-Trabajo Perforado Arreglo convencional operativo La operadora asume TODO el riesgo de perforación del pozo El Contratista de Perforación y otros Subcontratistas proveedores de servicio, seráncompensados por el trabajo realizado día a día. Todos los consumibles cargados a la cuenta del operador Debe quedar bien definidoIncentivo Basado en DIA-Trabajo Perforado Riesgo compartido por la Operadora y los Contratistas Se establecen las medidas métricas básicas Desempeño medido contra la curva de perforación pronosticada En caso de que el pozo sea perforado antes del tiempo establecido, un bono “proporcional” esadjudicado. En caso de que el pozo tarde mas de lo pronosticado, una penalidad es aplicada a lascompensaciones del contratista. Los bonos y penalizaciones usualmente tienen un tope.Precio de Monto Global Día-Trabajo de Perforación. Una operadora con recursos limitados depende de otra operadora o contratista para abastecerla mayoría de los servicios y materiales requeridos. La compañía de servicios es compensada en base a un monto global diario y seráreembolsada por los consumibles.


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Realizable para operadoras pequeñas-presupuesto limitado. Generalmente, la estrategia de contratos menos común.Perforación de longitud en pies Tiende a aplicar sobre ciertas secciones del pozo. Si es correctamente aplicado será una situación de ganancia para ambos, la operadora y elcontratista de perforación. Necesita ser evaluado completamente La operadora pierde cierto control – necesita ser evaluado. Mayormente aplicable en pozos largos con secciones de huecos largos.Perforación Limitada “Llave en Mano” (Turnkey) Acuerdo de riesgo compartido entre el operador y el contratista de “llave en mano” La Operadora provee algunos servicios de terceras partes. La Operadora provee las tuberías requeridas y otros objetos tangibles El contratista de “llave en mano” provee el equipo de perforación y realiza las laboresacordadas basadas en un monto global. Puede ser bueno en donde se planifican pozos esporádicos-la operadora no necesita contratarmas gente de la necesaria. Buenos para locaciones remotas o locaciones lejanas (contratista de “llave en mano” = tienemas conocimiento a nivel local).Gerenciamiento de Proyectos Integrados Usualmente incluye una gran compañía de servicios integrados. La compañía de servicios es un participante primordial en la planificación e ingeniería del pozo. La operadora confía on el contratista de servicios para determinar los requisitos de material ylos requisitos de servicio y provee los mismos. La compañía de servicios integrados es usualmente compensada con un monto global diariomás cargos operacionales. Esta estrategia permite a la operadora el delegar al contratista de servicios lasresponsabilidades del día a día de las operaciones de pozo y la planificación de logística. El proveedor de servicios integrados puede contratar servicios de terceros.

2.6.2 MaterialesMateriales normalmente cubre los siguientes tipos de equipo. Tubería de Revestimiento Tubería Cabezal de Pozo Arbolito Lodo de Perforación Cemento y Aditivos Accesorios de la Tubería de Revestimiento Barrenas de Perforación

2.7 Pozo colocado en lista para Equipo de PerforaciónUna vez que la decisión para proceder ha sido recibida, un día preferencial de inicio esdeterminado en base al tiempo necesario para completar el diseño detallado de pozo, el tiempode ventaja necesario para la obtención de materiales, coacciones identificadas en la base deldiseño o cualquier coacción que pueda existir, es decir, temporada de monzones, espera porrazones de climáticas, etc., y el pozo es colocado en la lista para equipos de perforación.

3.0 DISEÑO DETALLADO DE POZOLos pasos más importantes envueltos en el diseño detallado de pozo, se muestran acontinuación:


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Leyenda (de izquierda a derecha y de arriba abajo)

Iniciar Evaluación de LocasiónPreparar el Diseño Detallado de PozoPreparar y Emitir AFE para aprobaciónRealizar el Análisis de Riesgo/Identificación de riesgoRevisión de DiseñoAprobación de DiseñoPreparar Plan de ContingenciaConfirmar Contratos y Materiales

3.1 Iniciar Evaluación de la LocasiónEn caso de que una evaluación de locasión no haya sido realizada, entonces esta será iniciada.

Para locasiones costa afuera la evaluación de locasión es utilizada para determinar la siguienteinformación: Profundidad del agua Condiciones del Fondo del Mar (localización de escombros, evaluar el agarre del ancla, etc.)Iniciar evaluación de locasión – Preparar detallado

Geología poco profunda Presencia de gas poco profundo Fuerza de la tierra (penetración de las patas de la plataforma auto-elevable y capacidad delconductor de carga).

Adicionalmente y en caso de ser necesario, también se cotejara información ambiental sobre elviento, oleaje y corriente y será establecido su impacto en el diseño de pozo.

Para locaciones en tierra firme la evaluación de locasión es utilizada para determinar la siguienteinformación:

Localización de la locasión Vías de acceso terrestre Preparación de la locasión Geología poco profunda Presencia de gas poco profundo Riesgos locales (inundaciones, deslizamientos de lodo, etc.). Impactos ambientales

En este punto y para todas las locasiones los requisitos de soporte son evaluados y seestablecerá cualquier impacto en el diseño de pozo. Las áreas típicamente evaluadas son lassiguientes:


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Transportación del personal y suministros a la locasión. Respuesta de emergencia Instalaciones medicas Infraestructura local

3.2 Preparar Diseño Detallado de PozoEl diseño detallado de pozo envuelve el tomar el diseño preliminar de pozo y desarrollarlo masallá, hasta el punto en el cual el programa de perforación pueda ser preparado.

El diseño detallado de pozo incluye, pero no esta limitado a, un estudio detallado de ingeniería ydiseño de las siguientes áreas del pozo: Perfiles de presión de poros y fracturas Perfiles de temperatura (pozos HPHT) Diseño de la tubería de revestimiento Corrida de Tubería de Revestimiento y Accesorios Fluidos de perforación Hidráulica y Limpieza de Pozo Diseño de cementación Trayectoria y evaluación Torque y arrastre Diseño de tubería de perforación Abandono/Depletación del Pozo Diseño de Completación Costo y Duración del Pozo Planificación de Contingencia

Obviamente el tiempo utilizado en cada área va en función de la complejidad del pozo que seesta planificando.

Debido a que cierta cantidad de estos puntos están interrelacionados, es esencial que seautilizado un sistema de control de cambio, para así asegurar que el efecto de cambiar losparámetros es llevado a través de todo el diseño.

3.3 Preparar y Emitir AFEUna Autorización de Gastos (AFE) es requerida para cualquier operación de construcción depozo. El AFE requiere ser firmado por todas los asociados del pozo (y en algunos paísesrequiere ser aprobado por el gobierno, antes de que el pozo sea iniciado (sputted).

El AFE provee un estimado de la duración y costo del pozo, junto con un corte detallado de loscomponentes que dan como resultado el costo total.

La duración del pozo es un estimado de cuanto tiempo se tomara en perforar y completar elpozo. Los tiempos son normalmente basados en tiempos de pozo históricos y muchas veces contiempo de contingencia adicional para el clima.

El costo es una combinación de los siguientes tipos de costo: ServiciosEquipo de Perforación Ingeniería de Lodos Cementación Perforación Direccional Pesca


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Registros Eléctricos Herramientas rentadas Etc. Consumibles Lodo Cemento y Aditivos Tubería de revestimiento y tubería de producción Cabezal de pozo y arbolito Barrenas y optimizadotes hidráulicos Combustible Logística Helicópteros Barcos de abastecimiento Transporte Base de abastecimiento Telecomunicaciones y tecnología de informática Soporte Supervisión Planificación de pozo Gerencia de la Operadora

3.4 Realizar el Análisis de RiesgoEl establecimiento de riesgo realizado como parte del diseño preliminar de pozo es revisado yactualizado, según se requiera, basado en el diseño detallado. Cualquier riesgo adicionalidentificado es registrado y resguardos apropiados son desarrollados.

Se realizara un avaluó de riesgo y se documentara cualquier alto riesgo o actividades de altasconsecuencias. Técnicas cuantitativas podrán ser aplicadas según sea apropiado.

El avalúo final de riesgo y cualquier análisis de contingencias es normalmente revisado yaprobado por la alta gerencia de construcción de pozo.

El propósito de realizar un avalúo de riesgo y un análisis de contingencias, es como sigue:

Para asegurar que todos los peligros de construcción de pozos y sus efectos en elpersonal, el medio ambiente y la propiedad han sido identificados y evaluados.Para asegurar que hay resguardos apropiados en acción para reducir riesgos, hasta losmás bajos, así como razonablemente prácticos (ALARP).

3.5 Revisión de Diseño en GrupoEl diseño detallado es normalmente objeto de una serie de revisiones de grupo a varios niveles,dependiendo de la complejidad del pozo y tendrá que ser, invariablemente, firmado a nivel de laalta gerencia.

Hoy en día se ha vuelto bastante común que el personal del equipo de perforación se encuentreenvuelto en algunas de estas revisiones de grupo. (Ver mas adelante, sección “Limite Técnico”)

3.6 Aprobación de DiseñoUna vez que cualquier acción evolucionada por las revisiones de grupo ha sido cerrada, eldiseño final de pozo será aprobado y firmado.

3.7 Preparar Planes de Contingencia


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La planificación de contingencia, basadas en escenarios de “que pasaría si…” es realizada paraasegurar que: Exista suficiente material y equipo disponible Los procedimientos son desarrollados para mitigar la posibilidad de que ocurra unacontingencia (un alto numero de opciones de contingencia son desarrollados a partir del avalúode riesgo). Los procedimientos son desarrollados de forma que el personal sepa que hacer en caso de unaemergencia. El diseño de pozo es suficientemente robusto para enfrentar repentinos cambios de planes.

Escenarios típicos revisados de “que pasaría si…”, son como sigue: Evento de Control de Pozos Se atasca la tubería La tubería de revestimiento no corre hasta el fondo El ángulo es excesivo El objetivo será fallado La presión de poros es más alta que la predicha Ocurren pérdidas Ocurre inestabilidad del hueco La geología no viene como fue pronosticada

El propósito de la planificación de contingencia es la de asegurar que eventos impredecibles noresulten en una respuesta pobremente planificada, que resulte en lesiones al personal o dañosambientales o al equipo.

3.8 Confirmar Contratos y MaterialesEl ingeniero de perforación asegura que todos los contratos estén en su lugar para todos losservicios requeridos y que la obtención de materiales este siendo realizada en concordancia alas especificaciones finales del diseño.

4.0 Preparar Programa de PozoLos pasos más importantes envueltos en la preparación del programa de pozo, son lossiguientes:

Leyenda (de izquierda a derecha y de arriba abajo):

Preparar Avalúo de Impacto AmbientalPreparar Plan de Respuesta a EmergenciaPreparar Documentos de Inicio/Revisión de Paquete de SeguridadPreparar Plan de HS&EPreparar Plan de Perforación


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Preparar Documentación de ConsentimientoPerforar el Pozo en Papel

4.1 Preparar Avalúo de Impacto AmbientalLos avalúos de impacto ambiental son, hoy en día, requeridos para la mayoría de lasoperaciones a nivel mundial. Una vez finalizados, los avalúos son sometidos a la aprobación decuerpos gubernamentales, lo cual en algunos casos podría tomar meses, especialmente si elpozo será perforado en un área ambientalmente sensitivo. Esta actividad es muchas vecesrealizada en paralelo a la fase de diseño detallado de pozo.

4.2 Preparar Plan de Respuesta a EmergenciaUn plan de respuesta a emergencia es requerido para crear una relación entre la respuesta aemergencia y el plan de contingencia de derrame de petróleo de los contratistas de perforación ylas operadoras.

4.3 Preparar Documentos de InicioUn documento de inicio o revisión de paquete de seguridad es requerido para crear una relaciónentre el paquete de seguridad del equipo de perforación y el sistema gerencial de lasoperadoras.

4.4 Preparar Plan de HS&ECierta cantidad de operadoras requieren que se desarrolle un plan de HS&E para cada pozo oseries de pozos.

4.5 Preparar Programa de PerforaciónEste documento provee, esencialmente, una guía de cómo el pozo debe ser perforado,asegurando que cualquier coacción en el diseño de pozo sea consistente con el mismo. Elcontenido de un programa de perforación típico es mostrado en el Anexo 1.

El programa de perforación será aprobado y firmado previo a su distribución.

4.6 Preparar Documentación de ConsentimientoLa presentación de cierta cantidad de documentos a agencias gubernamentales, esnormalmente requerida antes de dar comienzo al pozo. Esto será realizado para conseguir elconsentimiento o permiso del gobierno para realizar varias actividades. Aprobaciones oconsentimientos requeridos típicos, son: Consentimiento para perforar Consentimiento para mover el equipo de perforación Consentimiento para colocar el equipo de perforación en locasión

4.7 Perforar el Pozo en PapelUn ejercicio de perforar el pozo en papel es normalmente realizado antes de iniciar el pozo.Ambos, personal de oficina y de locasión de la operadora, del contratista de perforación y de losproveedores de servicios adicionales, asisten. El ejercicio tiene tres objetivos principales.1. Una prueba en seco del pozo con la finalidad de identificar cualquier problema antes detiempo.2. Explicar por que el pozo es perforado de la manera en que se va a hacer.3. Obtener ideas del personal de la locasión del equipo de perforación, sobre mejoras dedesempeño que se podrían realizar.

5.0 Ejecutar el Programa de Pozo


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A medida que el pozo es perforado, el progreso es monitoreado y reportado, a menudo contra lacurva de tiempo de profundidad o otras medidas de desempeño, como por ejemplo por cada1000 pies, porcentaje de tiempo improductivo, etc.

El progreso también es monitoreado contra los parámetros del diseño de pozo y, en caso de serrequerido, se realizara verificación de diseño adicional. Por ejemplo, si una formación tienemayor profundidad a la pronosticada o si una prueba de fuga es mas baja de lo anticipado.

A pesar de que la mayoría de estas variaciones deberían haber sido tratadas en el plan decontingencia, aun es necesario completar un diseño estructural y verificar que cumpla losvariados criterios de aceptación expuestos por la base del diseño, las políticas internas de lascompañías operadoras y cualquier legislación gubernamental.

6.0 Analizar y Mejorar el DesempeñoA medida que el pozo es perforado el desempeño es analizado y son realizadasrecomendaciones de mejora de desempeño. Esto normalmente se realiza continuamente, comoes explicado en la sección de límite técnico, mas adelante.

ANEXO 1

Pozo Modelo/Formato de Programa de PerforaciónUn programa de pozo típico debería contener la información a continuación. La cantidad dedetalles dentro de cada una de las categorías, obviamente variara dependiendo del tipo de pozo(convencional, ERD, aguas profundas, HTHP).

1. Información de Pozoa. Información Generalb. Objetivos de Pozoc. Prognosis Geológicad. Ploteo de Presión de Poros y Fracturase. Montaje de Pozof. Ploteo Direccionalg. Riesgos / Peligros / Problemas Potencialesh. Curva de Tiempo de Profundidadi. Configuración de BOP2. Procedimiento de Perforacióna. Movimiento de Equipo de Perforación / Previo al Inicio de Perforación de Pozob. Detalles de Secciones Individuales del Agujero Objetivo Problemas Potenciales Sumario de Data de Correlación BHA Barrenas y optimizadotes Hidráulicos Operaciones de Perforación / Practicas Fluidos de Perforación Tubería de Revestimiento y Tubería de Producción Cabezal de Pozo Procedimientos de Contingencia3. Perforación Direccional y Programa de Evaluación4. Programa de Registros Eléctricos5. Programa de Toma de Núcleo6. Programa de Muestreo de Pozo7. Programa de Completación


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8. Programa de Abandono/Depletación9. Procedimientos de Emergenciaa. Climab. Control de Pozoc. Otros10. Anexosa. Evaluación del Fondo Marinob. Mapas Estructuralesc. Registros de Barrenad. Data de Correlacióne. Registros de Correlaciónf. Programa de Fluidos de Pozog. Programa de Cementoh. Proveedores de Servicio y Detalles de Contactoi. Avalúo de Peligros y Riesgos11. Referencias y Dibujosa. Literatura Técnicab. Especificaciones de Equipoc. BOP y Cabezal de Pozo


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SECCION 3

BARRENAS DE PERFORACION

Contenido

1.0 Selección de Barrenas2.0 Barrena de Conos

2.1 Características de la Barrena de Conos2.1.1 Los Cortadores2.1.2 Desalineado de los Conos2.1.3 Los Cojinetes (Rodamientos)

2.2 Selección de Barrena de Tres Conos2.3 El Sistema de Clasificación de la IADC para Barrenas de Conos

3.0 Barrenas de Cortadores Fijos3.1 Tipos de Barrenas con Cortadores Fijos

3.1.1 Barrenas PDC3.1.2 Barrenas de Diamantes3.1.3 Barrenas TSP3.1.4 Barrenas Impregnadas de Diamantes

3.2 Tecnología de la Barrena PDC3.2.1 Nomenclatura de la Barrena3.2.2 Acción Cortadora de la Barrena PDC

3.3 Tecnología del Cortador PDC3.3.1 El Cortador PDC3.3.2 Densidad del Cortador3.3.3 Tamaño del Cortador3.3.4 Distribución del Cortador3.3.5 Orientación del Cortador3.3.6 Diseño del Cortador - General3.3.7 Geometría del Cortador

3.4 Aplicaciones de la Barrena de Cortadores Fijos y Características deDiseño

3.4.1 Altas Velocidades de Rotación3.4.2 Perforación de Agujero Esbelto o de Diámetro Pequeño3.4.3 Perforación Direccional y Horizontal3.4.4 Diseños de Barrena Bi-Céntricas y Excéntricas

3.5 Clasificación de la Barrena de Cortadores Fijos4.0 Manejo de la Barrena y Procedimientos de Conexión5.0 Procedimientos para Correr la Barrena

5.1 Barrenas de Conos5.1.1 Corrida en el pozo5.1.2 Establecimiento de un patrón de corte5.1.3 Antes de volver a correr Barrenas Verdes

5.2 Barrenas de Cortadores Fijos5.2.1 Preparación

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5.2.2 Corriendo la Barrena (con ensamblaje rotario)5.2.3 Corriendo la Barrena (con PDM y Turbina)

5.3 Pruebas de Perforabilidad5.3.1 Procedimiento de la Prueba de Perforabilidad

5.4 Perforación del Cuello Flotador y la Zapata6.0 Dinámica de la Perforación Relacionada con La Barrena

6.1 Vibraciones Axiales6.2 Vibraciones Laterales6.3 Vibraciones de Torsión y Atrapamiento de Corrida

6.3.1 Predicción y Monitoreo de Vibraciones de Fondo7.0 Identificación de Problemas de Perforación

7.1 Presión Diferencial7.2 Presión Circulante7.3 Torsión7.4 Velocidad de Perforación (ROP)

8.0 Clasificación de Barrenas Desgastadas8.1 Sistema de Clasificación de la IADC para Barrenas Desgastadas

8.1.1 Desgaste de la Estructura de los Cortadores/ElementosCortantes

8.1.2 Códigos de Localización para Barrenas de Conos8.1.3 Códigos de Localización para Barrenas de Cortadores Fijos8.1.4 Códigos de Clasificación de la IADC para Barrenas

Desgastadas.8.1.5 El calibre del diámetro externo

8.2 Condiciones de Barrenas Usadas / Causas / Tablas Remediales8.2.1 Barrenas de Conos8.2.2 Barrenas de Cortadores Fijos

9.0 Aspectos Económicos de la Corrida de Barrenas

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1.0 SELECCION DE BARRENAS

El desempeño de la barrena es medido por la longitud total y el tiempo de perforación, antes de quela barrena deba ser sacada y reemplazada. Costo mínimo por metro (o pies), es el principal objetivo.Una revisión cuidadosa de la información del pozo vecino (o de prueba), debe ser realizada, cuandose selecciona una barrena, para una sección del agujero, en particular.

Las consideraciones principales para seleccionar una barrena son:

Geología− Propiedades de la formación

Fuerza de compresión- Se refiere a la fuerza intrínseca de la roca, la cual está basada en su composición, método de

deposición y compactamiento. Es importante considerar la fuerza compresiva, “confinada” o “ensitio”, de una formación dada. Muchos fabricantes de barrenas, proveen ahora un serviciosuplementario de análisis de resistencia de rocas, como ayuda para la selección de barrenas. Elasticidad

- Afecta la forma en la que la roca falla. Una roca que falla en forma “plástica”, más que fracturarse,se deformará. Abrasión Presión de sobre-carga

- Afecta la cantidad de compactación de sedimentos y por lo tanto la dureza de la roca. Atrapamiento Presión de los poros

- Afecta los requerimientos de peso del lodo y puede afectar la velocidad de perforación. Porosidad y Permeabilidad

- Cambios de formación dentro de una sección dada del agujero

Los cambios en la formación, durante la corrida de una barrena, pueden tener un efecto significativosobre el desempeño de la barrena.Las formaciones a ser perforadas y las profundidades predichas de los cambios de formación, serándados en el programa de perforación y formarán la base de la selección de barrenas. Es importanterecordar la diferencia entre exploración y perforación de evaluación/desarrollo, en el lo siguiente:

Para la perforación de evaluación/desarrollo, se conocerá mucho sobre las propiedades delas formaciones pronosticadas y la selección de barrenas estará basada en el desempeño de labarrena en pozos vecinos (o de prueba) junto con la data de registro electrónico (sónico, rayosgamma, etc.), datos de registro de lodo, muestras de núcleo, etc.

Para la perforación de exploración, probablemente se conocerá poco de la perforabilidadde las formaciones que probablemente sean encontradas y por lo tanto será desarrollado unprograma de barrenas más conservativo. En estas situaciones es prudente cargar una variedad másamplia de diseños de barrena, para cubrir todas las eventualidades.

Tamaño del agujero y programa de tuberías de revestimiento. Perfil direccional de la trayectoria del pozo y navegabilidad del diseño de barrena. Tipo de transmisión (Rotaria / Rotaria Navegable / Motor de Lodo / Turbina). Propiedades del fluido de perforación Hidráulica Capacidades del equipo de perforación

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2.0 BARRENA DE CONOS

Barrenas de tres conos o barrenas de conos, fueron introducidas por primera vez en los años 30 porHughes Tool Company. Las barrenas de conos incluyen cortadores de acero montadas en el cuerpode la barrena, de tal manera que son libres de rotar. La mayoría de las barrenas de conos tienen tresconos, a pesar de que existen diseños que utilizan dos y cuatro conos. Recientemente se han vueltoa utilizar barrenas de un cono para la perforación de hoyos estrechos.

2.1 Características de la Barrena de Conos

Las barrenas de conos tiene tres elementos principales:

Cortadores (o conos) Cojinetes (valeros o rodamientos) Cuerpo de la Barrena

Cortadores (dientes de acero o insertos)

Cono

Insertos del calibre o del diámetro externo

Toberas o chorros

FaldónReservorio de Grasa(Compartimiento Sellado)

Conexión de Piñón o de Espiga (pin)

2.1.1 Los Cortadores

Los elementos cortantes de una barrena de conos, son filas circunferenciales de dientes, que seextienden de cada cono y se entrelazan entre las filas de dientes de los conos adyacentes. Estosson, ya sea forjados con maquina desde la estructura de acero de los conos (Barrena de ConosDentados), o son prefabricados de carburo de tungsteno más duro y ensambladas en bolsillosforjados dentro de los conos (Barrenas de Insertos).

Las barrenas de insertos de carburo de tungsteno, fueron originalmente diseñadas para perforarformaciones extremadamente duras y/o abrasivas, tales como chert (roca cuarzosa) y cuarcita, queno podían perforarse con barrenas de conos dentados diseñadas para formaciones más blandas. Sinembargo, y debido a su durabilidad superior, ahora también existen diseños de barrenas de insertos,adecuados para perforar formaciones blandas, en forma económica.

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DRILLING SCHOOLLos dientes pueden ser de una gran variedad de formas y tamaños, dependiendo de la intención dela aplicación y son responsables de triturar o excavar la formación, mientras la barrena rota. Latrituración proviene del alto peso colocado sobre la barrena el cual empuja los dientes hacia dentrode la roca, a medida que los conos y la barrena, rotan.

2.1.2 Excentricidad de los Conos

La acción de excavación de una barrena de tres conos, es el resultado de la excentricidad de losconos en la barrena que hace que no roten sobre sus ejes reales. La Excentricidad (offset) es ladistancia horizontal entre la linea central de la barrena y un plano vertical, a través de la linea centraldel muñón o eje del cono. La excentricidad se refiere al grado de desalineación y se conoce tambiéncomo oblicuidad (“skew”).

Si los conos son forzados a rotar sobre un eje distinto a su eje real de rotación geométrica, sedeslizaran o arrastraran ocasionalmente, a lo largo del fondo del agujero, produciendo de esta

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DRILLING SCHOOLmanera un mecanismo de elementos cortantes de arrastre o de excavación en adición al efecto detrituración mencionado antes. Por lo general, y mientras mayor sea la distancia del desalineamientoo excentricidad de los conos en la barrena, mayor será el grado de la acción de elementos cortantespara la excavación / raspado. Las barrenas de conos para formaciones más blandas tienen mayorexcentricidad que aquellas barrenas diseñadas para perforar roca dura, en donde podría no haberningún tipo de desalineamiento y la barrena remueve formación, netamente debido a la acción deaplastamiento o trituración por el peso impuesto sobre ella.

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2.1.3 Los Cojinetes (Rodamientos)

Los cojinetes o rodamientos permiten a los conos rotar alrededor del cuerpo de la barrena. Loscojinetes para barrenas de conos de primera calidad, son sellados y lubricados, para asegurar unavida más larga en el difícil ambiente del fondo del agujero. Cojinetes de rodillos y de bola nosellados también se fabrican y son primordialmente utilizados para secciones superiores del agujero,en donde el tiempo de viaje es corto y las altas velocidades rotarias, son preferibles. Los cojinetes defricción no contienen rodillos, solamente un muñón sólido incluido en la superficie del cono o un buje,el cual cabe entre el cono y la muñonera.Los rozamientos se diseñan de tal forma que todos los elementos de los cojinetes estén cargados demanera uniforme y se puedan utilizar altos pesos en barrena y velocidades rotarias. Un reservoriosellado de lubricantes es mantenido dentro del cuerpo de la barrena para lubricar los cojinetes o losrodamientos.

UNA BARRENA CON COJINETE DERODILLOS Y COJINETES DE BOLA

UNA BARRENA CON COJINETES DEMUNION

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DRILLING SCHOOLEL LODO SE ENFRIA Y LUBRICA LOSCOJINETES SIN SELLO

GRASA DEL RESERVORIO INCORPORADOLUBRICA LOS COJINETES SELLADOS

2.2 Selección de Barrena de Tres Conos

En muchas ocasiones, las barrenas de conos pueden ser corridas en las mismas aplicaciones quelas barrenas de cortadores fijos PDC, particularmente las barrenas tipo “premium” para motor condientes de gran diámetro y barrenas “premium” de insertos para altas velocidades (algunas de lascuales incorporan sellos de metal). Las barrenas de conos, en general, perforan más lento que lasbarrenas PDC y tienen una vida más corta en términos de la longitud en pies (o metros) que puedaser perforada. Sin embargo, en relación con la barrena en sí, su precio es menor al de las barrenasPDC. La elección de cuál barrena se debe correr en una aplicación dada, muchas veces depende delos resultados del análisis de costo por pie.

Las siguientes directrices básicas deberán ser utilizadas como una ayuda para la selección de lasbarrenas de conos.

La lutita tiene una mayor respuesta a las RPM. La roca caliza tiene una mayor respuesta de perforación al peso sobre barrena. Las barrenas con cojinete de rodillos pueden ser corridas con RPM más altas que las barrenas concojinetes de fricción. Las barrenas con cojinetes sellados pueden tener una vida más larga, que las barrenas concojinetes abiertos. Las barrenas de conos dentados con cojinetes de muñón (de fricción), pueden ser corridas conpesos más altos que las barrenas de conos dentados con cojinete de rodillos. Las barrenas de cortadores fijos pueden ser corridas a mayores RPM que las barrenas de conos. Las barrenas con alta excentricidad de conos podrían desgastar más en el calibre. Las barrenas con alta excentricidad podrían también causar mayor desviación del agujero.

Las aplicaciones en donde se tiende a utilizar barrenas de conos antes que barrenas de cortadoresfijos, incluyen:

Pozos Exploratorios en donde existe insuficiente formación para determinar si las formaciones aser perforadas son demasiado duras para ser perforadas con barrenas PDC. Otro factor quefavorece a las barrenas de conos en los pozos exploratorios, es el tamaño de los recortes. Losgeólogos algunas veces prefieren que no se corran barrenas PDC, debido a que los recortesgenerados por barrenas PDC en las formaciones, probablemente productoras, tienden a ser muchomás pequeños que aquellos hechos por barrenas de conos.

Intervalos Cortos en donde la larga vida de una PDC de alto costo, no puede ser nivelada a unmenor costo por pie.

Situaciones de Alto Riesgo en donde existe una alta probabilidad de dañar la barrena (como porejemplo, limpiar equipo de cementación que contenga partes metálicas).

Areas de Perforación de Bajo Costo en donde el valor del tiempo ahorrado por una barrena PDCde perforación más rápida, no es suficiente para desviar el precio más alto de la barrena.

Formaciones Extremadamente Duras en donde las barrenas de PDC aun no han demostradopoder perforar de manera económica.

Areas Altas en Fallas con intercalaciones Duras en donde es extremadamente difícil predecircuando una formación extremadamente dura (en particular una que contenga nódulos de rocacuarzosa), será encontrada.

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2.3 El Sistema de Clasificación de la IADC para Barrenas de Conos

Este esquema de clasificación provee un método para categorizar las barrenas de conos de acuerdocon sus características de diseño y la intención de sus aplicaciones. El código de clasificación parauna barrena individual, contiene cuatro caracteres. Los primeros tres caracteres son numéricos y elcuarto es alfabético.

Primer Caracter – Series de Estructuras Cortantes (1-8)Los números de series describen las características de información general. Los números 1-3 se refierena barrenas de conos dentados y del 4-8 cubren las barrenas de insertos. Dentro de los grupos, laformación se vuelve más dura, a medida que el número se incrementa.

Segundo Caracter – Tipos de Estructuras Cortantes (1-4)Cada una de las series anteriores es dividida en cuatro tipos de grado y dureza. El Tipo 1 se refiere abarrenas diseñadas para la formación más blanda en una Serie en particular y el Tipo 4 a barrenaspara la formación más dura.

Tercer Caracter Cojinete / Calibre del diámetroExisten siete categorías para el diseño de cojinetes y protección del calibre.

Cuarto Caracter – Características / Mejoras Disponibles (Opcional)Diez y seis caracteres alfabéticos son utilizados para indicar “Características Disponibles”. Estasincluyen estructuras cortantes, configuraciones hidráulicas y protección al calibre de cuerpo.

3.0 BARRENAS DE CORTADORES FIJOS

A diferencia de las barrenas de conos, no existe ningún sistema uniforme de clasificación querelacione esto lo de barrena con perforabilidad de formación. Existe una clasificación de la IADC,pero no se relaciona a la perforabilidad de formación.

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3.1 Tipos de barrenas de cortadores fijos

A pesar de que algunos estilos de barrenas modernas incorporan más de un tipo de diamante (porejemplo diamante natural y TSP), las barrenas son tradicionalmente clasificadas de acuerdo a lanaturaleza de su cortador de diamante. Los tres tipos de cortadores fijos de diamantes son: eldiamante natural, el diamante Policristalino Termalmente Estable (TSP) y el Compacto de DiamantePolicristalino (PDC).

3.1.1 Barrenas PDC

Estructura cortante hecha de diamantes fabricados que son termicamente estables hasta 700 gradosC. Las barrenas de PDC cortan la formación en una acción deslizante.

Al contrario de los relativamente pequeños diamantes usados en barrenas de diamantes natural y enbarrenas TSP, el PDC puede ser adherido al cuerpo, como grandes y filosos elementos cortantes.Los elementos cortantes PDC están unidos a un sustrato o poste de carburo de tungsteno (queprovee mayor resistencia de impacto), que se encuentra fijos en el cuerpo/hojas de la barrena. Elcuerpo puede ser de acero o tipo matriz.

Hoy en dial as barrenas de PDC representan una gran mayoría dentro de las barrenas de cortadoresfijos.

3.1.2 Barrenas de diamantes

Estructura cortante hecha de diamantes naturales (estable hasta aproximadamente 850 grados C),que requiere buen enfriamiento y son sensitivas a cargas de choque.

1.1.11.1.2 MECANISMO CORTANTE

Arado y MoliendaCuerpo: Matriz solamente

3.1.3 Barrenas TSP

La estructura cortante hecha de diamantes fabricados, la cual exhibe una resistencia más alta a latemperatura (estable hasta 1000-1200 grados C) que los diamantes naturales, que podrían contenerinclusiones o impurezas.

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LOS TSP’s SON DE FORMA TRIANGULAR O REDONDA

La ventaja sobre diamantes naturales: los diamantes TSP pueden ser orientados en el cuerpo de labarrena y son auto-afilables, igual que los cortadores PDC, cuando comienzan a desgastarse.

Pero los diamantes TSP son más difíciles de unir al material de soporte que los PDC, es por esto y aligual que los diamantes naturales, que son utilizados para barrenas de tipo cuerpo de matriz,solamente.

MECANISMO CORTANTE:

Básicamente arando/moliendo al igual que los diamantes naturales y en menor extensión, por fuerzacortante.

3.1.4 Barrenas impregnadas de diamantes

Las barrenas impregnadas de diamantes (comúnmente llamadas barrenas impregnadas), contienenpolvo de diamantes naturales afilados mezclados (en varias concentraciones) con matriz de carburode tungsteno.

Los diamantes utilizados en estas barrenas son por lo general mucho más pequeños que aquellosutilizados en barrenas convencionales de diamantes naturales. Grandes diamantes naturales son

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DRILLING SCHOOLcolocados en el área del calibre para mantener el tamaño del agujero durante la corrida de labarrena. Los diamantes TSP son algunas veces utilizados en conjunción con el polvo de diamantepara aplicaciones específicas en donde velocidades más altas de perforación, son requeridas.

Las barrenas impregnadas de diamantes, perforan de manera similar a las barrenas de cortadoresde diamantes naturales, pero cuando los diamantes se desgastan y son desgarrados fuera de lamatriz, los nuevos quedan continuamente expuestos. Esto les da la habilidad para perforar lasformaciones más duras y abrasivas a altas RPM, lo cual las hace particularmente útiles cuando seutilizan turbinas.

UN POSTE DE RESPALDO IMPREGNADO DE DIAMANTES DETRAS DEL CORTADOR PDC.

3.2 Tecnología de la barrena PDC

3.2.1 Nomenclatura de la barrena

Barrenas de cuerpo de acero

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Barrenas de cuerpo matriz

DRILLING SCHOOLConoEl cono de la barrena provee un grado de estabilidad cuando está perforando.

Nariz o lanza

La nariz es la primera parte de la barrena en encontrar cualquier cambio en la formación cuando seperfora un pozo vertical. Debido a esto, es preferible tener una gran cantidad de cortadorescolocados en el área de la nariz.

Parte angular de la barrena o ahusado ("Taper”)

La longitud de la parte angular de la barrena es usualmente gobernada por el requerimiento de ladensidad de corte, y su aplicación. Sin embargo, una vía alterna para lograr una alta densidad decorte sin incrementar la parte angular de la barrena es la de incrementar el numero de cuchillas oaletas de corte. Las barrenas PDC utilizadas en aplicaciones de perforación direccional, tendrán porlo general un ahusado más reducido.

Radio del diámetro exterior (ODR)

El ODR se refiere a esa región del perfil de la barrena en donde el radio al final del flanco de labarrena, nos lleva dentro calibre de la misma. Esta región de la barrena es extremadamenteimportante, especialmente en aplicaciones de motor o turbina en donde las velocidades rotarias sonaltas, ya que los cortadores deben soportar los efectos de altas velocidades debido a su posiciónradial sobre la cara de la barrena.

A pesar de la velocidad angular de los cortadores en el calibre de la barrena es idéntica a lavelocidad angular de los cortadores en los conos, la velocidad tangencial es mayor, ya que es unafunción de localización radial.

El calibre

Longitud:Generalmente estándar, la longitud del calibre es un compromiso entre estabilidad y sensibilidaddireccional. Un calibre largo provee incremento de estabilidad de barrena. El diseño de calibre corto es utilizado para incrementar la sensibilidad direccional y el ultracortopara la capacidad de perforar hoyos de desvío lateral (side tracking).

Protección:Mantener el diámetro completo del calibre, es crucial para evitar un agujero de tamaño menor a lonormal. Si la barrena es usada para aplicaciones direccionales, especialmente si un motor o turbinava a ser utilizado, la protección reforzada al calibre será más necesaria.

Los diamantes naturales son utilizados para la protección de tamaño en las barrenas de cuerpomatriz, pero también pueden ser utilizados en insertos de carburo de tungsteno, en el calibre debarrenas de cuerpo de acero. Las barrenas de cuerpo de acero, utilizan insertos de carburo detungsteno.

En ambos casos, los elementos impregnados de diamantes, también podrían posicionarse en laparte posterior de los dientes de la barrena y dientes de la cara para respaldarlos y para ayudar areducir torsión relacionada a la barrena, por medio de la limitación de la profundidad de corte de loscortadores principales. Los dientes de la barrena deberían ser de forma pre-aplanada.

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3.2.2 Acción cortadora de la barrena PDC

Las barrenas PDC perforan, cortando la formación por fuerza cizallante, bastante parecida a laacción cortante de un torno. Las cargas compresivas verticales causa que la roca falle deslizándosea lo largo de un plano de falla de aproximadamente 4º a horizontal.

La acción cortadora de una barrena, juega un papel fundamental en la cantidad de energía requeridapara perforar a través de una formación dada. Esta característica es generalmente presentada entérmino de “energía especifica”, la cual se define como la cantidad de energía requerida para cortaruna unidad de volumen de formación. Una barrena que hace fallar la roca por acción cizallantedirecta, antes que utilizar altas cargas compresivas para causar que la roca falle por cizallamiento alo largo de su plano de falla natural, tiene una energía específica más baja. Como regla general, lafuerza cortante es aproximadamente un medio de la fuerza compresiva. Sin embargo esta relaciónpuede variar, dependiendo del el tipo especifico de roca.

1.1.2.1 Desgaste auto-afilable

Para mantener alta la eficiencia de energía de un mecanismo de corte tipo cizallado, es esencial queel borde cortante de los PDC se mantenga afilados. A medida que se utiliza el cortador y sedesarrolla un desgaste plano, la energía especifica del cortador se incrementa, a medida que serequiera más peso, para mantener la constante profundidad del corte.

Los cortadores PDC mantienen un borde afilado a medida que se desgastan, porque el carburo detungsteno, que se encuentra directamente detrás de la capa de diamantes, se desgasta más rápidoque el diamante policristalino, debido a su baja resistencia a la abrasión. Esto resulta en la formaciónde un labio de diamantes, el cual se mantiene afilado a través de la vida del cortador.

En contraste con esto, los diamantes en una barrena de diamantes, se embotan con el uso, tomandouna apariencia lisa y pulida. Los dientes en una barrera de conos, se desgastan de forma similar ypierden su eficacia con el desgaste.

Esto resulta en un mecanismo cortante que se vuelve menos eficiente a medida que la barrenaperfora. Consecuentemente, las barrenas de conos y las barrenas de diamante natural tienden aperforar una velocidad de perforación más baja, a medida que se desgastan, mientras que lasbarrenas PDC, mantienen una velocidad de perforación más alta través de todo el intervaloperforado.

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3.3 Tecnología del cortador PDC

3.3.1 El cortador PDC

Termicamente estable hasta los 700 grados C., el elemento cortante PDC esta unido a un substratode carburo de tungsteno que se encuentra fijo dentro del cuerpo / aletas de la barrena. En la mayoríade los casos los cortadores PDC se encuentran adjuntos a ya sea el poste angular o los substratoscilíndricos, a pesar de que otro tipo de ensambles, son producidos por los fabricantes. Por ejemplo,uno soporte cilíndrico significa que se puede lograr mayor densidad del cortador, ya que loscortadores cónicos pueden ser colocados más cerca el uno del otro, en el cuerpo de la barrena.

1.1.2.1.1 EL CORTADOR PDC

3.3.2 Densidad del cortador

Hablando de forma general, mientras más duras y / o más abrasivas sean las formaciones, más altaserá la cantidad de cortadores.Sin embargo una cantidad alta de cortadores, hace a la barrena, más costosa (particularmentedebido a que los componentes PDC constituyen un alto porcentaje del costo total de la barrena) y, engeneral, causa que la barrena perfore a una velocidad de perforación más lenta.

3.3.3 Tamaño del cortador

Se encuentra disponible una variedad de tamaños de cortadores PDC desde 8mm a 50mm dediámetro. Los cortadores PDC más grandes, son más agresivos, generan más torsión y son mássusceptibles al daño por impacto que las barrenas con cortadores más pequeños, de modo que sonmás apropiadas para formaciones blandas.

Los cortadores de 8mm han sido utilizados en barrenas para formaciones más duras. Sin embargo,los cortadores más pequeños muchas veces implican una ROP más baja y un WOB más alto.También son útiles en aplicaciones direccionales, ya que el punto de carga reducido que resulta dela distribución del WOB sobre un gran numero de cortadores, produce una torsión menor en la carade la barrena.

Los cortadores de 13mm, son el tamaño industrial estándar, ellos son los más aplicables paraformaciones desde media hasta dura, así como roca abrasiva.

Los cortadores de 16mm están muchas veces asociados con formaciones desde media-blandahasta media-dura.

Los cortadores de 19mm están por lo general asociados con perforaciones rápidas en formacionesdesde blandas hasta medias. Ha sido comprobado que los cortadores de gran diámetro, sedesempeñan bien en fuerzas compresivas bajas y formaciones altamente elásticas, las cualestienden a deformarse en vez de fracturarse.

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Los cortadores de 24mm y más grandes están asociados con formaciones blandas. El espacio eslimitado en la cara de la barrena y el utilizar cortadores grandes, la redundancia del cortador, eslimitada. Cuando un cortador falla la barrena podría tener que sacarse del agujero. Adicionalmente, ya medida que los cortadores grandes se desgastan, proveen una gran superficie de contacto, la cualincrementa el calor, causando daños a la capa de diamantes. Desarrollos reciente en la tecnologíade barrenas, incluyen la combinación de dos tamaños diferentes de cortadores (por ejemplo 13mm y16mm), así como también utilizar dos diseños de cortadores, en la misma barrena.

3.3.4 Distribución del cortador

Los cortadores están posicionados a través de la cara de la barrena para así asegurar el uso máseficiente de los elementos PDC y permitir el máximo de vida a la barrena. Para formaciones másduras o más abrasivas, la redundancia del cortador, ha sido optimizada.

3.3.5 Orientación del cortador

La orientación de un cortador PDC en el cuerpo de la barrena, y por lo tanto, el ángulo en el cual elcortador compromete la formación, tiene un efecto significante sobre el desempeño de la barrenaPDC. La orientación de un cortador PDC es definida por sus ángulos de inclinación hacia atrás yhacia los lados, pudiendo ser ambos positivos, negativos o cero.

Inclinación hacia atrás

El ángulo desde la vertical del elemento cortante en la PDC, en la forma en que es presentada a laformación. Esto controla la agresividad y vida del cortador.

Se dice que la inclinación hacia atrás es más agresiva cuando el cortador esta posicionado de formaque un peso dado sobre la barrena, resulta en una profundidad de corte mayor. Mientras más

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DRILLING SCHOOLpequeña sea la inclinación hacia atrás, más agresivo será el cortador. Debido a esto un cortador conuna inclinación hacia atrás de 5 grados, será más agresivo que un cortador con 30 grados.

En general, una inclinación hacia atrás más agresiva, hará a la barrena más adecuada para perforarformaciones más suaves a altas velocidades de perforación. En caso de que la inclinación haciaatrás sea demasiado agresiva, entonces la perforación de formaciones más duras podría resultar enla vibración del cortador y el posible comienzo de un giro de barrena.

Los cortadores con un mayor ángulo de inclinación hacia atrás, son menos agresivos y por lo tantomás adecuados para perforar formaciones más duras. Estos también generan menos torsión para unpeso dado en barrena, permitiendo navegación mejorada en aplicaciones direccionales. En lamayoría de los casos, una barrena PDC será diseñada de manera que los cortadores estánordenados con varios grados de inclinación hacia atrás, radiando desde el más agresivo en el conode la barrena hasta el menos agresivo en el ODR.

Inclinación Lateral

Una medida de la oblicuidad del cortador a una linea de 90 grados hacia la dirección de viaje de labarrena. La inclinación lateral puede ser utilizada para direccionar mecánicamente los cortadores, yasea hacia el cono de la barrena (inclinación lateral negativa) o hacia fuera hacia los espacios dedesecho (positivo) para ayudar en la limpieza de la cara de la barrena. Sin embargo y ya que elincremento de la inclinación lateral resulta en la reducción del ancho operativo efectivo de loscortadores, su uso es, de alguna manera, de aplicaciones limitadas.

3.3.6 Diseño del cortador – General

Desde que las barrenas PDC estuvieron disponibles por primera vez, los fabricantes se hanenfocado sobre vías para hacer sus productos más resistentes al impacto y la abrasión. Lassiguientes características se encuentran entre aquellas disponibles en los diseños:

Bordes biselados

Los bordes biselados alrededor de la circunferencia de los discos de diamante mejoran la resistenciaal impacto y, cuando es llevada a los extremos, algunos fabricantes aseveran que reducen la torsiónpor medio del incremento efectivo de la inclinación hacia atrás, del cortador.

Múltiples capas de ciamantes

Los cortadores “Twin EdgeTM” de las barrenas GeoDiamond, promueven un segundo disco de PDCposicionado dentro del soporte de carburo, detrás del elemento cortante.

Soportes de Impregnados de diamantes

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Las barrenas FI PDC de Security DBS, tienen principalmente elementos cortadores PDC, cuyossoportes están compuestos de una seria de discos impregnados de diamantes.

3.3.7 Geometría del cortador

El disco de diamante PDC, unido al poste del cortador es susceptible a una variedad de formas defallas. Estas incluyen daños por impacto en forma de dientes astillados o quebrados y capas dediamantes descantados o astillados, como resultado de una pobre transferencia de calor a través delcortador. Este tipo de daño del cortador, obviamente tiene un impacto sobre el desempeño de labarrena. En tiempos recientes, los fabricantes de barrenas han tratado este tema, enfocándosesobre la geometría interna de los elementos cortantes PDC.

En un cortador PDC estándar, la unión entre la capa de diamantes y el sustrato de carburo, formauna simple interfase plana.

Al diseñar un cortador sin interfase plana entre estos dos elementos, resultará en resistencia superioral impacto y a la abrasión. Esto es debido al mejorado agarre mecánico y esfuerzo reducido entre eldisco de diamantes y el carburo así como al volumen substancialmente incrementado de losdiamantes. En años recientes tales innovaciones, han permitido correr barrenas PDC en formacionesde las cuales se creía podían ser perforadas únicamente con diseños de conos e insertos o barrenasde diamantes naturales.

La mayoría de los fabricantes de barrenas PDC son ahora capaces de proveer cortadores PDC, deestos tiempos.

3.4 Aplicaciones de las barrenas de cortadores fijos y características dediseño

Las barrenas PDC son altamente adecuadas para formaciones blandas hasta medias-duras,generalmente no-abrasivas, de composición homogénea. Mejoras en la tecnología y en el diseñohan extendido el rango de formaciones que pueden ser perforadas con barrenas PDC.

Conglomerados, Rocas Cuarzosa y Rocas Volcánicas, son usualmente consideradas, no perforablescon PDC.

En contraste, barrenas TSP y de diamantes naturales, se desempeñan en formaciones de media adura, tales como, calizas, dolomitas, anhidritas y arenas suavemente abrasivas, areniscas durasintercaladas y lutitas o arcillas cenagosas quebradizas.

Las barrenas TSP y de diamantes naturales son efectivas en formaciones más duras (medias aduras) y más abrasivas que las barrenas PDC, pero no son tan efectivas en formaciones másblandas.

Debido a su mecanismo cortante, la fuerza cortante (desgarrado), opuestamente a la acción deaplastamiento / excavación producida por barrenas de conos, las barrenas PDC requierenconsiderablemente menos WOB.

Las barrenas de cortadores fijos son conocidas por un mejor desempeño en lodos con base aceiteque en lodos con base agua, en donde las barrenas de conos, se afectan menos.

Cuando los parámetros de perforación son optimizados para una formación dada, se puede esperaruna considerable mejora en el ROP, cuando se compara con barrenas de conos convencionales. Sin

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DRILLING SCHOOLembargo, estas barrenas son mucho más caras que los diseños convencionales de barrenas deconos. Por estas razones se debe llevar a cabo una evaluación económica general.

Las barrenas de cortadores fijos también son una buena opción para las siguientes aplicaciones:

3.4.1 Altas velocidades de rotación

Muchas veces asociadas con el motor, pero particularmente con turbinas debido a su incapacidad delos sellos de los cojinetes de las barrenas tricónicas a tolerar altas velocidades rotarias. Las barrenasde cortadores fijos también conllevan menos riesgo de dejar deshechos en el agujero. Las barrenasde cortadores fijos diseñadas específicamente para aplicaciones con turbinas, son construidas conun perfil prolongado, generalmente parabólico con un ahusado más largo y una nariz cerca del eje dela barrena. Esto permite el incremento de redundancia del cortadores en áreas de alto desgaste.

3.4.2 Perforación de agujero estrechos o de eiámetro reducido (Slim Holes)

Las barrenas de cortadores fijos perforan más eficientemente que las barrenas de conos, con pocopeso en barrena. Por esta razón las barrenas PDC y de diamantes naturales son muchas vecespreferidas para perforación con tubería flexible, en donde la transferencia de peso a la cara de labarrena, es limitada.

3.4.3 Perforación direccional y horizontal

Cuando se requiere de peso reducido en la barrena, para propósitos de perforación direccional, lasbarrenas PDC pueden, una vez más, ser más efectivas que los diseños de barrenas de conos. Sinembargo, en ciertas formaciones, las barrenas PDC podrían producir demasiada torsión cuando lanavegación esta envuelta. En este caso, las barrenas de tres conos podrían ser la opción preferente.

Cuando se selección una barrena de perforación PDC para una aplicación direccional, las siguientescaracterísticas de diseño, deberán ser consideradas:

Tamaño del cortador

Cortadores de PDC de menor diámetro, producen menos torsión reactiva que, digamos, cortadoresde 19mm y de esta manera ayudan a la estabilidad. En general los cortadores de 13mm de diámetroy menores, son la opción preferente.

El uso de características reductoras de torsión, es de particular importancia cuando las barrenas secorren junto con un motor de lodos, el cual se podría ahogar en caso de que la barrena produjerademasiados recortes.

Orientación del Cortador

Altos grados de inclinación hacia atrás en los cortadores PDC, hacen el diseño de barrenas menosagresivo y por lo tanto ayudan a mantener el control de la cara de la herramienta.

Perfil de la Barrena

Un perfil de cara plana, incorporando un cono relativamente poco profundo con un quiebre afiladodesde la nariz del codo de la barrena, reduce la carga en puntos de cortadores individuales, alpermitir mejor distribución de WOB. Esto también reduce la torsión y hace a la barrena, másnavegable.

Longitud del calibre

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La longitud del calibre es muy importante cuando se selecciona una barrena para aplicacionesdireccionales. En caso de que mucha navegación sea requerida, entonces una longitud de calibrepequeña de 2.50 pulgadas o menos, proveerá mejor sensibilidad. Sin embargo, si se perforansecciones largas y horizontales, una barrena con una longitud de calibre fuertemente protegida y unpoco más larga, podría ser preferida.

Características adicionales de diseño

Cortadores de ampliación hacia delante (o hacia atrás): posicionados en el extremo inferior de lasuperficie del calibre, proveen acción cortante lateral adicional.

3.4.4 Diseños de barrena bi-céntricas y excéntricas

Las barrenas bicéntricas y excéntricas son diseñadas de manera que su paso por diámetro es menoral diámetro del agujero que están perforando. Esto se logra diseñando la barrena para que existauna asimetría en la estructura, así como un agrandamiento en el cuerpo, hacia un lado del eje.Cuando esta en uso, este lado agrandado, rotara junto con la barrena y cortara un agujero enmedida (o ligeramente sobre medida, dependiendo del diseño y el grado de excentricidad). Sinembargo sin rotación, la asimetría permite a la barrena pasar a través de un agujero de diámetromás angosto, que el que se acaba de perforar. Algunos diseños promueven una sección cona unabarrena piloto más pequeña en la punta, seguida por una sección ampliada de diámetro más grande.

Las barrenas bicéntricas y excéntricas tienen una cantidad de aplicaciones y pueden serbeneficiosas cuando se esta perforando lutitas en lodazales o formaciones salinas resbaladizas.

3.5 Clasificación de la Barrena de Cortadores Fijos

Al contrario de las barrenas de conos, no existe un sistema uniforme de clasificación que relacionesel tipo de barrena con la aplicación.

Los códigos de la IADC para clasificar barrenas de cortadores fijos, únicamente tienen la intenciónde proveer los medios para caracterizar de forma general su apariencia física. Dos barrenas de conun código de IADC similar o incluso igual, podrían tener capacidades de desempeñosignificativamente diferentes.

El sistema de clasificación de la IADC para estas barrenas se encuentra representado por unsistema de codificación de cuatro cifras. Los cuatro caracteres describen el material del cuerpo,densidad del cortador, tamaño y tipo del cortador y el perfil de la barrena, respectivamente.

Material del CuerpoM – MatrizS – Acero

Densidad del Cortador

Para barrenas PDC, este carácter se relaciona a la cuenta total de cortadores, incluyendo loscortadores estándar del calibre y clasifica desde 1 (juego ligero) hasta cuatro (juego pesado).

Para barrenas de diamantes en la superficie de la matríz (diamante natural, TSP o diseños deimpregnado de diamantes), los números 6 a 8, son utilizados para designar la densidad de loscortadores. En este caso, no obstante, el caracter representa el tamaño de los diamantes utilizadosen el diseño de la barrena, en lugar del numero de cortadores.

6 – tamaños de diamante más grandes que 3 piedras por quilate

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7 – 3 piedras por quilate a 7 piedras por quilate

9 – Más pequeño que 7 piedras por quilate

En esencia, el caracter es una indicación a grosso modo, de cuan dura o abrasiva podría ser laaplicación intentada. Una barrena de diamantes sobre la superficie con un 8 representando ladensidad del cortador, tendría diamantes más pequeños y sería indicada para formaciones másduras y/o más abrasivas de lo que sería para una barrena de diamantes codificada con un 6.

Tamaño o Tipo de Cortador

Para barrenas PDC, estos dígitos representan el tamaño de los cortadores, como sigue:

1 – cortadores más grandes que 24mm de diámetro 2 – 14mm a 24mm de diámetro 3 – 8mm a 13mm de diámetro 4 – cortadores de 8mm y menos

Para barrenas con juegos en superficie, el tercer digito representa el tipo de diamante:

1 - diamantes naturales 2 - TSP 3 – tipos de diamantes mezclados, es decir, diamantes naturales y elementos TSP 4 – diseños impregnados de diamantes

Perfil de la Barrena

El último caracter en el sistema de codificación indica el diseño del perfil de la barrena hasta lalongitud general de la cara cortante de la barrena. Clasifica desde 1 (perfil plano) hasta 4 (estiloturbina larga afilada)

La única excepción a esto es para las barrenas de perforación PDC tipo “cola de pez”, cuyacapacidad de limpieza durante la perforación de formaciones blandas a altas velocidades deperforación, es considerada como una característica más importante que su perfil.

4.0 Manejo de la barrena y procedimientos de conexión

Se deberá tener cuidado cuando se manejen barrenas de tres conos con insertos de carburo detungsteno y las barrenas de cortadores fijos, de todo tipo. Bajo ninguna circunstancia se deberápermitir que la estructura cortante de la barrena de cortadores fijos, entre en contacto con ninguna delas superficies de acero del equipo de perforación.

Antes de la conexión inicial, todas las barrenas deben ser medidas con un anillo de medición detamaño apropiado, es decir anillos calibrados de medición “Go” y “No Go”. Debido a que las barrenasde conos y barrenas de diamantes son fabricadas a diferentes tolerancias, es importante que lasbarrenas sean graduadas utilizando el anillo de medición apropiado. Un medidor “Go”, diseñado paragraduar barrenas de conos, mostrara un calibre para una barrena de cortador fijo, debajo de lamedida. Por lo que se deberá utilizar siempre un medidor “No Go” para graduar el calibre de unabarrena de cortadores fijos.

El número de serie de la barrena deberá ser registrado, junto con el tipo de barrena y el diámetro. Labarrena deberá ser cuidadosamente revisada por daños, toberas bloqueadas, etc. En caso de sernecesario, se podrá modificar el TFA (Area Total de Flujo), utilizando un expansor apropiado paracambiar las toberas. En todos los casos, se debe revisar que las toberas estén correctamentecolocadas. Las barrenas de diamantes naturales, barrenas impregnadas y barrenas TSP, tienen unTFA fijo, el cual no puede ser modificado en la localización del pozo.

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Las barrenas de tres conos deberán conectarse a la sarta de perforación utilizando el soltador de labarrena del tamaño correcto. Las barrenas de cortadores fijos, deberán ser “caminadas” a manosobre el porta barrenas y conectadas al motor o sub en forma manual antes de aplicar el torque deajuste. La torsión correcta de conexión deberá entonces ser aplicada.

5.0 PROCEDIMIENTOS PARA CORRER LA BARRENA

5.1 Barrenas de Conos

5.1.1 Metiendo Tubería

Conecte la barrena a la sarta y coloque la torsión adecuada. Baje la barrena lentamente, entre zonas con salientes y patas de perro. Pase la barrena lentamente por el tope del “liner”. Las barrenas de conos no están diseñadas para ampliar agujeros de bajo calibre. En caso de quese requiera ampliar, entonces deberá ser realizado con peso ligero y bajas RPM. Proteja las toberas de taponamiento.

5.1.2 Establecer Condiciones de Fondo

Rote la barrena y circule cuando se acerque al fondo. Esto prevendrá toberas tapadas y limpiará elrelleno del agujero. Toque el fondo ligeramente con bajas RPM. Incremente gradualmente las RPM. Incremente gradualmente el peso sobre la barrena (WOB).

5.1.3 Antes de volver a Correr Barrenas Verdes (reusables o en buen estado)

Asegúrese que la barrena está en calibre. Revise la estructura completa de los cortadores, en toda barrena. Revise los cojinetes sellados de barrena para asegurarse de la efectividad de sellado. Hunda los cojinetes sellados de barrena en agua o diesel para soltar la formación empacada en lospuertos ecualizadores de la capa de reservorio. Vuelva a engrasar 14 ¾ de diámetro y agrande los cojinetes abiertos de barrena.

5.2 Barrenas de Cortadores Fijos

5.2.1 Preparación

Antes de correr una barrena de diamantes en un agujero, corra una canasta chatarrera con labarrena previa a fin de colectar cualquier residuo metálico o insertos dejados por barrenasanteriores. Después de que la barrena previa ha sido sacada, revise si existen daños por desechos u otrosdesgastes, luego mídala. Si la barrena previa parece OK, prepare la nueva PDC para correrla dentro del agujero. Revise el O-ring e instale las toberas, en caso de ser apropiado, utilizando la llave de tuercascorrecta, de acuerdo con el procedimiento recomendado por el fabricante. Revise si hay daños en los cortadores

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Revise que la barrena esta en tolerancia con el diámetro y que no existe material extraño dentro deella. Tome nota del estado y condición general de la barrena antes de entrar en el agujero.

5.2.2 Corrida de la Barrena (con ensamblaje rotario)

Trate la barrena de cortadores fijos con cuidado. NO baje la barrena sin colocar un soporte demadera o de goma debajo de los cortadores de diamantes. Un soltador de barrenas correcto debe ser utilizado y la barrena deberá ser conectada hasta latorsión correcta, según lo determinado por el tamaño de la conexión del piñón. Se deberá tener cuidado al correr la barrena a través de la mesa rotaria y a través de cualquier sitioangosto conocido. Golpear las capas o correr a través de sitios angostos sin cuidado, podría dañarlos cortadores o el calibre. La ampliación no es recomendada, sin embargo y en caso de ser necesaria, levante la sarta yaplique el máximo de caudal (gasto) posible. Rote aproximadamente a 60 RPM. Avance la barrena através del sitio angosto con no más de 4000 libras de peso sobre ella (WOB), en todo momento. Una vez que se acerque al fondo del agujero, lavar despacio las tres últimas juntas de tubería aflujo completo y con 40 a 60 RPM, para evita taponar la barrena con los recortes acumulados. Una vez que el fondo ha sido localizado la barrena deberá ser levantada justo por encima del fondo(+/- 1 pie, de ser posible) y se deberá circular flujo completo mientras se rota lentamente poraproximadamente 5 a 10 minutos. Después de circular, vuelva lentamente al fondo y establezca el patrón de corte. Cuando este listo para comenzar a perforar, incremente la velocidad de rotación aaproximadamente 100 RPM y comience a cortar un nuevo patrón de corte con aproximadamente1000 a 1400 libras WOB. Corte por lo menos un pie de esta manera antes de determinar el peso sobre la barrena y las RPMóptimas para perforar. Determine los parámetros WOB y ROP óptimos, conduciendo una prueba de perforabilidad.

5.2.3 Corrida de Barrena (con PDM ó Turbina)

Arranque las bombas e incremente hasta la tasa de flujo (gasto) deseado, cuando se este cerca delfondo. Después de un corto periodo de limpieza, baje la barrena al fondo e incremente el WOB, en formalenta. Después de establecer un patrón de corte, se podrá agregar más peso, lentamente. A medida que se incrementa el peso, también se incrementara la presión de bombeo, de modo quela presión diferencial y el WOB deberán ser mantenidos dentro de las especificacionesrecomendadas para el motor de fondo. La tubería de perforación deberá ser rotada lentamente, para prevenir atrapamientos diferenciales. Todas las demás prácticas operacionales, estarán de acuerdo con las prácticas estándar.

5.3 Pruebas de Perforabilidad

Las pruebas de perforabilidad son realizadas para asegurarse de la óptima combinación de peso enbarrena y velocidad rotaria para conseguir la máxima velocidad de perforación. Tales pruebasdeberán ser realizadas: Al comienzo de la corrida de una barrena Al encontrar una nueva formación Cuando ocurra una reducción en la ROP

5.3.1 Procedimiento de la Prueba de Perforabilidad

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DRILLING SCHOOL1. Mantenga un valor de RPM constante. Seleccione un WOB cerca del máximo permitido.2. Registre el tiempo de perforar un incremento de peso, por ejemplo, 5,000 libras.3. Vuelva a aplicar el peso inicial y registre la longitud de la tubería perforada durante el paso 2.4. A partir de los pasos 2 y 3 se podrá encontrar la velocidad de perforación.5. Repita los pasos 2 y 3, por lo menos 4 veces. La última prueba deberá estar en el mismo valor quela primera. Repetir estas pruebas, determinará si la formación ha cambiado o no.6. Grafique el tiempo para perforar en segundos vs. el peso aplicado sobre barrena.7. Grafique la velocidad de perforación vs. el peso sobre la barrena8. Seleccione el peso sobre la barrena que produjo la mejor ROP. Mantenga este WOB constante yrepita lo anterior pero variando las RPM.9. Grafique las ROP vs. RPM y seleccione la RPM que dio la mayor ROP. Esta es la velocidadrotaria óptima.10. Estos valores obtenidos para WOB y RPM, resultarán en un progreso óptimo para esta formaciónen particular y el tipo de barrena.

5.4 Perforación del Cuelo Flotador y la Zapata

Si se utiliza una barrena PDC, asegúrese que el equipo flotador sea del tipo perforable con PDC. Lalimpieza debe ser realizada con un alto WOB y bajas RPM.

6.0 DINAMICA DE LA PERFORACION RELACIONADA CON LA BARRENA

Las vibraciones de fondo pueden ser extremadamente nocivas para el desempeño de la barrena ypodrían también resultar en daños sobre las herramientas de fondo, como sensores de MWD/LWD ymotores de lodo. Las vibraciones de fondo están ampliamente asociadas con la interacción entre labarrena y la formación que se está perforando y son, por lo general el resultado de la naturaleza, dealguna manera agresiva de los diseños de la estructura cortante de los PDC. Sin embargo, se deberecordar que estos problemas de vibración no están restringidos a corridas con barrenas PDC y quelos ensamblajes con barrenas de conos pueden estar sujetos a muchos de los mismos problemas.

Existen tres formas principales de vibración de fondo, las cuales, ya sea que ocurran independientesuna de la otra o juntas, pueden impedir el desempeño general de la perforación:

Vibraciones Axiales Vibraciones Laterales Vibraciones de Torsión

6.1 Vibraciones Axiales

Muchas veces denominadas “rebote de barrena”, las vibraciones axiales toman la forma demovimiento axial periódico de la barrena, en la dirección del eje central de la sarta. A medida que labarrena vibra hacia arriba y hacia abajo en el fondo del agujero, el peso aplicado a cada cortador deforma individual, cambia. La profundidad de corte de los cortadores cambia, alcanzando desde unmínimo, cuando la barrena esta en la posición “hacia arriba”, hasta un máximo, cuando la barrenaesta nuevamente en fondo. Variaciones en la profundidad de corte se traducen en variaciones en latorsión. Estas fluctuaciones pueden ser una causa de vibración de torsión en la barrena, llevándonosun potencial comportamiento de atrapamiento de corrida. El rebote de barrena es generalmente máspreocupante cuando se corren barrenas de conos.

6.2 Vibraciones Laterales

La vibración lateral, algunas veces llamada “giro de la barrena”, es el movimiento periódico lateralde la barrena en el plano "x-y". El giro de la barrena es un fenómeno específico que ocurre cuando

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DRILLING SCHOOLlas fuerzas dinámicas penetran dentro del agujero, causan que el centro instantáneo de rotación dela barrena, se mueva de su centro geométrico. Cuando una barrena PDC gira, corta con un patrónde muti-lóbulos en el fondo vs. los círculos concéntricos vistos en el patrón de fondo de una corridanormal de la barrena.

Cuando un cortador individual PDC “agarra” la formación, el centro instantáneo de rotación de labarrena es deslizado al punto de contacto cortador/formación. Esto, a su vez, crea un movimientogiratorio hacia atrás que imparte impacto de carga sobre los cortadores PDC en el lado opuesto delcentro de rotación. Los daños inducidos por el giro, son generalmente causados por estas altascargas de impacto, que provienen de detrás de los cortadores.

El giro ocurre cuando es introducida una fuerza de desbalance, tal como cuando: Se perfora un pozo inclinado. La dureza de la formación cambia y el agujero descubierto no es perpendicular a los planos dedepositación de la formación. La sarta de perforación esta vibrando debido a estabilización inadecuada. La suma de las fuerzas sobre los cortadores cada cortador individual tiene un componente lateral.

Las primeras tres de estas condiciones son el resultado de factores fuera del control del diseñadorde la barrena.Sin embargo, y en un esfuerzo para superar esto último, un gran énfasis es colocado en el balancede la fuerza y masa de los diseños de barrenas PDC.

Utilizando las últimas técnicas de diseño por computador (CAD), el diseñador de barrenas puedecontrolar la dirección y magnitud relativa de las fuerzas sobre cada uno de los cortadores. Estasfuerzas individuales sobre los cortadores, pueden ser sumadas y resueltas en sus componentesresultantes, produciendo una fuerza axial (fuerza de peso-en-barrena), fuerza de torsión (torsión o“torque” y fuerza radial para un juego de condiciones iniciales conocidas. La fuerza radial o “fuerzade balance”, es virtualmente directamente proporcional a la fuerza axial y es por lo tanto usualmenteexpresada como un porcentaje del WOB aplicado en una dirección en particular.

El balance de la fuerza de los cortadores se confunde muchas veces con el balance dinámico de lamasa en el diseño de la barrena como tal. A medida que una barrena es rotada, se genera unafuerza que es influenciada por la distribución de masa en la barrena.

Esta fuerza es proporcional a la masa de la barrena, la distancia entre el centro de la masa y el ejede rotación de la barrena y el cuadrado de la velocidad de rotación. Debido a que la mayoría de losdiseños de barrenas PDC son generalmente de forma simétrica, usualmente no habrá una grandistancia entre el centro de masa y el eje de rotación. El efecto de desbalance, como resultado de ladistribución de la masa de la barrena, es por lo tanto relativamente insignificante cuando se comparacon la fuerza generada por la estructura cortante.

Una de las formas con las cuales los fabricantes intentan superar el problema del desbalance defuerzas, es la de hacer que la suma de las fuerzas de cargas generadas por los cortadores, tenganun cierto valor dirigido a través de una vía de medición larga de baja fricción diseñada paradeslizarse a lo largo de la pared del agujero descubierto. Si el valor de esta fuerza cortadoraresultante es siempre mayor que las fuerzas laterales inevitables, entonces la fuerza total siemprepasará a través del área del calibre y la barrena se establecerá por si sola, durante la perforación.La dirección de esta fuerza es limitada a un pequeño arco en la circunferencia de la barrena yempuja esta área de la barrena, continuamente contra la formación. El contacto continuo con laformación reduce las vibraciones en el agujero y previene que la barrena “camine” alrededor delagujero, es decir, impide el “giro de la barrena” mencionado arriba.

Otros fabricantes intentan limitar el efecto de las vibraciones laterales colocando los cortadores dePDC, de forma tal que los cortadores en una aleta, directamente enruten los de la aleta anterior (locontrario de estar colocados de forma convencional en una configuración en espiral, radiando desde

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DRILLING SCHOOLel cono hasta la barrena. Esta iniciativa fue tomada por “Security DBS” en su categoría “Trac-Set” debarrenas PDC. Los surcos resultantes en la formación, que permanecen sin cortar en cada rotaciónde la barrena, se dice que restringen el movimiento general. Los pasadores impregnados dediamantes de respaldo, posicionados directamente detrás de los cortadores PDC en cada aleta y queson incluidos en muchos diseños, se dice, ayudan a reducir las vibraciones laterales.

A pesar de que la iniciativa de cada fabricante de barrenas hacia el problema de “giro de barrena”,podría variar, todas están dirigidas a la mejora definitiva de la estabilización del diseño de barrenas.Un fabricante de barrenas, Reed-Hycalog, introdujo al mercado un tipo de barrenas PDC, cuyanavegación se supone alcanza la de los diseños de las barrenas de cono. Esto se logra diseñando labarrena con un anillo de medición de 360 grados de completo contacto, que previene que loscortadores exteriores se troceen dentro de la formación. La restricción resultante en vibracioneslaterales, ayuda a estabilizar la barrena, produce una torsión más homogénea y reduce el efecto de“giro de la barrena”.

Así como la mejora de la sensibilidad direccional, el uso de la barrena ayuda a producir un agujeromás homogéneo.

6.3 Vibraciones de Torsión y Atrapamientos de Corrida

Viéndolo de forma simple, la fuerza de torsión es causada cuando una punta de un objeto es torcidamientras que la otra punta es mantenida firme o cuando son torcidas en direcciones cont rarias Lasfluctuaciones en la torsión dentro del agujero pueden conllevar al desarrollo de vibraciones detorsión.

Existen dos tipos básicos de vibración de torsión a las cuales esta sujeta la sarta de perforación:

Vibraciones transitorias, que corresponden a los cambios de las condiciones dentro del pozo, porejemplo, tipos de litología entrecruzados.

Vibraciones estacionarias que son auto-inducidas a través de acciones sobre la sarta deperforación, como por ejemplo fuerzas de fricción entre la tubería y la pared del agujero, cambio enel peso sobre la barrena o de los estabilizadores que se cuelgan.

Las vibraciones de torsión de la sarta de perforación ocurren frecuentemente. Cuando se conviertenen severas, pueden empeorarse y convertirse en oscilaciones de atrapamiento de corrida, por mediode lo cual la barrena podría dejar de girar hasta que se desarrolla la torsión suficiente en la barrena,para superar la fricción estática.

Cuando la barrena paralizada logra soltarse, lo hace a velocidades rotacionales que van desde 2 a10 veces la velocidad rotacional en superficie. Al momento de soltarse, una onda de torsión viajadesde la barrena de perforación, a través de la sarta de perforación, hasta la superficie. El equipo deperforación refleja o rebota esta onda de regreso a la barrena, que una vez más, se paraliza.

Este ciclo se repetirá, a menos que los parámetros de perforación sean ajustados para interrumpirlo.Durante vibraciones de torsión severas, es posible que la barrena gire hacia atrás. En formacionesde rocas duras, esto puede dañar la barrena en un corto espacio de tiempo.

Las vibraciones de torsión de la sarta de perforación pueden identificarse por medio de lasoscilaciones cíclicas de la torsión en superficie, en la corriente de entrada para el motor de la rotariay algunas veces la velocidad de rotación. También pueden observarse variaciones cíclicas en lapresión del tubo vertical.

El atrapamiento de corrida causa oscilaciones de torsión y velocidades de rotación a lo largo de todala longitud de la sarta de perforación.

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Estos periodos de oscilación y el comportamiento cíclico de torsión, medidos en superficie, sonbuenos indicadores de vibraciones de torsión en la sarta de perforación. Las características de laoscilación dependen de la longitud y peso de la tubería de perforación, las propiedades mecánicasdel sistema de perforación, la velocidad de rotación en superficie, y la naturaleza y ubicación de lafricción dentro del agujero.

Al utilizar los valores máximos, mínimos y promedio de la torsión en superficie, uno podría deducir laextensión del movimiento de atrapamiento de corrida, de la barrena.

Reducir el peso sobre la barrena y/o reducir la velocidad de rotación, puede ayudar a remediar elproblema. En casos severos, se podrían requerir modificaciones de las propiedades de lubricaciónen el sistema de lodos.

Las vibraciones de torsión de la sarta de perforación y en particular las oscilaciones de atrapamientode corrida son perjudiciales para la vida de la sarta de perforación y la barrena. Las oscilaciones detorsión cíclicas pueden llevar a fallas por fatiga prematuras en la tubería de perforación.

Hay muchas ventajas a ser reconocidas al reducir o eliminar las oscilaciones de atrapamiento decorrida. La fase de “atrapamiento” del atrapamiento de corrida, incrementa la probabilidad de teneruna tubería atrapada y una partición por torsión al continuar rotando, mientras que la fase de“corrida” es dañina para la barrena debido a las altas velocidades de rotación que pueden seralcanzadas por la barrena al momento de soltarse lo que conllevaría al desenrosque las conexiones.

6.3.1 Predicción y Monitoreo de Vibraciones de Fondo

Hoy en día se tienen disponibles paquetes de análisis y de cálculo (software) que cuando sonutilizados apropiadamente, pueden ayudar a predecir la probabilidad de que ocurran vibraciones defondo. Parte del software de diseño de BHA, el modulo de “Sperry-Sun's 'WhirlTM”, puede predecir,para un BHA y una geometría de pozo dada, las combinaciones de peso en barrena y velocidadesrotarias que probablemente exciten al BHA a frecuencias de resonancia e induzcan el “giro de labarrena”. Esto provee la oportunidad, en la etapa de diseño del BHA, ya sea de, cambiar el diseñopara que sea más tolerante o proveer al perforador con un juego de parámetros que debe evitar.

Un número de compañías de servicio han desarrollado herramientas de fondo que permiten que losniveles de vibración sean medidos en tiempo real. Un ejemplo de estas herramientas es el Sensor deDinámica de Sarta de Perforación “Sperry-Sun's MWD”. La herramienta consiste en un paquete deun acelerómetro triaxial montado en una herramienta de Rayos Gamma Dual modificada, eliminandola necesidad de un medidor MWD adicional, en la sarta. Los acelerómetros están orientados con eleje Z a lo largo de la sarta de perforación, el eje X alineado lateralmente y el eje Y a 90 grados de losotros dos ejes pero tangencial a la sarta de perforación. Esta configuración permite a la herramientamonitorear las vibraciones axiales, laterales y de torsión, a medida que ocurran. La información deaceleraciones promedio, máximas e instantáneas, en tiempo real, pueden ser utilizados parainterpretar y analizar las vibraciones dentro del pozo, e indicar la existencia de comportamiento deposible atrapamiento de corrida, giro de la barrena y rebote de la barrena, para la oportuna toma deacciones correctivas.

7.0 IDENTIFICACION DE PROBLEMAS DE PERFORACIÓN

Las tres fuentes mayores de información durante la perforación, son las presiones (diferencial ycirculante), la torsión y velocidad de perforación:

7.1 Presión Diferencial

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DRILLING SCHOOLLa presión diferencial reducida indica una o más de las siguientes condiciones:

Tasa de flujo (o gasto) reducida Fugas en la tubería Erosión extrema de la barrena (no usual) Peso sobre la barrena (WOB) reducido

Un incremento en la presión diferencial indica una o más de las siguientes condiciones:

Aumento en la tasa de flujo (gasto) Los cortadores han desgastado de manera que la cara de la barrena se encuentra en contacto conel fondo del agujero Peso excesivo sobre la barrena Gran profundidad de corte: la formación es mas blanda de lo esperado

7.2 Presión Circulante

Presión de bombeo con barrena arriba del fondo

El incremento de presión circulante podría ser debido a una o más de las siguientes causas:

Peso mayor del lodo o propiedades inadecuadas del lodo Toberas de la barrena taponadas o parcialmente taponadas Tasa de flujo (gasto) incrementada Restricción anular

La disminución de presión circulante puede deberse a una o más de las siguientes causas:

Peso del lodo más liviano Fuga en la sarta Reducción en la tasa de flujo (caudal o gasto) Aire en el lodo Mal funcionamiento de bomba

7.3 Torsión (Torque)

Incremento de torsión Cambios en los ángulos del agujero Fuga en la sarta Cambio de formación Propiedades no adecuadas del lodo Incremento en el peso sobre la barrena Limpieza inadecuada del pozo Falla de los cojinetes (rodamientos) en una barrena de tres conos

Disminución de torsión

Cambios de formación Cambios en la velocidad de rotación Disminución en el peso sobre la barrena Mejora en las propiedades del lodo El ángulo del agujero se esta enderezando

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DRILLING SCHOOLTorsión irregular / variable

Ampliación con estabilizador Perforación seca Barrena embolada Perforación de formación arenosa Residuos metálicos en el agujero fugas en la tubería WOB excesivo Cambios en la velocidad de rotación

7.4 Velocidad de Perforación (ROP)

Un incremento en el ROP podría indicar:

Cambios en la formación y/o Perforando cerca del balance (reduciendo sobrebalance)

Una disminución en la ROP puede resultar de uno o más de las siguientes condiciones: Barrena desgastada Los parámetros WOB, RPM o hidráulicos no están optimizados Cambios en la formación Agujero torcido fugas hidráulicas en la sarta Incremento de sobrebalance

Un ROP cambiante indica una o más de las siguientes condiciones:ormacies intercaladas Desgaste de Barrena Barrena embolada Fugas Hidráulicas Transferencia inconsistente del WOB

8.0 CLASIFICACION DE BARRENAS DESGASTADAS

Un aspecto importante del mejoramiento del desempeño es el reporte de toda la informaciónperteneciente a la corrida de la barrena. Ambos, el ingeniero de perforación y el fabricante de labarrena, por igual, utilizaran esta información para:

Mejorar la selección de barrenas en pozos futuros Mejorar el diseño de barrenasJunto con el grado final de desgaste de la barrena en si, los siguientes factores deberán serregistrados con exactitud: Longitud (en pies) perforados Velocidad de perforación Parámetros de perforación promedio, máximos y mínimos (WOB, RPM, tasa o gasto de flujo). Propiedades del fluido de perforación (tipo, densidad, viscosidad, etc.). Tipo de mecanismo de perforación (rotatorio, sistema rotatorio navegable, con motor, etc.). Porcentaje de navegación para la corrida inclinación, azimut y velocidad de incremento angular o de giro Tipo de formación Topes de formación

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ESTRUCTURA DE LOS ELEMENTOS CORTANTES B G OBSERVACIONES

FILASINTERNAS

FILASEXTERNAS

CARÁCT.DESGASTE

LOCALIZCOJINETE

YSELLO

1.2 CALIBRE

EN 1/16”

OTRASCARCAT

RAZONPARASACAR

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8.1 Sistema de Clasificación de la IADC para Barrenas Desgastadas

La tabla de clasificación de la IADC para barrenas desgastadas permite registrar ocho factores ocriterios de evaluación del desgaste. La tabla aplica tanto para barrenas de conos como parabarrenas de cortadores fijos, a pesar de que existen diferentes códigos de desgaste para cada una.

8.1.1 Desgaste de la Estructura de los Cortadores / Elementos Cortantes

Para ambas barrenas el desgaste es medido en una escala desde 0 (cero desgaste) hasta 8 (perdidatotal de la estructura de corte).

Cuando se clasifica una barrena PDC, es importante recordar que los cortadores deberán serclasificados bajo la condición del compacto de diamante visible, sin importar la forma o exposicióndel cortador. Por ejemplo, si al comienzo de la corrida de la barrena, un cortador PDC tiene un 50%del compacto de diamantes expuesto por encima de la altura de las aletas, y después de la corrida,todo el diamante expuesto “utilizable” ha sido desgastado, entonces la clasificación correcta dedesgaste para el cortador será “4” – igualando el 50% desgastado. Un error común sería el declasificar el desgaste en dicho cortador como con un valor de “8”.

Para barrenas de Diamantes Naturales, TSP e Impregnada de Diamantes, el desgaste esdeterminado comparando la altura del cortador visible inicial (o, en el caso de diseños Impregnados,altura inicial de las aletas), con la cantidad remanente, después de la corrida de la barrena. Es por lotanto importante recordar inspeccionar y medir la estructura de elementos cortantes, antes de correrla barrena.

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8.1.2 Localización del desgaste de los cortadores para Barrenas de Conos

Cuando se entra al área de características de embotamiento para barrenas de conos, los siguientescódigos, junto con el número del cono (es decir, 1, 2 ó 3), se deberán utilizar así:

N = Fila de NarizM = Fila del MedioG = Fila del CalibreA = Todas las Filas

8.1.3 Códigos de Localización para Barrenas de Cortadores FijosCONO / NARIZ

HOMBRO / ”TAPER”

1.1 CALIBRE

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Códigos de Clasificación de la IADC para Barrenas Desgastadas

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Condición delDesgaste

Posible Causa Posibles Soluciones

Desgaste excesivo de

los cojinetes

Velocidad excesiva de rotaciónTiempo excesivo de rotaciónWOB excesivoExceso de arena en el sistemade circulaciónLastra barrena desestabilizadaTipo de barrena inapropiado

Disminución de RPMReducción de las horas de rotaciónWOB más ligeroRemoción de arena del sistemacirculatorioEstabilización de lastra barrenasUso de un tipo de barrena paraformaciones más duras y con unaestructura de cojinetes más fuerte

Quiebre excesivo de

dientes

Tipo inapropiado de barrena

Procedimiento de arranque

inadecuado para la barrenanuevaWOB excesivo

Uso de un tipo de barrena paraformaciones más duras y con unamayor cantidad de dientesUso del procedimiento de arranqueapropiado para la nueva barrena

WOB más ligero

Desgaste

desbalanceado dedientes


Procedimiento de arranque

inadecuado barrena nueva

Uso de tipo diferente de barrenabasado en las filas de dientes queestán excesivamente desgastadosen la barrena embolada.Uso apropiado de procedimiento dequiebre para la nueva barrena

Desgaste excesivo de

dientes

Velocidad excesiva de rotaciónTipo de barrena inapropiado

Uso de un tipo de barrena con

dientes sin recubrimiento

Disminuya la velocidad de rotaciónUtilice un tipo de barrena paraformaciones más duras y con unamayor cantidad de dientesUse un tipo de barrena que tengadientes recubiertos

El fluido corta los dientesy conos

Tasa de flujo (gasto) excesivaExceso de arena en el sistemade circulación

Reducción en tasa de circulaciónRemoción de arena del fluido decirculación

Deslizado debido al

embolamiento

WOB excesivoTipo inapropiado de barrena

Tasa de flujo insuficiente

WOB más ligeroUse un tipo de barrena paraformaciones más blandas condientes más espaciadosIncremente tasa de flujo

Excesiva disminución decalibre


Tiempo excesivo de rotación

Use una barrena que tenga mayorprotección contra la disminución demedidasReducción de horas de rotación

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8.1.5 El Calibre

Debido a que las barrenas de conos y las barrenas de diamantes son fabricadas hasta distintastolerancias, es importante que las barrenas sean calibradas utilizando el anillo medidor apropiado. Sise calibra una barrena de cortadores fijos que está en calibre con un medidor tipo “Go”, diseñadopara calibrar las barrenas de conos mostrará la barrena estar bajo-calibre. Se deberá utilizar siempreun medidor “No Go” para calibrar las barrenas de cortadores fijos.

8.2 Condiciones de Barrenas Usadas / Causas / Tablas Remediales

8.2.1 Barrenas de Conos

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Condición del Desgaste Posible Causa Posibles Soluciones

Diamantes pulidos

Rotando en una formacióndura sin perforar

Adicione WOB o seleccione unabarrena con diamantes /cortadores más pequeños

Diamantes rotos

Estabilización inadecuadaVibraciones anormales

Manejo inadecuado

Corrija la estabilizaciónReduzca la vibración, cambiandoel RPMManejo adecuado

Diamantes trasquiladosArranque inadecuado óCortadores de Naríz partidos

Corrija procedimiento dearranque, limpieza de fondo,

Diamantes quemados

(aplanados)

Enfriamiento inadecuado Incremente el la tasa decirculación para mejorar elenfriamiento

Barrena quemada

Sobrecalentamiento comoresultado de taponamiento y /o embolamiento

Cuide que exista la hidráulicaapropiada

Revisión de calor de lossoportes de la PDC o elcuerpo de la barrena (matriz)

Sobrecalentamiento

garganta desgastada

Fragmentos de formacióndura rodando dentro de lagarganta

Hidráulica apropiada

Perdida de Calibre (Tamaño)

Largos intervalos ampliadoscon enfriamiento inadecuado,debido a los espaciostaponados con desechos

Mientras este ampliando,reduzca las RPM y el peso sobrela barrena

daños por desechos

Desechos en el agujero justodelante de la primera barrenade diamantes utilizada

Limpie el fondo sobre la barrenaprevia, corra con ella la canastachatarrera en la sarta

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8.2.2 Barrenas de Cortadores Fijos

9.0 ACTIVIDAD ECONOMICA DE LA CORRIDA DE BARRENAS

A pesar de que las barrenas de perforación contribuyen sólo con una fracción del costo del equipo engeneral, ellas pueden ser el elemento más crítico en el cálculo de la actividad económica de laperforación. El costo de una barrena PDC o una barrena de diamantes podría ser muchas veces elde una barrena de conos dentados y con esto se vuelve evidente que el uso de diseño de barrenamás costoso debe ser económicamente justificado a través de un desempeño superior.

El método aceptado de evaluar el desempeño de barrenas en términos económicos, es el de calcularel costo por pie (o por metro) perforado. Ya que una barrena PDC es considerablemente más

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DRILLING SCHOOLcostosa que una de conos, es evidente que la barrena PDC debe compensar dicho costo adicionalperforando más rápido y / o perforando más tiempo. La siguiente fórmula es utilizada para calcular elcosto por pie perforado:

C = R (T + D) + BF

Donde:C = costo de perforación por pie ($/pie)R = costo operativo del equipo de perforación ($/hr)T = tiempo de viaje (hr)D = tiempo de perforación (hr)B = costo de barrena ($)F = pies perforados (pies)

La fórmula de perforación costo-por-pie, es válida para cualquier tipo de barrena. La fórmula puedeser usada después de correr una barrena con datos de desempeño real para calcular un costo porpie real o puede ser utilizada antes de correr una barrena, con valores supuestos para calcular uncosto por pie proyectado. Una proyección de costo por pie para una barrena propuesta, esusualmente comparado al costo por pie real, obtenido de pozos vecinos (o de prueba).

Cuando se propone una barrena PDC en un área en donde normalmente se corren barrenas deconos, puede ser útil realizar un análisis de igualdad (break-even) para identificar el nivel dedesempeño (en términos de longitud y horas). En este caso una barrena PDC tendrá que lograr tenerun costo total de perforación igual al de las barrenas de conos.

A continuación se presenta un ejemplo de un análisis de igualdad para una barrena PDC:

Datos de desempeño en un pozo vecino (o de prueba)

Tiempo total de rotaciónTiempo total de viajeCosto operacional del equipo de perforaciónCosto total de la barrenaTotal de pies perforados

= 100 hrs.= 45 hrs.= $500 hr= $16,000= 3,750 ft

Utilizando la ecuación de costo de perforación, el costo por pies logrado en esta sección del pozovecino (o de prueba), es calculada en US$23.60/pie. Si una barrena PDC puede resultar en el mismovalor, estará en “igualdad”. En caso de que un desempeño mejor pueda ser razonablementeesperado, el uso de una PDC puede ser económicamente justificado. El análisis de igualdad requiereque el desempeño de la barrena PDC sea estimado. Este desempeño puede ser calculado de dosmaneras distintas:

1. Longitud (en pies) supuesta

Si la longitud se supone equivalente a 3,750 pies se debe calcular la velocidad de perforación de labarrena para conseguir un costo-por-pie de US$23.60/pie o menos.Usando la fórmula:

ROPBE = R.C - (R x T + B) / F

Donde:ROPBE = velocidad de perforación en igualdadC = costo de desalineamiento por pie ($/pie)T = tiempo de viaje para la barrena PDC ($)B = costo de barrena propuesta ($)F = Longitud asumida (pies)R = costo operacional del equipo de perforación ($/hr)

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Utilizando los datos de desempeño del pozo vecino (o de prueba), previamente presentados y lassiguientes suposiciones para la barrena propuesta se puede calcular una velocidad de perforaciónasí:

T= 10 hrB= $28,000F= 3,750 pies

En este ejemplo, la barrena propuesta tendrá que perforar el intervalo con una velocidad deperforación de al menos 34 pies/hora, para justificar su uso.

2. Velocidad de Perforación Supuesta

Si la velocidad de perforación es supuesta, se puede calcular longitud mínima que la barrena debeperforar para ahorrar dinero al operador.

La formula derivada en este caso, es:

FBE = R x T + B.C - R / ROP

Donde:

FBE = longitud en igualdad (pies)ROP = velocidad de perforación asumida (pies/hr)

Asumiendo una velocidad de perforación de 45 pies/hora, la barrena propuesta debe perforar 2,287pies para quedar por igual con el pozo vecino (o de prueba).

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SECCION 4

DISEÑO DE SARTA DE PERFORACION

Contenido

1.0 Componentes de la Sarta de Perforación1.1 “Kelly” (Flecha) o Sistema de “Top Drive” (TDS)1.2 Tubería de Perforación (DP)1.3 Tubería de Perforación Extrapesada (HWDP)1.4 Lastra Barrenas (DC)1.5 Otras Herramientas de Fondo1.6 Barrenas

2.0 Consideraciones de la Sarta de Perforación2.1 Tubería de Perforación2.2 Lastra Barrenas2.3 Estabilización2.4 Percusores de Perforación2.5 Aceleradores2.6 Amortiguadores2.7 Barrenas Ampliadoras y Ampliadoras

3.0 Diseño de la Sarta de Perforación3.1 Objetivos3.2 Suposiciones3.3 Factores de Diseño

4.0 Diseño de Pozos de Ángulos Verticales a Moderados4.1 Etapas de Diseño4.2 Tamaño de las Lastra Barrenas4.3 Conexiones BHA / Características4.4 Colocación de Percusores de Perforación y Estabilizadores4.5 Longitud de la Sección de BHA4.6 Capacidad de Torsión de la Junta4.7 Proporción de Inflexibilidad4.8 Diseño de Tensión de la Tubería de Perforación4.9 Presión de Ruptura4.104.114.124.134.14

Presión de ColapsoCargas CombinadasFuerzas de Estabilidad y Pandeo de la Tubería de PerforaciónAplastamiento por la Acción de las CuñasComponentes Soldados

5.0 Diseño para Pozos de Alcance Extendido5.1 Consideraciones Generales de Diseño5.2 Estimando las Cargas de la Sarta de Perforación5.3 Coeficiente de Arrastre5.4 Angulo Critico de Agujero5.5 Torsión

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5.6 Juntas No-Estándar5.7 Factores que Afectan la Capacidad de Torsión5.8 Fatiga en Pozos ERD

6.0 Fatiga6.1 Fuentes de Fatiga-Inducción de Esfuerzos Cíclicos6.2 Mitigación6.3 Velocidades Rotarias Criticas6.4 Corrosión en Fluido Base Agua6.5 Practicas de Operación de la Sarta de Perforación

ANEXO 1Calculo de BSRCaculo de Torsión de Conexión de un Tramo

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1.0 COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIONLos componentes de la sarta de perforación son:

1.1 “Kelly” (Flecha) o Sistema de “Top Drive” (TDS)No es exactamente parte de la tubería de perforación, pero transmite y absorbe torsión hacia yde la sarta de perforación, mientras soporta toda la carga de tensión de la sarta de perforación.

1.2 Tubería de Perforación (DP)Transmite potencia por medio del movimiento rotatorio del piso del equipo de perforación a labarrena, y permite la circulación del lodo.Están sujetas a complejos esfuerzos, así como el resto de la sarta de perforación. La tubería deperforación nunca debe ser corrida en compresión o utilizada para peso en barrena, excepto enagujeros de alto ángulo u horizontales, en donde la estabilidad de la sarta y la ausencia depandeamiento debe ser confirmada por medio del uso de un software de modelado.

1.3 Tubería de Perforación Extrapesada (HWDP)Ellas hacen la transición entre la tubería de perforación y las lastra barrenas, evitando así, uncambio abrupto en las áreas seccionales cruzadas. También son utilizadas con lastra barrenaspara proveer peso en barrena, especialmente en agujeros de 6” o 8½” en donde el efecto depandeo de la HWDP debido a la compresión, es mínimo.

La HWDP reduce la inflexibilidad del BHA, también son mas fáciles/rápidas de manejar que lasDC’s y mas importante aun, reducen la posibilidad de atrapamiento diferencial.

1.4 Lastra Barrenas (DC)Proveen el peso en barrena, manteniendo la sección de la tubería de perforación en tensión,durante la perforación. El punto neutral que debe estar localizado en la parte superior de lasección de lastra barrenas: 75 a 85% (máximo), debe estar disponible para ponerse bajocompresión (Peso Disponible en Barrena).

1.5 Otras Herramientas de FondoIncluyen: Estabilizadores, Combinaciones, Percusores de Perforación, MWD, Barrenas deAmpliación, etc.

Todas tienen distintas funciones, pero dos puntos mayores en común: Su colocación es crucialcuando se diseño una sarta de perforación e introducen “irregularidades” en la sarta deperforación, es decir, diferente ID/OD y diferentes características mecánicas (torsión/flexión,etc.), que deben ser tomadas en cuenta durante el diseño de una sarta de perforación.

1.6 BarrenasVea la Sección 6. Barrenas

2.0 CONSIDERACIONES DE LA SARTA DE PERFORACION

2.1 Tubería de PerforaciónLos factores principales envueltos en el diseño de una sarta de tubería de perforación son:

Resistencia al colapso y ruptura. Esfuerzo de tensión (Tensión). Torsión

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Resistencia contra el aplastamiento por medio de la acción de las cuñas.

Presencia de fluidos agresivos (Ej. H2S y CO2)/resistencia a la corrosiónLas fuerzas que actúan sobre las tuberías de la sarta de perforación, incluyen: Tensión, el peso combinado de las lastra barrenas y la tubería de perforación mas cualquiersobretensionamiento Deberá haber disponible un margen de seguridad de sobretensionamiento,para tensionar una sarta atrapada. Torsión, altos valores de torsión pueden ser obtenidos en condiciones estrechas de pozo. Laherramienta recomendada de torsión para conexión de tramos, deberá ser utilizada y sus limitesno excedidos. Fatiga en un ambiente corrosivo Fatiga asociada a muescas mecánicas. Esfuerzo Cíclico de Fatiga mientras se rota a través de pozos desviados, Severidad de patasde perro de mas de 3deg/30m (3deg/100pies) debe ser evitada, de ser posible. Fricción abrasiva Vibración, a velocidades rotarias críticas

Se encuentran disponibles diferentes grados de acero para corresponder a los diferentesrequisitos del agujero, siendo los más comunes G105 y S135. El G105 es el más comúnmenteutilizado para ambientes poco profundos o de H2S. El S135 es considerado un estándar paraoperaciones costa afuera. El U150 es un grado relativamente nuevo, que es utilizado paraoperaciones en aguas profundas.

El recubrimiento (también denominado Banda Dura) de tramos, es realizado para limitar el gradode desgaste circunferencial, producido en la junta. Se ha comprobado que el recubrimiento eseficiente, pero también puede proveer considerable desgaste al revestimiento, llevando a unareducción en las propiedades de desempeño de la tubería de revestimiento.

Se debe tener cuidado con el uso de materiales de banda dura (generalmente de carburo detungsteno). Un suave soldado de banda dura, con el diámetro exterior del tamo, es preferible. LaBanda Dura recomendad es ARNCO 200XT o ARMACOR M.

Si una tubería recién recubierta o una tubería que ha sido recientemente vuelta a recubrir, estasiendo utilizada, todo esfuerzo debe ser hecho para correr esta tubería en la sección del agujerodescubierto. Esto resultara en la remoción de asperidad del acabado de la nueva superficie yminimizara cualquier impacto adverso en desgaste de de la tubería de revestimiento.

La Tubería de Perforación de desempeño Mejorado, es una tubería de perforación “estabilizada”,que puede ser utilizada en pozos desviados/horizontales, para:

Ayuda a prevenir el atascamiento diferencial Reduce la torsión y el arrastre Reduce el contacto con la pared o desgaste de la junta Ayuda a disturbar los estratos de recortes

2.2 Lastra BarrenasLas lastra barrenas son utilizadas para aplicar peso en la barrena. Su gran grosor de pared, lesprovee de mayor resistencia al pandeo que la DP. El punto neutral deberá ser localizado El puntoneutral que debe estar localizado en la parte superior de la sección de lastra barrenas (nunca enla sección de la DP), 75 a 85% (máximo), de la sección de las lastra barrenas debe estar bajocompresión (esto incluirá la HWDP, en caso de ser utilizada)>

La parte baja de la sección de la lastra barrena esta bajo compresión, y debido a esto esta sujetaa pandeo. Esto genera altos esfuerzos y posibles fallas por fatiga, particularmente en lasconexiones.

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DRILLING SCHOOLEl espacio vacío entre las lastra barrenas y el pozo es mas pequeño que con la DP, y por lo tantoincrementa la posibilidad de un atrapamiento diferencial. Si se piensa que esto podría convertirseen un problema, se puede utilizar una lastra barrena ranurada para reducir el área de contactocon el pozo y por subsiguiente, el riesgo de atrapamiento diferencial.

En los pozos desviados y para evitar el atrapamiento del ensamble de perforación, se deberáutilizar la mínima cantidad de lastra barrenas (y estas deberán ser del tipo ranurado). La tuberíade perforación extrapesada en conjunción con estabilizadores bajo calibrados, deberá serutilizada para sustituir el peso de la lastra barrena.

2.3 Estabilización

2.3.1 EstabilizadoresLos estabilizadores de medición completa, proveen una distancia fija desde la pared del agujeroy mantienen las lastra barrenas concéntricas con el pozo, reduciendo de esta manera, el pandeoy la flexión. Sin embargo los estabilizadores podrían incrementar la torsión y arrastre.

2.3.1.1 Tipo Recomendado de Estabilizadores El estabilizador integral con cuchillas es el tipo preferido de estabilizador. A pesar de que los estabilizadores integrales con cuchillas son generalmente preferidos, losestabilizadores con aletas soldadas pueden ser utilizadas para agujeros superficiales oconductores, dependiendo de la formación. Generalmente las formaciones blandas y encualquiera de los casos, por encima del punto de desviación para pozos direccionales. Los estabilizadores reemplazables de manga solo se deben usar en áreas del mundo en dondela logística es un verdadero problema (consideraciones económicas). Su desventaja principal esque restringen la circulación de flujo en un agujero pequeño.

La posición, tamaño (completa, por debajo o Estabilizador Medido Ajustable) y cantidad deestabilizadores en el ensamble de fondo, son determinados por los requerimientos de laperforación direccional. En la sección vertical su propósito es el de mantener el ángulo dedesviación lo mas bajo posible.

Nota: El estabilizador cerca de la barrena puede ser reemplazado por un escariador de rodillos detamaño complete, en caso de que se experimente torsión excesiva. No coloque un estabilizador en la transición desde las lastra barrenas hasta el HWDP. El uso de estabilizadores dentro de la tubería de revestimiento debe ser evitado lo mas posible(o ser limitado a un espacio de tiempo corto), Ej. Mientras se limpia el cemento.

2.3.2 Escariadores de RodillosLos escariadores de rodillo pueden ser utilizados para la estabilización de la sarta de perforación,en donde sea difícil mantener la medición del agujero y en formaciones duras y profundas, endonde la torsión representa un problema.

Los escariadores de rodillo no estabilizan tan bien como los estabilizadores integrales concuchillas. Se experimentan más caminatas, especialmente cuando un escariador de rodillos esusado cerca de la barrena. Utilizado con un ensamble de armado, muchas veces incrementan lavelocidad de armado.

El tipo de cortadores, dependerá del tipo de formación. El mismo cuerpo de escariador de rodillopuede ser utilizado para diferentes aplicaciones.

2.4 Percusores de Perforación

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DRILLING SCHOOLLos percusores de perforación hidráulicos de doble acción son preferidos. Los percusores deperforación son generalmente utilizados desde abajo del tubo conducto o la tubería superficial derevestimiento.

La cantidad de horas de perforación y horas uso de los percusores de perforación, deberán serregistradas para realizar el reemplazo al tiempo recomendado (esto debe ser provisto por elfabricante). Esto varía de acuerdo al fabricante, tamaño del agujero, tamaño del percusor deperforación y la desviación.

2.4.1 Posición de los Percusores de PerforaciónCorra un programa de posicionamiento de percusores de perforación, entonces optimice para elposicionamiento, considerando todos los aspectos del BHA:

La localización del punto neutral en la sarta de perforación deberá ser conocida y lospercusores de perforación deberán ser mantenidos fuera de esta are. Cuando sea apropiado (fíjese aquí abajo), posicione los percusores de perforación en la

sección de lastra barrenas por encima de la parte superior del estabilizador.Los percusores de perforación no deberán ser corridos directamente al lado de un estabilizador

(mínimo un cople entre ellos). Coloque un para de lastra barrenas sobre el percusor de perforación para peso de martillo,donde sea posible. Las HWDP son flexibles y no transmitirán un golpe hacia abajo, al igual quelas lastra barrenas. El problema anticipado también puede influenciar el sitio en donde será colocado el percusorde perforación:

1. Si es atrapamiento diferencial u ojo de llave, entonces el percusor de perforación deberá sercorrido en la HWDP para evitar quedarse atrapado con el resto del BHA.

2. Si los estabilizadores se están “embolando” o el agujero se esta hinchando, entonces lospercusores de perforación deberán ser posicionados sobre la parte superior del estabilizador.

3. Cuando se perfora en un área nueva en donde los problemas comunes de agujero no hansido aun identificados, un buen compromiso es el de correr lastra barrenas ranuradas de ODmas pequeño sobre el percusor de perforación Los percusores de perforación tienen una fuerza abierta de bombeo que debe ser superadacuando se percusione el percusor de perforación. Fuerza Abierta de Bombeo = Caída de presióndebajo de los percusores de perforación x área de CasquilloEl área de casquillo puede ser obtenida de los manuales de información del fabricante.

2.5 AceleradoresLos aceleradores (también llamados Impulsadores del Percusor de Perforación, son corridos enla sarta, encima de los percusores de perforación y son utilizados para incrementar la fuerza deimpacto ejercida por un percusor de perforación.

Consisten en una junta de cuñas que, como extensión de la herramienta, causa mayorcompresión de un gas inerte (generalmente nitrógeno en una cámara de alta presión. Entoncesel gas bajo fuerzas de presión devuelve a la herramienta a su longitud original, permitiendo a laslastra barrenas debajo del impulsador moverse rápidamente hacia arriba en el agujero.

Los aceleradores son útiles en una sarta de pesca o un ensamble de perforación,particularmente en agujeros de ángulo alto, en donde las sarta esta en contacto con el lado delagujero y grandes cantidades de fricción podrían ser desarrolladas.

2.6 AmortiguadoresLos amortiguadores son colocados en la sarta de perforación, idealmente, directamente encimade la barrena, para absorber vibración y cargas de choque.

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DRILLING SCHOOLSon útiles, especialmente en sitios de poca profundidad, cuando se perforan rocas duras,formaciones partidas o líneas intermitentes duras y suaves, para limitar el desgaste y falla de loscomponentes de la sarta de perforación (MWD, barrena, etc.).

2.7 Barrenas Ampliadoras y AmpliadoraLas barrenas ampliadoras y las ampliadoras son utilizadas para ampliar los agujeros. Unaampliadora nunca es tan robusta como una barrena ampliadora, pero puede pasar a través deobstrucciones (Ej. sarta de tubería de revestimiento) de un diámetro mas pequeño que el agujeroque va perforar.

2.7.1 Barrenas Ampliadoras

2.7.1.1 AplicacionesUsados para ampliar un agujero piloto, el cual pudo haber sido requerido debido a las siguientesrazones: Se requirió un núcleo. El tamaño del equipo estándar de toma de núcleo comienza en 12 ¼”. Una alta calidad de registros eléctricos fue requerida, lo cual no es probable de conseguir en unagujero de gran diámetro. Es mas fácil controlar la trayectoria de un agujero mas pequeño, especialmente en unaformación muy blanda. Perforando a través de lo que podría ser una zona de presión transitoria o una burbuja de gas.En un agujero pequeño, la circulación fondo arriba toma menos tiempo y los influjos son másfáciles de controlar debido al volumen reducido.

Una barrena ampliadora también podría ser requerida si el diámetro del agujero ha sido reducidopor la formación que se expande dentro de el, de modo la barrena completa, ya no podrá pasar.Esto podría pasar en particular en secciones que contienen lutitas plásticas o sal.

2.7.1.2 Directrices para su usoUna barrena de ampliación es corrida, ya sea con una barrena piloto o con una boquilla, la queguía a la barrena de ampliación a lo largo del agujero piloto. Debido a esto no hay necesidad deguiar una barrena de ampliación y no hay riesgo de perforar alejándose del agujero piloto. Laboquilla puede ser fijada directamente a la barrena de ampliación o una junta por debajo, paradar mayor flexibilidad.

Como una alternativa para la barrena de ampliación, especialmente en agujeros de tamañosmenores a 17½”, una barrena “común” puede ser utilizada para ampliar el agujero. Esto no esrecomendado en formaciones blandas. En las formaciones duras, es mas probable que labarrena siga la vía con menor resistencia, pero es necesario medir la desviación del pozo aintervalos frecuentes, para revisar que este siguiendo la trayectoria del agujero piloto.

La mayoría de las barrena de ampliación aun utilizan conos, ya sea con dientes de acero oinsertos de carburo de tungsteno, dependiendo de la formación. Estas están disponibles desde 83/8” (6” de agujero piloto) a 48” (17 ½” agujero piloto). El número de conos (de 3 a 8), es unafunción del tamaño del agujero.

Las barrenas de ampliación de aletas fijas están disponibles para secciones más pequeñas delagujero (menos de 17½”). Ellas remueven el riesgo de que los conos se caigan. También cortanen dirección hacia arriba, en caso de que esto se vuelva necesario (“forzando formación”).

Mientras se usa una barrena de ampliación: La selección de cortadores dependerá de la formación, basada en las mismas consideracionesque las que se usan par alas barrenas.

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Las formaciones blandas normalmente responderán mejor a un RPM más alto y un WOB masbajo, mientras que las formaciones más duras requieren un WOB más alto y menos RPM. En caso de que se encuentren formaciones fracturadas, ajuste el parámetro de perforaciónpara evitar el rebote. Use un gasto de flujo suficiente para obtener una buena limpieza de agujero. Siempre estabilice la parte baja de la barrena de ampliación para prevenir que rote fuera delcentro. Una barrena de conos (es decir, en caso que la limpieza no haya sido anticipada) o unaboquilla media pulgada o una pulgada mas pequeña que el agujero piloto, deberían sereficientes.

2.7.2 AmpliadorasLas aplicaciones típicas incluyen: Abrir el agujero por debajo de la Zapata guía, para proveer un espacio anular más grande, parapoder cementar la próxima sarta de tubería de revestimiento. Esto permite, por ejemplo, el usode un diámetro, de tubería intermedia de revestimiento, más grande de lo que se puede utilizarnormalmente. Superar la restricción del tamaño del diámetro del BOP o del cabezal del pozo. Ampliar el espacio anular del agujero, dentro de la zona productora, para la completación conempaque de grava. Abrir una burbuja para comenzar un desvío. Reducir la severidad de las patas de perro. Ampliar “áreas levantadas” a través de la zona problemática fallida.

Debido a que la ampliadora tiene que pasar a través de un diámetro interior restringido, incorporacortadores expandibles, los cuales permanecen colapsados cuando la herramienta esta RIH. Loscortadores son entonces expandidos dentro de la formación utilizando la presión diferencial delfluido de perforación. Una vez que el agujero se encuentra ampliado a la profundidad deseada,las bombas son apagadas, permitiendo que los brazos se colapsen nuevamente hacia el cuerpopara POOH.

Las ampliadoras usualmente tenían conos en brazos extensibles, pero hoy en día la tendenciaes la de usar brazos extensibles con cortadores PDC. Estas pueden ser corridas con unaboquilla o una barrena de perforación pequeña como si fuera una ampliadora.

En caso de que la sobre medición sea requerida, una alternativa seria una barrena bi-céntrica(por ejemplo, 8 1/2” X 9 7/8”), lo cual elimina el riesgo asociado con una ampliadora.

3.0 Diseño de la Sarta de Perforación

3.1 ObjetivosEl objetivo del diseño de la sarta de perforación es: Asegúrese que el esfuerzo máximo, en cualquier punto de la sarta de perforación, es menorque el esfuerzo de cedencia reducido. Asegúrese que los componentes y la configuración de la sarta de perforación minimice losefectos de fatiga Provee equipo que sea resistente al H2S, en caso de que el H2S sea anticipado.

3.2 SuposicionesLas siguientes suposiciones son hechas: En agujeros de ángulo bajo, la tensiones aproximada utilizando el método de “peso de boya” oflotación. Esto ignora los efectos de la presión de circulación y ángulo de agujero, en tensión. Apesar de no ser tan exacto como el método “presión-área”, se compensa por cualquier error,

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DRILLING SCHOOLseleccionando un margen apropiado de sobretensión. Los pozos ERD y los pozos horizontales,requerirán de un moldeado por computadora para evaluar los efectos de torque y arrastre. En los pozos verticales, se asume que se presentara el pandeamiento hasta el punto en lasarta en donde el peso de flotación de la sarta, iguala el peso en barrena. Esto esincorrectamente denominado “punto neutral en tensión”. En la practica, y si las fuerzas presión-área son considerados, el punto neutral siempre ocurrirá por debajo de este punto, a menos quela tubería quede atrapada o que la caída de presión en barrena se incremente con la barrena enel fondo. En agujeros inclinados se asume que se presentara el pandeo, cuando la carga compresiva enun componente, exceda la carga crítica de pandeo del componente. Los cálculos de tensión en agujeros verticales y de ángulo bajo, asuma una sarta verticalcolgada, es decir, el peor de los casos, sin soporte de agujero. Si el agujero no es vertical,entonces el diseño es un diseño conservador, el cual es realizado para compensar el arrastre detensión más alto, ya que el ángulo del agujero y el del adyacente se incrementan. En los diseños de ERD’s el arrastre de tensión es ignorado para los cálculos en modoperforación rotaria. Los errores son pequeños, a menos que se rote muy lento con altasvelocidades de perforación. Bajo condiciones normales de perforación, la velocidad de rotaciónexcederá la velocidad axial. La capacidad de carga de torsión de la sarta de perforación, es fija en la torsión de conexión dela junta. La fuerza de cedencia material para todos los componentes, es el mínimo especificado para elcomponente que esta siendo considerado. El grosor de la pared del tubo de la tubería de perforación es el mínimo para el peso y clase dela tubería de perforación especificada. La fuerza de torsión de conexión y la torsión de adición (de componente), son calculadosutilizando la formula de A.P. Farr de SPI RP 7G.

3.3 Factores de DiseñoLos factores de diseño son utilizados para disminuir las capacidades de carga de loscomponentes, para proveer un margen adicional de error causado por diferencias entre lassuposiciones hechas en el diseño y el mundo real.

Tensión (DFT)Esto es usado para reducir la capacidad de tensión de la tubería de perforación, para establecerla carga de tensión máxima permitida. DFT es típicamente 1.15

Margen de Sobretensionamiento (MOP)La tensión en exceso deseada sobre la carga normal de colgado/trabajo para que sirva en casode contingencias tales como, arrastre de agujero, atrapamiento de tubería, etc. Pudiera sercualquier cantidad positiva pero es típicamente especificado desde 50,000 a 150,000 lbsdependiendo de las condiciones del agujero.

Exceso de Peso en el BHA (DFBHA)Define la cantidad de peso en exceso de peso en barrena que un BHA dado pudiera contener.Este peso en exceso provee un margen extra para mantener al punto neutral por debajo de laparte superior del BHA. DFBHA recomendado es de 1.15.

TorsiónLa torsión aplicada esta limitada a la torsión de conexión de una junta. Una torsión de conexiónestándar es de 60% de fuerza torsional de cedencia de junta y las juntas estándar son masdébiles en torsión que los tubos a los que están anexos. Debido a esto un factor de diseño no esnecesario.

Presión de Colapso (DFC)

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DRILLING SCHOOLLas capacidades de presiones de colapso son primero disminuidas para contar para el efecto decualquier tensión y después vueltos a disminuir, dividiendo las entre el factor de diseño decolapso. El DFC es típicamente 1.1 a 1.15.

Presión de Ruptura (DFBP)Esto es usado para reducir una capacidad de presión de ruptura de componentes para dar unmáximo permitido de presión de ruptura que puede ser aplicado. La capacidad de ruptura esincrementada cuando la tensión es aplicaba, pero esto es normalmente ignorado.

Pandeo (DFB)Este es el factor de seguridad del pozo de ángulo alto equivalente al factor de exceso del BHApara pozos verticales. Ambos sirven para prevenir el pandeo de la tubería de perforación enforma rotaria. La diferencia es que DFBHA incrementa la longitud del BHA en pozos verticales,mientras que el DFB disminuye el peso permitido en peso en barrena en pozos ERD y pozoshorizontales, en donde el BHA tradicional, esta ausente.

4.0 DISENO DE POZOS DE ANGULOS VERTICALES A MODERADOS

4.1 Etapas de DiseñoTrabajando desde la barrena hacia la superficie: Elija el tamaño de la lastra barrena, conexión y características de la conexión. Determine el esfuerzo de torsión de las conexiones de la lastra barrena. Determine las longitudes mínimas de las secciones de lastra barrena y HWDP. Revise las fuerzas de aplastamiento por cuñas. Establezca los factores de diseño y el margen de sobretensionamiento Calcule las cargas de trabajo y tensión permitidas. Calcule la longitud máxima permitida de cada sección de la tubería de perforación. Calcule la baja de capacidades de presión de colapso de los tubos de la tubería de perforaciónbajo carga de tensión.

4.2 tamaños de las Lastra Barrenas A menos que el atrapamiento mecánico sea un problema, se deberá utilizar el diámetro másgrande de BHA, en consistencia con las demás necesidades. La inflexibilidad incrementada se traduce en un mejor control direccional. La presencia de lastra barrenas significa menos conexiones para un peso especifico enbarrena. Grandes lastra barrenas significan longitud de BHA reducida y por lo tanto una reducción delriesgo de atrapamiento diferencial. Las lastra barrenas grandes tienen menos libertad de movimiento. Esto reduce la magnitud delos esfuerzos cíclicos generados por el pandeo y la vibración lateral y por lo tanto incrementa lavida de fatiga de las conexiones.Otras consideraciones incluyen: habilidad para pescar rango efectivo del equipo de manipuleo de tubería requerimientos de control direccional hidráulicos características deseadas (ranurados, ranurados con elevador, etc.).

4.3 Conexiones BHA / CaracterísticasLos siguientes puntos son aplicables a todos los componentes del BHA, incluyendocombinaciones, estabilizadores, motores, herramientas de LWD y MWD, ampliadores deagujeros, barrenas ampliadoras, percusores de perforación, etc.

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Rangos recomendados de BSR

OD de Lastra Barrena Rango Tradicional de BSR Rango recomendado deBSR

< 6” 2.25 – 2.75 1.8 – 2.56” – 7 7/8” 2.25 – 2.75 2.25 – 2.75= o > 8” 2.25 – 2.75 2.5 – 3.2

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4.3.1 Proporción de Fuerza de Flexión (BSR)Esta es la proporción de flexibilidad de la caja hacia el piñón para una conexión dada.

BSR's altos pueden causar una acelerada falla de piñón.Los BSR’s bajos pueden causar fallas de caja.

La experiencia de campo sugiere que lastra barrenas OD mas grandes sufrenpredominantemente de roturas por fatiga en la caja, incluso cuando se esta en o cerca del BSRoptimo de 2.5. Esto sugiere que un BSR más alto podría ser una directriz mas apropiada paralastra barrenas OD más grandes. Al contrario, los coples de 4¾” con BSR’s de 1.8 rara vezexhiben roturas por fatiga en la caja. Esto sirve para destacar la importancia de la experiencia encampo, al elegir BSR’s para tamaños de lastra barrenas en particular.

El BSR recomendado para tamaños típicos de lastra barrenas, es mostrado en la tabla siguiente.Estos números deberán ser ajustados, según sea determinado por las condiciones operativaslocales.

Las transiciones entre las secciones de diferente inflexibilidad, actúan como concentradores deesfuerzo. Este problema es empeorado por medio de las combinaciones cortas y derechas. Siuna combinación derecha (no cuello de botella) es utilizada y su OD es más grande que el ODde la junta de la HWDP, el BSR resultante de la conexión de la combinación superior, podría serbastante alto, resultando en fatiga acelerada de piñón. Los cuellos de botella alivian esteproblema, proveyendo un cambio ligero en la sección cruzada.

Las ecuaciones utilizadas para el cálculo del BSR, están representadas en el Anexo 1.

4.3.2 Conexión de BHA en Forma de RoscaLas formas de rosca con una raíz de radio completo, deberán ser utilizadas en todas lasconexiones de BHA, para maximizar la resistencia a la fatiga. La conexión regular de API y lasconexiones NC y Agujero Completo, todas cumplen con este requisito, a pesar de que cabemencionar que la forma de rosca NC de API (V-038R), es superior a las otras. La forma de roscaH-90, también es considerada como aceptable, a pesar de que no tiene un raíz de radiocompleto.

Todas las conexión que utilizan una forma de rosca “estándar” V-065, excepto la PAC, sonobsoletas. La forma de rosca “NC” deberá ser especificada, en vez de los nombres obsoletos de“IF” o “XH”, ya que esto eliminara la posibilidad de recibir forma de rosca V-065, propensa a lafatiga.

4.3.3 Características de Alivio de EsfuerzoLas características de alivio de esfuerzo deberán estar especificadas en todas las conexionesNC-38 o mayores, del BHA. Estas características incluyen el “piñón libre de esfuerzo” y la “cajabore-back”. Ambos extienden la vida de la fatiga por medio de la eliminación de las raícesseparadas de rosca, que actúan como concentradores de esfuerzo. Las características de aliviode esfuerzo son beneficiosas en todas las conexiones de la HWDP. Los piñones acanaladosliberados de esfuerzo, no son recomendados para conexiones menores al NC-38, porque

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Factores para convertir el MUT de las lastra barrenas a Fuerza de TorsiónTipo de Conexión OD < o = 6-7/8” OD > 6-7/8”PAC f = 0.795 n/aH-90 f = 0.511 f = 0.562Otros f = 0.568 f = 0.625

DRILLING SCHOOLpodrían debilitar las fuerzas de tensión y torsión de las conexiones y porque la fatiga es muchasveces un problema menor que las cargas no-cíclicas en conexiones pequeñas. El “bore-back”podría ser utilizado en conexiones mas pequeñas sin debilitarlas y debería ser considerado encaso de la fatiga de la caja, este ocurriendo.

4.3.4 Rodamiento en FríoEl rodamiento en frío de las raíces de roscas del BHA (y la HWDP) y de las superficies de aliviode esfuerzo, incrementa la vida de la fatiga por medio de la colocación de un esfuerzocompresivo residual en las raíces de las roscas. Esto no es beneficioso en tubería de perforaciónde peso normal, en donde la fatiga es rara vez un problema, debido a la relativa inflexibilidad delas juntas, comparadas a los tubos.

4.3.5 Esfuerzo de Torsión de Conexión de BHADebido a que la torsión es transmitida desde la parte superior hacia abajo, las conexiones delBHA están usualmente sujetas a cargas de torsión mas bajas, que las conexiones de arriba. Sinembargo, si esta ocurriendo “atrapamiento” / “corrida” o se esta utilizando un ensambletelescopiada, se deberá revisar la fuerza de torsión, para confirmar que es mas alta que latorsión esperada, dentro del BHA operativo. Los tabuladores de fuerza de torsión en juntas, nopuede ser directamente utilizado para este propósito, debido a que los materiales de las juntas ylas lastra barrenas, tienen fuerzas de cedencia distintas.

El esfuerzo de torsión de conexión de las lastra barrenas puede ser calculado como sigue:

Donde TS

MUTF

- esfuerzo de torsión de conexión de las DC (pies lbs)- torsión de conexión de las DC (pies lbs)- factores del tabulador siguiente

4.4 Colocación de Percusores de Perforación y Estabilizadores

4.4.1 EstabilizadoresEl numero, tamaño y posición de los estabilizadores, es muchas veces determinado por lasconsideraciones direccionales.

Sin embargo, también tienen un impacto en otros aspectos del diseño.1. Durante la perforación rotativa en pozos verticales, la parte baja del BHA sufrirá de pandeo yserá soportado por los lados del agujero. Los estabilizadores reducen el esfuerzo deconexión/incrementan la vida de fatiga, por medio de la restricción de libertad de movimientolateral de la lastra barrena.2. En caso de que el atrapamiento diferencial sea una preocupación, mas estabilizadores oestabilizadores mas grandes, incrementaran la posibilidad de quedarse atrapado. Al mismotiempo y cuando el atrapamiento diferencial es una preocupación, la presencia deestabilizadores, puede reducir el riesgo, manteniendo las lastra barrenas fuera de los lados delpozo.

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4.4.2 Percusores de PerforaciónEl posicionamiento de los percusores de perforación es dictado por la necesidad de tener unimpacto máximo, en caso de que el BHA quede atrapado, mientras se trata de asegurar de queno ocurra una falla por fatiga. Hasta hace poco, la ley del dedo, era utilizada para correr lospercusores de perforación en tensión. Mas recientemente, en pozos de ángulo alto, se ha vueltoaceptable, el correr percusores de perforación bajo compresión. Esto ha llevado a confusionescon respecto al posicionamiento de percusores de perforación, es decir, si correr en tensión ocompresión y si correrlos durante el pandeo o sin pandeo. (Nota: un elemento rotador pandeadode la sarta de perforación, siempre es una preocupación en la perforación y por tanto deberánser evitados.

Para clarificar estos asuntos, la siguiente regla es impuesta:

“No corre los precursores de perforación pandeados, en ningúnmomento”.

Esta regla obviamente excluye a los percusores de perforación de ser corridos en compresiónmecánica en secciones verticales del agujero. En pozos de alto ángulo, sin embargo, sereconoce que un percusor de perforación puede estar sujeto a una gran carga compresiva, sinpandearse.

4.5 Longitud de la Sección de BHALa longitud de la sección de lastra barrenas dependerá del tipo de BHA siendo diseñado y de siel HWDP será utilizado o no para peso en barrena. Tres tipos de diseño de BHA sonconsiderados como en la ilustración en la figura 1, como sigue:

Tipo A: El peso completo en barrena es provisto por las lastra barrenas. La HWDP estapresente para extender la transición desde los DC’s hasta la DP.

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Tipo B: Suficientes DC’s son usados para lograr ya sea control direccional u otros objetivos,excepto el WOB El peso en barrena se deriva de ambos, DC’s y HWDP. Este BHA es más fácil dmanejar en el piso del equipo de perforación y aparenta haber reducido la posibilidad de falla dela lastra barrena. Tipo C: Se utilice mas de un tamaño de lastra barrena pero el peso en barrena aun es provistopor ambas DC’s y HWDP. Así como con el Tipo B, la cantidad de DC’s se encuentra influenciadapor objetivos direccionales u otros objetivos (no WOB).

4.5.1 BHA Tipo ALa longitud mínima de las lastra barrenas es calculado como sigue:

Donde LDC

WOBDFBHA

KB

WDC

= Longitud mínima de lastra barrena (pies)= Peso máximo en barrena (lbs)= Factor de diseño para el sobrepeso= Factor de flotación= ángulo máximo del agujero en el BHA (grados)= Peso en aire de las lastra barrenas (lbs/pies)

El factor de diseño para sobrepeso del BHA es elegido para asegurar que el punto neutral semantenga por debajo de la parte superior del BHA. Este factor es típicamente asignado un valorde 1.15, para la mayoría de las aplicaciones, a pesar de que la perforación dura podría justificarun valor más alto. La longitud mínima de las lastra barrenas es muchas veces redondeado hastael próximo puesto de lastra barrenas.

La cantidad de HWDP para la transición, deberá ser determinado en base a experiencias previasy típicamente estará en el orden de 9 -30 juntas.

4.5.2 BHA's Tipo B y CLa cantidad de HWDP requerida para aplicar el peso necesario en barrena y mantener el puntoneutral dentro del BHA, puede ser determinado utilizando la siguiente formula:

Donde LHWDP

WOBDFBHA

KB

WDC1

LDC1

WDC2

LDC2

WHWDP

= Longitud mínima de las HWDP (pies)= Peso máximo en barrena (lbs)= Factor de diseño para el sobrepeso= Factor de flotación= ángulo máximo del agujero en el BHA (grados)= Peso en aire de las lastra barrenas en la primera sección (lbs/pies)= Longitud de la primera sección de lastra barrenas (pies)= Peso en aire de las lastra barrenas en la segunda sección (lbs/pies)= Longitud de la segunda sección de lastra barrenas (pies)= Peso en aire de la HWDP (lbs/pies)

A medida que el ángulo del agujero se incrementa, se alcanzara un punto en donde un pesadoBHA seria más prejudicial, debido al incremento del arrastre por tensión y torsión, que

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DRILLING SCHOOLbeneficioso por proveer peso en barrena. Las dos formulas anteriores, cesaran entonces suaplicación, después de ese punto, es decir, para ángulos mas altos.

Para estos ángulos más altos de agujero, es una práctica aceptada el aplicar peso en barrena,por vía de una corrida normal de peso de tubería de perforación en compresión mecánica.

4.6 Capacidad de Torsión de la JuntaPara prevenir la falla de conexión de fondo y falla de torsión, la máxima torsión operativa nuncadebe superar la torsión de conexión de junta.

La torsión de junta como tal, deberá estar basada en el OD y el ID de la conexión que estasiendo utilizada, en vez de una torsión de conexión general para un tipo de conexión dada.

Cuando una torsión operativa alta es esperada, la torsión de conexión puede ser incrementada,pero el efecto de una posible reducción en la capacidad de tensión de la junta necesita serdeterminado. Esto será discutido en más detalle en la sección X.Y.

Las dimensiones de conexión y la exactitud de la medida de torsión siempre deben serrevisadas, independientemente de si la torsión operativa alta es esperada o no.

Las ecuaciones en el cálculo de conexión de la junta son dadas en el Anexo 1.

4.7 Proporción de InflexibilidadLa proporción de inflexibilidad (SR) de las secciones anteriores y siguientes a cada transición,debe ser comparada para ayudar en la cuantificación de la brusquedad del cambio de sección ydeterminar la necesidad de una tubería de transición. Esto se logra dividiendo el Modulo deSección (Z) de la sección mas baja entre el Modulo de la Sección superior.

Superior

Igual que con el BSR, la proporción de inflexibilidad no es un límite de desempeño estrictamentecuantitativo y la experiencia deberá ser utilizada para determinar el SR optimo. Si se estánexperimentando fallas de la tubería de perforación en la parte superior del BHA, a pesar de tenerel peso adecuado de lastra barrena para el WOB, se podría necesitar la tubería de transición.Las siguientes directrices, se han encontrado aceptables, de forma general:

1. Para la perforación de rutina o una experiencia de falla muy baja, mantenga el SR por debajode 5.5.2. Para perforación severa con una experiencia de fallas significativas, mantenga el SR pordebajo de 3.5.

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4.8 Diseño de Tensión de la Tubería de PerforaciónLa base para seleccionar varios grados de tuberías para conectar a una sarta de perforación, esla de siempre mantener el margen de sobretensionamiento (MOP) en todos los puntos de lasarta. Esto se logra adicionando el grado mas bajo de tubería, las juntas una por una,comenzando desde la parte superior del BHA hacia arriba. Cada junta debe soportar el peso delBHA más la tubería de perforación por debajo de esa junta. Cuando la carga de trabajo (PW) esalcanzada para ese grado de tubería de perforación, el grado próximo mas alto, deberá serutilizado y el proceso deberá ser repetido hasta que la sarta de perforación este completa.

Nota: El peso nominal de la tubería de perforación es meramente un término descriptivo parafines de identificación y se refiere a la tubería de linea. El peso real (peso en aire o pesoajustado), que incluye los pesos de las juntas, siempre deberá ser utilizado en estos cálculos.

Nomenclatura de Diseño de Tensión

4.8.1 Determine la Capacidad de Cargas de Tensión (PT)Este es el cálculo de la tirada de tensión necesaria para hacer ceder el cuerpo de la tubería. Losvalores de los tabuladores, permiten bajar la tensión basado en el grosor de la pared/tipo detubería.

4.8.2 Determine el Factor de Diseño en la Tensión (DFT)El factor usado para bajar la capacidad de la carga de tensión para obtener una carga permisible(PA). Típicamente es utilizado un DFT de 1.1.

4.8.3 Calcule la Carga Permitida (PA)La carga máxima colocada en una tubería, incluyendo contingencias PA = PT / DFT.

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4.8.4 Establezca el Margen de Sobretensionamiento (MOP)La capacidad de sobretensionamiento diseñada por encima de la carga de trabajo (PW), paracompensar el arrastre esperado, posible atrapamiento, aplastamiento por cuñas, y el efecto depresión circulante.Los valores del MOP son típicamente 50,000 – 150,000lbs

4.8.5 Calcule las Cargas de Trabajo (PW)La carga de trabajo es la tensión máxima esperada que puede ocurrir durante operacionesnormales.

4.8.6 Calcule la Longitud máxima de la Primera Sección de la Tubería dePerforaciónLa longitud máxima del grado mas bajo aceptable de tubería de perforación, en la primerasección de la DP sobre el BHA, puede ser determinada utilizando la siguiente formula.

Donde LDP1

PW1

LHWDP

KB

WDC1

LDC1

WDC2

LDC2

WHWDP

W1

= Longitud máxima de la tubería de perforación en la sección 1 (pies)= Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 1 (lbs)= Longitud de la HWDP (pies)= Factor de flotación= Peso en aire de las lastra barrenas en la primera sección (lbs/pies)= Longitud de la primera sección de lastra barrenas (pies)= Peso en aire de las lastra barrenas en la segunda sección (lbs/pies)= Longitud de la segunda sección de lastra barrenas (pies)= Peso en aire de la HWDP (lbs/pies)= Peso en aire de la tubería de perforación en sección 1 (lbs/pies)

4.8.7 Calcule la Longitud máxima de la Segunda Sección de la Tubería dePerforaciónPara calcular la cantidad de tubería de perforación en la segunda sección sobre el BHA (en casode ser necesario):

Donde LDP2

PW2

PW1

W2

KB

= Longitud de la tubería de perforación en sección 2 (pies)= Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 2 (lbs)= Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 1 (lbs)= Peso en aire de la tubería de perforación en sección 2 (lbs/pies)= Factor de flotación

4.8.8 Calcule la Longitud máxima de la Tercera Sección de la Tubería de

Perforación

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DRILLING SCHOOLDonde LDP3

PW3

PW2

W3

KB

= Longitud de la tubería de perforación en sección 3 (pies)= Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 3 (lbs)= Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 2 (lbs)= Peso en aire de la tubería de perforación en seccion3 (lbs/pies)= Factor de flotación

4.9 Presión de RupturaEn general, la tubería de perforación no es utilizada en aplicaciones que requieran una altapresión de ruptura, en caso de que el gas sea la fuente de la presión. Tubería de producción conconexiones premium es muchas veces mas adecuada.

La tubería de perforación nunca debería ser utilizada para llevar gas que contenga Sulfuro deHidrogeno a una presión parcial mayor a 0.05psi. Los gastos de ruptura pueden encontrarsetabulados y asumen propiedades mínimas de material y ninguna carga axial. Mientras que lascargas simultaneas de tensión incrementaran la capacidad de presión de ruptura. Esto esusualmente ignorado y retenido como un factor adicional de seguridad.

4.10 Presión de ColapsoLa presión de colapso que actúa en cualquier punto en la sarta de perforación bajo condicionesestáticas es:

Donde PC

PA

PDP

DGA

GDP

= Presión de colapso sobre la tubería de perforación (psi)= Presión superficial del espacio anular (psi)= Presión superficial de la tubería de perforación (psi)= Profundidad de interés (pies)= Gradiente del fluido en el espacio anular (psi/pies)= Gradientes de fluido en la tubería de perforación (psi/pies)

Nota: La tensión y la presión en el espacio anular simultaneas, reducirán la capacidad decolapso que deberá ser bajada, como se indica abajo, en caso de que se anticipen cargas detensión.

4.11 Cargas CombinadasEstos casos se refieren a situaciones en donde varias cargas están siendo ejercidas en unatubería, al mismo momento.

1. Las tensiones simultáneas reducen la capacidad de colapso de la tubería de perforación yviceversa.2. La torsión simultánea reduce la capacidad de tensión de la tubería de perforación y viceversa.3. El agregado de una conexión (torsión) más allá de un punto dado, reduce la capacidad detensión de conexión.4. La tensión simultanea reduce la fuerza torsional de Cedencia de las conexiones de piñonesdébiles.

4.11.1 Disminución de la Capacidad de Presión de Colapso en la Tubería dePerforación bajo TensiónEl factor de disminución para la capacidad de colapso de la tubería bajo tensión puede sercalculado de las ecuaciones dadas por API RP7G, Anexo A. Sin embargo, un método mas rápidoes el de usar el siguiente grafico (también de API RP7G). Las ecuaciones usan una fuerza decedencia promedio, mientras que el método grafico usa la fuerza de Cedencia mínima.

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Fuerzas de CedenciaGrado deTubería

Fuerza mínima deCedencia (psi)

Fuerza Promedio de Cedencia(psi)

E 75,000 85,000

X 95,000 110,000

G 105,000 120,000

S 135,000 145,000

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Elipse de Esfuerzo de Cedencia Biaxial

EjemploDetermine la capacidad de presión de colapso de una tubería grado E de 5”, 19.5lb/pies, bajouna carga de tensión de 50,000 lbs.

1. De los tabuladores de tubería de perforación, la capacidad de tensión para esta tubería es de311,535lbs y la capacidad de colapso es de 7041psi.2. Exprese la carga axial como un porcentaje de la Fuerza de Cedencia mínima.

% Min YS = (carga axial) x (100) / PT

= (50,000 x 100) / (311,535)= 16%

3. Plotee 16% en el eje horizontal de la figura 3. Tome una perpendicular hasta la curva ydespués una horizontal desde la curva para interceptar y el eje a 90% (un factor de disminuciónde 0.9)4. Multiplique la capacidad nominal de colapso por el facto de disminución.

= 7041 x 0.9= 6337 psi

5. Asumiendo un factor de diseño para colapso (DFC) de 1.125, la capacidad de colapsodisminuida es de

= 6337 / 1.125= 5632 psi

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4.11.2 Disminuya la Capacidad de Carga de Tensión bajo Torsión y TensiónCombinadaEsta situación puede ocurrir cuando se desamplia, halando de una tubería atrapada o pescando.Al insertar la carga de tensión o torsión en la siguiente ecuación, la máxima torsión o carga detensión, respectivamente, que pueden ser aplicadas simultáneamente, pueden ser calculadas.

Donde QT

J

ODIDYm

PA

= Cedencia mínima de torsión bajo tensión, lb.-pies= momento polar de inercia= (/32) (OD4 – ID4) para tubería= diámetro exterior, pulg.= diámetro interior, pulg.= unidad mínima de fuerza de cedencia, psi= total de carga en tensión, lbs= área de sección cruzada= (/4) (OD2 – ID2)

EjemploCual es la máxima tensión que puede ser aplicada a una tubería atrapada bajo cargas detensión, como sigue:3½” OD 13.3 lb. /pies tubería de perforación Grado E (nueva)Carga de tensión 100,000 lbs

ID (de las tablas) = 2.764”Ym = 75,000 psiJ = (/32) (3.54 – 2.7644) = 9A = (/4) (3.52 – 2.7642) = 3.6209in2

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4.11.3 Capacidad de Carga de Tensión de la Junta Bajo la Torsión deConexión AplicadaLa torsión de conexión no deberá exceder el valor recomendado, a menos que el impacto delexceso de torsión en la capacidad de tensión de la sarta, sea considerado primero.

La capacidad de tensión de los tubos es normalmente, significativamente mas bajo que lacapacidad de tensión de las juntas, debido a esto es comúnmente asumido que la capacidad detensión de la sarta es limitada por el tubo.El incremento en la tensión de conexión, coloca esfuerzo en el cuello del piñón, lo cual es aditivopara la carga de tensión en la sarta, en cada junta. De esta forma, se llegara a un punto en elcual el cuello del piñón se convertirá en la parte más débil de la sarta.

Para una junta en particular, es posible construir una curva de carga combinada para junta,similar a la mostrada en la Figura 4. Los puntos P1, T1, T2, T3 y, pueden todos ser derivados deecuaciones en API RP7G Anexo A.8.3.

Curva de Carga Combinada para Junta

Utilizando estas curvas es posible determinar el efecto, incrementando la torsión de conexión enla capacidad de tensión permitida de la junta. Es entonces necesario determinar si la junta o eltubo de la tubería de perforación serán entonces, la parte más débil de la sarta de perforación.

4.12 Fuerzas de Estabilidad y Pandeo de la Tubería de PerforaciónUsualmente, se establece circulación completa mientras que no se esta en el fondo, estopreviene cualquier incremento temporal de presión en la sarta de perforación. Sin embargo, si lacaída de presión en barrena se incrementa mientras esta en el fondo, la tubería de perforaciónpodría pandearse sobre el BHA (daños por fatiga), aun cuando el punto neutral este dentro delBHA. Esto ocurre porque la tubería de perforación no es capaz de estirarse para compensar por

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Constantes del Aplastamiento por Cuñas (Sh/St)Tamaño de Tubería

(pulg.)Longitud de Cuñas (ins)

12 16

2-3/8 1.25 1.1 82-7/8 1.31 1.223-1/2 1.39 1.284 1.45 1.32

4-1/2 1.52 1.375 1.59 1.42

5-1/2 1.66 1.476-5/8 1.82 1.59

DRILLING SCHOOLel incremento de presión interna. Sin embargo, cualquier pandeo que ocurra es puramentetemporal y se perderá una vez que se haya perforado suficiente agujero Nuevo, para permitir quela tubería se estire.

Dependerá de las condiciones del momento, si la tubería de perforación se pandea o no. Lascondiciones típicas incluirían:

Perforación a poca profundidad Tubería de perforación de paredes delgadas, en uso Grandes cambios en la caída de presión en barrena Alto WOB para peso disponible del BHA

La adherencia a la siguiente regla debería ayudar a evitar que esta situación ocurra:

Cada vez que ocurre un incremento en el gasto de bombeo mientras que la barrena estaen fondo, levante la sarta de perforación, hasta que un se note un aumento en el peso.Esto le permitirá que la sarta se estire y alivie la tendencia al pandeo.

4.13 Aplastamiento por la Acción de las CuñasLas cuñas ejercen una compresión de ahorcamiento en la tubería de perforación y la podríandeformar bajo ciertas condiciones. Una unidad de esfuerzo de tensión (St) de peso colgado,resultara en un esfuerzo de ahorcamiento (Sh), que es una función de muchos factores talescomo, longitud de las cuñas, coeficiente de fricción entre las juntas y el tazón, diámetro de latubería, etc. Las constantes de aplastamiento por cuñas (Sh/St) han sido calculadas paracondiciones variantes, en las que todas asumen un coeficiente de fricción entre las cuñas y eltazón de 0.08.

Asumiendo que la tubería no ha quedado atrapada, la tensión máxima llevada por las cuñas,será la Carga de Trabajo (PW). Para asegurar que exista un margen suficiente para permitir elaplastamiento por cuñas, las siguientes condiciones deberán ser obedecidas:

Donde PW

PA

Sh/St

= Carga de Trabajo, lbs= Cargas máximas permitidas, lbs= Constante de aplastamiento por cuñas

Nota: Si la tubería esta atrapada y es necesario colocar las cuñas con tensión adicional,entonces el calculo anterior deberá incluir tensión extra de sarta.

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DRILLING SCHOOLSi el margen de sobretensionamiento (MOP) es elegido para asegurar que siempre cumple conla relación siguiente, entonces siempre se suministrara para el efecto de aplastamiento porcuñas,

El anterior asume que las cuñas, elemento de cuñas y tazón están en buen estado y estánsiendo regularmente inspeccionadas.

4.14 Componentes SoldadosLos componentes soldados deberán ser evitados. La mayoría de los componentes sonrealizados de aceros de carbón relativamente altos que son tratados con calor para lograr laspropiedades requeridas. La soldadura altera permanentemente estas propiedades, y, a menosque se vuelvan a tratar con calor, el componente estar debilitado y resquebrajado.

5.0 DISENO PARA POZOS DE ALCANCE EXTENDIDO

5.1 Consideraciones Generales de DiseñoEn pozos de ángulo alto, los componentes tradicionales del BHA, son muchas veces eliminadosy es probable que el peso en barrena sea aplicado corriendo tubería de perforación encompresión y de peso normal (nunca es considerado en pozos verticales).

Para una profundidad medida dada, la carga de tensión superficial proveniente del colgado depeso, disminuirá al incrementar el ángulo de pozo, debido al incremento de soporte de pared. Sinembargo la torsión y arrastre incrementara a medida que se incremente el ángulo del agujero.Bajo estas circunstancias, el límite de carga será probablemente su capacidad de torsión.

En pozos verticales, las fuerzas de fricción son, ya sea ignoradas o tomadas en cuenta pormedio de la utilización de factores de diseño o margen de sobretensionamiento. Los pozosaltamente desviados necesitan tomar en cuenta las fuerzas de fricción. Por lo general esto es unproceso reiterativo y es más eficientemente emprendido utilizando técnicas de simulación porcomputadora, como es representado en la Figura 5.

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La Figura 5 representa la mayoría de las consideraciones de diseño para pozos desviados, peroel aspecto más importante será la disponibilidad. Puede el pozo ser perforado el pozo con latubería que esta en el equipo de perforación seleccionado? Si es así, esta será inevitablemente,la opción más económica.

5.2 Estimando las Cargas de la Sarta de PerforaciónCalcular la torsión y arrastre a mano, es posible pero impractico, tomando en cuenta a grancantidad de cálculos requeridos. Una computadora puede completar las repeticiones, con másrapidez y eficiencia.

La mayoría de estos programas son basados en el modelo de Johancik, el cual analiza lascargas de tensión y de torsión de la sarta de perforación en secciones discretas y suma entonceslos resultados para el agujero entero.

5.3 Coeficiente de ArrastreLos programas de torsión y arrastre utilizan un coeficiente de fricción asumido, que esinicialmente basado en la experiencia en el área, utilizando el sistema propuesto de fluidos deperforación, cualquiera que sea. Una vez que la perforación comience, los programas puedenser calibrados contra las cargas reales, para refinar el modelo. Sin embargo las cargas de torsióny arrastre derivan, no solo de la fricción, pero también de los efectos tortuosos del agujero,aglomeramiento de recortes, hinchamiento de lutitas, atrapamiento diferencial, etc. El coeficientede fricción, será por lo tanto mas apropiadamente denominado, un coeficiente de arrastre. Este

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Propiedades de Juntas Nuevas de Tamaño Estándar en una Tubería de Perforación de 5” 19.5ppf

Grado ID (ins) OD (ins) Torsión de Conexión(pies-lb.)

DRILLING SCHOOLcoeficiente variara, ya que ambos movimientos, el rotacional y el axial varían, y porque ladirección del movimiento, cambia también.

5.4 Angulo Critico de AgujeroA medida que se incrementa el ángulo del agujero, es menos probable que el BHA se deslicehacia abajo debido a su propio peso. En el punto en el que debe ser empujado para poderconseguir mas avance, el ángulo del pozo es denominado el ángulo critico.

Donde crit = ángulo criticof = Coeficiente de arrastre de pozo.

Esto se encuentra normalmente en el orden de 70-80 grados, dependiendo del coeficiente dearrastre como tal.

5.5 TorsiónLas juntas son mas débiles que los tubos cuando están bajo torsión y la capacidad de torsión deuna junta es tomada como su torsión de conexión. Si es probable que la torsión superficialpredicha, exceda la torsión de conexión, entonces la sarta estará limitada en su capacidad detorsión y las siguientes medidas deberán ser consideradas:

El diámetro y el peso de los componentes de la sarta de perforación en las secciones deángulo alto, deberán ser minimizados. Esto reduce la torsión operativa, pero deberá serbalanceado contra la necesidad de reducir las perdidas internas de presión y mantener laestabilidad de la tubería de perforación de peso normal. La torsión de conexión en la tubería de perforación existente, puede ser incrementada,mientras que la junta no este sobretensionada y la capacidad de tensión del cuello del piñón, nosea reducida por debajo de lo requerido por la operación. La tubería de perforación en el equipo de perforación, podría ser cambiada por una tubería conjuntas de mayor capacidad de torsión.

Esta podría ser una tubería con juntas de tamaño estándar, que tienen OD’s mas altos y ID’smas pequeños, si el modelo hidráulico así lo permite. La torsión operativa puede ser reducida por medio de la selección del lodo, aditivos del lodo o através del uso del equipo de reducción de tensión, por ejemplo, substitutos de reducción detorque.

5.6 Juntas No-EstándarJuntas nuevas y premium, son diseñadas para ser aproximadamente el 80% tan fuertes entorsión, como los tubos a los cuales están soldadas. Las juntas no-estándar existen por variasrazones, haciendo esencial que todas las juntas sean medidas para confirmar las dimensionescomo tales. Las juntas no-estándar son aceptables, pero tendrán valores diferentes de torsión deconexión.

5.7 Factores que Afectan la Capacidad de TorsiónTodas las juntas de API, son hechas de un material que tiene una fuerza de Cedencia mínima de120,000 psi. La capacidad de torsión de la junta, es solamente determinada por el tipo deconexión, ID del piñón y el OD de la caja. El siguiente tabulador ilustra el impacto de lasdimensiones de la junta para una tubería de perforación de 5” 19.5ppf, grado S, junto con lastorsiones de conexión, asumiendo grasa de rosca estándar (factor de fricción = 1.0).

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E 3- ¾” 6 5/8 22,840X 3 ½” 6 5/8 27,080G 3 ¼” 6 5/8 31,020S 2 3/4 6 5/8 38,040

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5.8 Fatiga en Pozos ERDLa causa principal de la fatiga en pozos de ángulo alto:

1. Pandeamiento de la tubería de perforación2. Encombamiento de la lastra barrena

Prevenir el pandeo mientras se rota tubería de perforación de peso normal y percusores deperforación operando bajo compresión mecánica, puede ser una preocupación. Debido al ánguloalto, es muchas veces necesario aplicar peso en barrena por medio de ambos, con y a través deuna tubería de perforación de peso normal en compresión mecánica. Mientras que no ocurrapandeamiento, los daños por fatiga deben ser evitados. Cuando se desliza pero no se rota,cualquier pandeo que ocurra, no debería producir daños por fatiga. Sin embargo y una vez que larotación ha sido aplicada, la fatiga a través del pandeo, se convierte en un problema.

El encombamiento de las lastra barrenas se relaciona a la tendencia de emcombamiento del ladobajo del BHA y su esfuerzo cíclico acompañante.

5.8.1 Pandeo de la Tubería de PerforaciónEl pandeamiento de la tubería de perforación mientras se rota puede causar una Rápida falla porfatiga. En pozos de ángulo alto, es necesario correr la tubería de perforación en compresiónmecánica, para poder colocar peso en barrena. Sin embargo y si la magnitud de la compresiónmecánica no exceda la carga critica de pandeo, entonces la tubería sufrirá poco daño.

La compresión mecánica máxima en una sarta vertical, debe mantenerse bajo carga crítica depandeo, para asegurar que no ocurran daños por fatiga.

En un pozo desviado, la carga crítica de pandeo será más alta que para una sección vertical,debido al soporte provisto por el pozo inclinado como tal. El factor limitante será la carga depandeo en las secciones verticales, medida como se indico anteriormente. El problema esdeterminar en donde y a cual peso en barrena, comenzara el pandeo. Si el peso en barrenarequerido para que ocurra el pandeamiento puede ser determinado, entonces, y asumiendo queel pozo puede ser perforado con un peso menor en barrena, el riesgo de pandeo puede serdisminuido.

Los puntos de inicio del pandeo son:1. La junta más baja en una sección tangencial2. En la sección recta del agujero, inmediatamente en o encima del punto de desviación.3. Sobre toda la longitud de la sección tangencial (iniciada justo debajo de la sección tangencial).

6.0 FATIGA La fatiga es el daño estructural permanente progresivo localizado, que ocurre cuando unmaterial esta sujeto a ciclos repetidos de esfuerzo. El daño por fatiga se acumula en los puntos de alto esfuerzo y como último se forma unaruptura por fatiga. Esto puede crecer bajo cargas cíclicas continuas, hasta que la falla ocurre. Para un material dado, la severidad del ataque de fatiga es mayor a un esfuerzo cíclico demayor amplitud y a un esfuerzo de tensión mayor al promedio.

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La falla ocurrirá en puntos de esfuerzo alto de cualquier componente y por lo tanto las fallas,casi siempre estarán cerca de algún concentrador de esfuerzos, tales como, muescas, presas,cambios de sección o raíces de roscas.

6.1 Fuentes de Fatiga-Inducción de Esfuerzos Cíclicos Rotar la sarta mientras parte de ella esta flexionada o pandeada. Vibración

6.2 MitigaciónAcciones que minimizaran la aparición de esfuerzos cíclicos dañinos. Configure los ensambles de fondo y limite el peso en barrena, para que la rotación y el pandeosimultáneos, no ocurran en tuberías de perforación de peso normal o en percusores deperforación Seleccione productos y componentes y configure las secciones de la sarta con transicionesgeométricas suaves (los cambios drásticos de sección, magnifican el esfuerzo y aceleran lafatiga). Reduzca el grado de flexión de la tubería de perforación (patas de perro) y el grado de flexión ypandeo del BHA al nivel más bajo, consistente con otros objetivos. Monitoree y reduzca la vibración.

6.3 Velocidades Rotarias CríticasA ciertas velocidades, definidas como criticas, la tubería de perforación, experimenta vibracionesque pueden causar desgaste y deformaciones al cuerpo de la tubería y conllevar a falla debido afatiga del metal.

Las velocidades críticas dependen de la longitud y tamaño de la tubería de perforación, lastrabarrenas y tamaño del agujero. Un indicador de advertencia de que la sarta de perforaciónpodría estar trabajando dentro del rango crítico de velocidad, es alta tensión y la eventualvibración en la mesa rotaria.

Para extender la vida del equipo de perforación, el RPM debe ser seleccionado y monitoreadopara así evitar velocidades rotarias criticas durante la perforación. Substitutos de Vibración deFondo (MWD o técnicas de medición superficiales de vibración de la sarta de perforación,pueden ser utilizadas.

6.4 Corrosión en Fluido Base AguaEn fluidos de perforación con base agua, la reacción de corrosión metálica, típicamente sucededebido a tres agentes corrosivos: gases sulfuro de hidrogeno, oxigeno y dióxido de carbono)sales disueltas (cloruro de sodio, cloruro de potasio, cloruro de calcio, etc.) y ácidos (acidocarbónico, acido fórmico y acido acético).

Para limitar la corrosión en fluidos de perforación con base agua, se deberán seguir lassiguientes directrices: Si la contaminación por H2S no es anticipada, mantenga el pH del fluido de perforación en 9.5o más. Esto minimizara la corrosión general y la corrosión en las presas, que ocurre debido a lapresencia del oxigeno disuelto. Si la contaminación por H2S es anticipada, mantenga el pH del fluido de perforación en 11 omás, por medio de adiciones de cáustico o cal. Si el H2S es detectado, se deberá utilizar desecho.

Si el sistema de fluido de perforación requiere que un pH bajo sea mantenido, trate el lodo conun desecho adecuado y/o con un inhibidor de corrosión. Las concentraciones deberán serespecificadas únicamente después de realizar una prueba piloto ya que el sobretratamientopodría incrementar el gasto de corrosión.

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Si el fluido de perforación se airea, opera el Desgasador hasta que la condición se disipe. Encaso de ser posible, premezcle los aditivos en un tanque de mezcla, para adicionar al sistemaactivo, esto disminuirá que el aire arrastrado entre al sistema de bombeo de lodo yconsecuentemente la sarta de perforación. Utilice anillos de corrosión para el monitoreo.

6.5 Practicas de Operación de la Sarta de PerforaciónLas DP’s, HWDP’s y las DC’s son una parte importante del costo del equipo de perforación, perola consecuencia de una falla en el fondo puede ser aun mayor.

Se debe tener cuidado durante el manipuleo de estas tuberías, especialmente en las juntas, elcual es por lo general el “punto más débil”.

6.5.1 Recomendaciones para el Manejo de Tubería NuevaEl periodo de entrada de la vida de una junta, es la parte mas critica, ya que superficies nuevasmanejadas con maquina son las mas probables a sufrir embotamiento. Después de algúnservicio, la superficie sufre algunos cambios que las hacen más resistentes al embotamiento.

Como consecuencia, las primeras veces que las juntas sean utilizadas, lo siguiente deberá serconsiderado:1. Asegúrese de que el equipo de manipuleo en superficie esta en buenas condiciones. Reviselas cuñas y el buje maestro para prevenir daños. Revise que la llave doble automática/dadosestén en buenas condiciones.2. Asegúrese que el “top drive saver sub” este en buena condición, ya que este quedaraemparejado con la mayoría de las juntas.3. Utilice protectores de rosca cuando levante tuberías.4. Limpie completamente las roscas del piñón y la caja para remover toda la grasa, sucio, oxido,cobertura preventiva u otro material extraño.5. Inspeccione en busca de cualquier daño en las roscas y para manejar daños en roscas yhombros, tales como, raspaduras, excavaciones, y sitios aplanados.6. Cubra completamente el hombro y las roscas en la caja y el piñón, utilizando un compendiorecomendado para juntas.7. Rote las nuevas juntas hacia adentro “Despacio”. La rotación a altas velocidades puedecausar embotamiento. Conecte las juntas con la torsión recomendada.8. Desconecte las conexiones. Limpie e inspecciones en busca de daños, repare los dañosmenores, de ser posible.9. Vuelva a engrasar y reconecte, a la torsión recomendada.

6.5.2 Recomendaciones Generales Los componentes de la sarta de perforación deberán estar equipados con protectores de roscacuando no están en uso o cuando se les levanta o acuesta. Asegúrese de que las roscas de las juntas están limpias y secas antes de engrasarlas. Utilice el lubricador para juntas, especificado. No utilice lubricantes de tubería de producción ode tubería de revestimiento, ya que son demasiado aceitosas y pueden resultar en piñonesestirados o rotos. Después de la entrada, es recomendable engrasar efusivamente las roscas dela caja y el hombro, solamente. El niple elevador de piñones deberá ser limpiado, inspeccionado y lubricando en cada viaje. Encaso de que el daño de estos piñones pase desapercibido, podrían eventualmente dañar todaslas cajas de las lastra barrenas. Es una practica recomendada partir una junta diferente en cada viaje, dándole la oportunidad ala cuadrilla de mirar cada piñón y caja, en cada tercer viaje. Esto asegura que las conexionesestán adecuadamente engrasadas, en todo momento. Inspeccione los hombros en señal deconexiones flojas, embotamientos y posibles deslaves.

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No permita que la punta del piñón se clave contra el hombro de la caja. Esto puede produciruna hendidura en el hombro, que resultara en un deslave. No detenga el movimiento de la sarta de perforación hacia abajo, con cuñas. Esto puedecausar rotura o “cuelleo” del tubo de la tubería de perforación. El permitir que las cuñasnaveguen la tubería en los viajes hacia afuera del agujero, también puede dañar la tubería. El atrapamiento accidental de juntas con cuñas, dañará permanentemente las cuñas. Estopodría producir la caída de las cuñas o daños a la tubería. En caso de que un accidente asíocurra, las cuñas deben ser inspeccionadas, buscando deformaciones, roturas o rupturas. Asegúrese que las áreas de parado de tubería están limpias y que la Madera esta en Buenacondición. Utilice solamente herramientas diseñadas para mover juntas en el parador de tubería.Las herramientas de bordes afilados pueden causar daños en el hombro, lo cual conllevara adeslaves. Lave los componentes de la sarta de perforación cuando los coloque en descanso. Asegúreseque los protectores de las roscas están instalados. Inspeccione los componentes de la sarta de perforación en intervalos regulares, por ejemplo, alfinal de cada pozo, en intervalos de seis meses o como este especificado en el contrato de laoperadora. La inspección se deberá llevar a cabo según el estándar de API RP7G o DS Hill.

ANEXO 1Calculo de BSREl BSR es calculado utilizando la siguiente ecuación:

Donde

Donde

Donde

BSRZb

Zp

DDb

R

CtprLpc

Hfrn

= Proporción de la Fuerza de Flexión= Modulo de la Sección de la Caja (pulg3)= Modulo de la Sección del piñón (pulg3)= diámetro Exterior de la Caja (in)

= Diámetro Interior del piñón (in)= diámetro de la raíz de las cuerdas de la caja al final del piñón

(pulg.)= diámetro de la raíz de las cuerdas del piñón ¾” del hombro del

piñón (pulg.)

= diámetro de paso (pulg.)= machuelo (pulgadas por pie en diámetro)= longitud del piñón (pulg.)

= altura de la cuerda no truncada (pulg.)= machuelo (pulgadas por pie en diámetro)

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Tipo de Conexión Esfuerzo Deseado(psi)

Juntas usadas de DP 72,000Juntas nuevas de DP 60,000PAC DC 87,500H90 DC 56,200Otras DC 62,500

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Todas las variables en las ecuaciones anteriores son específicas para los diferentes tipos deconexiones y están disponibles en varias tablas en API 7, el Manual de Perforación de la IADC ocatálogos de fabricantes. Detalles de conexiones comunes API y conexiones regulares, semuestran en el Anexo 2.

Caculo de Torsión de Conexión de un TramoLa torsión recomendada de conexión, es calculada utilizando la siguiente ecuación:

Donde TS

= torsión de conexión (pies lb.)= nivel deseado de esfuerzo de conexión (vea la siguiente tabla)

A = la mas pequeña de las áreas seccionales cruzadas ¾” desde el hombro del piñón o 3/8”desde el hombro de la caja

PRt

= llaves de rosca (pulg.)= promedio del radio de la rosca (pulg.)

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fèRs

= coeficiente de fricción (asuma 0.08)= ½ ángulo de rosca= radio promedio del hombro (pulg.)

Todas las variables en las ecuaciones anteriores son específicas para los diferentes tipos deconexiones y están disponibles en varias tablas en API 7, el Manual de Perforación de la IADC ocatálogos de fabricantes

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SECCION 5

FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN

Contenido

1.0 Funciones de un Fluido de Perforación2.0 Tipos de Fluido de Perforación

2.1 Aire/Gas2.2 Lodo Base Agua (WBM)

2.2.1 Lodos No-Dispersos2.2.2 Lodos Dispersos2.2.3 Lodos Cálcicos2.2.4 Lodos Poliméricos2.2.5 Lodos Bajos en Sólidos2.2.6 Lodos Salinos (Saturados en Sal)2.2.7 Comentarios Generales sobre los Lodos Base Agua

2.3 Lodo Base Aceite (OBM)2.3.1 Lodos Base Diesel2.3.2 Lodos de Emulsión Inversa2.3.3 Lodos Base Aceite (Todo Aceite)2.3.4 Lodos Sintéticos2.3.5 Comentarios Generales sobre los Lodos Base Aceite

3.0 Selección del Fluido de Perforación4.0 Aditivos del Fluido de Perforación5.0 Contaminación

5.1 Fuentes de Contaminación5.2 Control de Sólidos5.3 Clasificación de Sólidos Perforados

6.0 Propiedades del Fluido de Perforación6.1 Densidad

6.1.1 Incremento de Densidad6.1.2 Reducción de Densidad

6.2 Viscosidad de Embudo o Viscosidad Marsh6.3 Viscosidad Plástica (PV)

6.3.1 Incremento de PV6.3.2 Reducción de PV

6.4 Punto de Cedencia o Resistencia, YP6.4.1 Incremento del Punto de Cedencia6.4.2 Reducción del Punto de Cedencia

6.5 Fuerza Gel6.6 Filtración

6.6.1 Enjarre6.6.2 Pérdida de Fluido

6.7 Solidos6.7.1 Solidos de Alta y de Baja Gravedad

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6.7.2 Contenido de Arena6.7.3 Contenido de Arcilla

6.8 Análisis Químico6.8.1 Lodo Base Agua6.8.2 Lodo Base Aceite

6.96.10

pHEstabilidad Eléctrica

7.0 Análisis de Tendencia7.1 Análisis de Tendencia de los Lodos Base Agua7.2 Análisis de Tendencia de los Lodos Base Aceite

8.0 Daños de Formación

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1.0 FUNCIONES DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN

Las funciones principales de un fluido de perforación son:

Control del Pozo Mantener la estabilidad del agujero Limpieza del Pozo Transmitir potencia hidráulica a la barrena Permitir la evaluación de formaciones

Estas funciones son logradas por medio de una cuidadosa selección del fluido de perforación y elmantenimiento de sus propiedades.

Funciones adicionales de un fluido de perforación, son:

Suspender recortes y agentes densificantes mientras el fluido esté estático. Por ejemplo,mientras se está haciendo la conexión de un nuevo tramo para seguir perforando. Soltar recortes atrapados o transportados en el fluido al llegar a la superficie. Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación. Crear un enjarre delgado e impermeable sobre las paredes del agujero perforado para reducir lainvasión de fluido Soportar tuberías a través del efecto de flotabilidad. Prevenir la corrosión de la sarta de perforación, etc.

2.0 TIPOS DE FLUIDO DE PERFORACIÓN

Existen tres tipos principales de fluido de perforación, según la formulación del fluido base.

2.1 Aire / Gas

Utilizado para perforar formaciones duras y secas o para combatir perdidas de circulación. Raravez se utiliza costa afuera, con la excepción de pozos de bajo balance o en perforación con tuberíaflexible o de producción.

2.2 Lodos Base Agua

Los tipos principales sistemas de lodos base agua, son:

No-Dispersos Dispersos Calados ó Cálcicos Polímeros Bajos en Sólidos Salinos (Saturados en Sal)

2.2.1 Lodos No-Dispersos

Generalmente incluyen lodos de poco peso ligeramente tratados y lodos de inicio. No tieneadición de adelgazantes. Usualmente empleados para perforar las secciones de tope del agujero ypozos poco profundos.

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2.2.2 Lodos Dispersos

Para profundidades en incremento y pesos de lodo mayores, las formulaciones de lodo requierenaditivos dispersantes (lingosulfonatos, lignitos y taninos) para cancelar las fuerzas atractivasentre partículas que crean viscosidad en el lodo base agua. Esto extiende efectivamente el uso delsistema de lodos hasta que tenga que ser reemplazado.

2.2.3 Lodos Cálcicos

Típicamente este grupo incluiría los lodos base yeso-lignito y lodos base calcio. En este puntose adicionará en exceso una fuente de calcio (yeso, cal) para asegurar un constante suministro deiones de calcio que es efectivo para desacelerar el proceso de hidratación de las lutitas. Este lodotiende a ser relativamente barato de operar y las prácticas de desechado y dilución son la normapara el control final de sólidos.

2.2.4 Lodos Poliméricos

Estos lodos utilizan polímeros de largas cadenas con alto peso molecular, los cuales puedenencapsular los sólidos perforados para prevenir la dispersión o cubrirlos para la inhibición. Tambiénproveen viscosidad y propiedades para el control de perdidas de fluido. Los ejemplos máscomunes de lodos polímeros son PHPA – “Poli-Acrilato Parcialmente Hidrolizado”, CMC –“Carboxi-Metil-Celulosa” y PAC – Celulosa Poli-Aniónica”. Son intolerantes a la contaminación decalcio y no soportan temperaturas mayores a 300º F.

2.2.5 Lodos Bajos en Sólidos

Estos son por lo general lodos base polímero diseñados para tener un máximo del 6% al 10% decontenido de sólidos por volumen.

2.2.6 Lodos Salinos (base agua saturada con sal)

Estos incluirían los sistemas poliméricos con base de agua saturada con sal y con agua de mar, endonde otros polímeros agregados proveen viscosidad y las propiedades para control de pérdida defluido.

2.2.7 Comentarios generales sobre los Lodos Base Agua

Los lodos base de agua fresca fresca son generalmente utilizados para perforar pozos en tierra.Nótese sin embargo que una mezcla de bentonita prehidratada con agua fresca a 50 lbs/bbl seutiliza a menudo como la base para la preparación de lodos costa afuera.

Lodos con base agua de mar – estos muchas veces incluyen la dilución de una mezcla debentonita prehidratada desde 50 lbs/bbl a 20 lbs/bbl con agua de mar como fluido base con algúncontenido inicial de arcillas con viscosidad y capacidad de formación del enjarre frente a lasformaciones. Después se adicionan polímeros para controlar la pérdida de fluidos y mejorar laviscosidad, en tanto que la barita se para ajustar la densidad del fluido. Una vez que comienza laperforación liquido adicional que se requiera será elaboradola mezcla de polímeros con agua demar. Los sólidos perforados reemplazarán el componente de bentonita.

Lodos con base salmuera – utilizados para crear los lodos base agua más inhibidos para laprevención del hinchamiento de las arcillas. La salmuera base puede ser de cloruro de sodio, depotasio o de calcio y como las anteriores se agregan polímeros adicionales para controlar la

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DRILLING SCHOOLpérdida de fluidos y mejorar la viscosidad, mientras que la barita se adiciona para ajustar ladensidad del fluido. Los ejemplos incluyen:

Una base saturada de sal NaCI (cloruro de sodio) será utilizada para perforar a través de unazona masiva de sal.

Una salmuera base de cloruro de potasio (KCI) será utilizada a menudo, para perforar seccionesgrandes del pozo (17½“) a través de lutitas reactivas, siendo el ion de potasio el ingrediente“activo”. Es preferentemente absorbido a los espacios vacantes dentro de la estructura entrelazadade las partículas de arcilla, en vez de las moléculas de agua, retardando así, el proceso dehidratación.

Cuando se perforan secciones del yacimiento es más usual hoy en día reemplazar la barita comoagente densificante por otro material densificante soluble en acido (carbonato de calcio) osalmuera inicialmente formulada para corregir la densidad. Esto es particularmente relevantecuando se completa con rejillas empacadas con arena en donde se requiere el mínimo decontaminación de sólidos.

2.3 Lodos Base Aceite

Los tipos principales de lodos base aceite, son:

Base Diesel Emulsión Inversa Base Aceite (Todo Aceite) Sintéticos

2.3.1 Lodos Base Diesel

Comprenden aceite diesel como la base del fluido mezclado con una salmuera emulsionada y aúnson utilizados en algunas áreas del mundo a pesar del alto contenido de hidrocarburos aromáticosy a las preocupaciones de HSE -Salud, Seguridad y Medio Ambiente- (reacciones adversas en lapiel, carcinogénico). El contenido aromático (componente cancerígenos) de diesel es deaproximadamente 30% por volumen.

2.3.2 Lodos de Emulsión Inversa

Son esencialmente formulaciones con base de aceite mineral con salmuera de cloruro de calcioemulsionada en proporción desde 5 a 50% de la fase liquida. El contenido aromático de la baseaceite es menor al 10%.

2.3.3 Lodos Base Aceite (Todo Aceite)

Están formulados utilizando 100% de aceite como fluido base y son usualmente consideradosideales para la toma de núcleo o como fluidos de perforación del yacimiento.

2.3.4 Lodos Sintéticos

Están formulados como los lodos de emulsión inversa pero el fluido base utilizado no contienearomáticos de los tipos ésteres, éteres, PAO’s (poli-alfa-olefinas) ni parafinas.

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2.3.5 Comentarios generales sobre los Lodos Base Aceite

Esencialmente todos excepto el 100% aceite contienen los mismos componentes básicos. El fluidobásico (diesel, aceite mineral, parafina, éster, etc.) es mezclado con emulsificantes y salmuera decloruro de calcio para crear una emulsión agua-en-aceite, seguido de un reductor de filtrado yarcillas organofilicas. La barita se adiciona entonces para ajustar la densidad.

Usualmente se adicionan variedad de emulsificantes siendo uno de ellos un modificador reológicobajo.

La cal esta presente para ayudar a uno de los emulsores utilizados mientras que también crea, unamortiguador inicial alcalino contra la contaminación de gas acido.

Una arcilla organofilica es adicionada para crear la viscosidad requerida antes de cualquier adiciónde barita. Esta es una arcilla tratada con amina que se hincha y tiene rendimiento al contacto conla emulsión aceite / agua.

El cloruro de calcio se encuentra presente para balancear la salinidad de la fase acuosa con la delagua intersticial de las formaciones que están siendo perforadas particularmente las lutitas, paraprevenir la desestabilización del agujero.

El lodo 100% aceite es simplemente un lodo base aceite en el cual no existen componentes deagua. Los aditivos comprenden cal, material obturante soluble en ácido y emulsficantes, los cualesson seleccionados para reducir cualquier daño potencial de la formación.

Durante los problemas de control de pozos, cuando el sistema de lodos esta siendo tratado congrandes cantidades de barita, es usual agregar un químico humectante al aceite y un adelgazanteasí como también un emulsionante adicional para asegurarse que todas la barita se mantengamojadas de aceite y suspendida en el fluido. Los aditivos poliméricos usuales, para un lodo baseagua, no son efectivos en el lodo base aceite.

3.0 SELECCION DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

La selección del fluido de perforación es muchas veces un conflicto entre las opciones disponibles.Los siguientes criterios se deben considerar antes de determinar qué tipo de sistema de lodospuede ser utilizado.

Tipo de pozo− Utilizar la información de los pozos de referencia en caso de estar disponible, para identificar

cualquier problema experimentado con sistemas de lodos anteriores. Consideraciones ambientales

− La legislación local podría prohibir ciertos tipos de lodos o, en el caso de lodos base aceite,podría requerir el uso de contención de recortes. Requerimientos de Control de Pozos

− El sistema de lodo debe tener la capacidad de ser densificado hasta el máximo requerido paracontrolar la presión de formación. Estabilidad del agujero− Inestabilidad química debido a lutitas reactivas que requieren un sistema de lodo inhibido o aformaciones solubles en agua como la sal y la anhidrita- Inestabilidad mecánica por esfuerzo inducido que requiere control con peso del lodo. Condiciones de temperatura y estabilidad química del lodo

− El sistema debe ser químicamente estable a la temperatura de fondo máxima esperada. Desempeño de perforación

− El sistema debe proveer una reología máxima para optimizar la velocidad de perforación.

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− El sistema deberá reducir el daño de formación al perforar las secciones del yacimiento.

Costo− Necesita ser balanceado con los beneficios esperados y el desempeño.

Disponibilidad de productos− En áreas remotas la selección podría ser limitada.

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Función Descripción Productoalcalinidad, controlde pH

control del grado de acidificacióno alcalinidad de un fluido

soda cáustica, carbonato de sodiobicarbonato de soda

bactericidas productos utilizados para prevenirla degradación de aditivosorgánicos naturales, como elalmidón y goma xántica (base)

Glu-tar-aldeídosamonio cuaternario

reductores de calcio usado para reducir el calcio en elagua de mar y para tratar lacontaminación con calcioproveniente del cemento, el yeso,o la anhidrita

carbonato sodicobicarbonatoSAPP (pirofosfato de acido de sodio)= Sodium Acid Pyro Phosphate

inhibidores decorrosión

Para controlar la corrosión pormedio la creación de una películade protección

base de amina

antiespumante reduce tendencias espumantesemulsificantes crean una mezcla heterogénea

dos líquidos insolublespara OBM: ácido graso, base aminapara WBM: detergentes, jabones

surfactantesreductores defiltrado

reducin la pérdida de fluido haciala formación

almidón, CMC (Carboxi – Metil –Celulosa), bentonita

floculantes clarificn los fluidos y crean unincremento temporal en laviscosidad

calacrilamidas – base polímeros

agentes espumantes surfactantes típicos surfactantes típicosmateriales paracontrol de pérdidasde circulación (LCM)

taponan zonas de pérdida.pueden ser materiales fibrosos,granulares o escamosos o bienpolímeros de cadena cruzada

cáscaras de nuezmica

lubricantes reducin el coeficiente de fricciónentre el fluido y la pared de latubería

glicol, aceitessurfactantes

agentes liberadoresde tubería

posicionados a través de la zonade atrapamiento. Incrementan lalubricidad y atacan químicamenteel enjarre

detergentesjabonesaceites

inhibidores decontrol de lutitas

disminuyen el mecanismo dehidratación en las lutitas

fuentes de calcio y potasio solubles,glicol

agentes activos ensuperficie

Surfactantes, reducen la tensiónde interfase entre dos superficies(agua/aceite, agua/sólidos, etc.)

emulsificantesfloculantesagentes densificantes

temperatura incremento reológico y defiltración

polímeros acrílicos

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4.0 ADITIVOS DEL FLUIDO DE PERFORACION

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agentesestabilizadores

estabilidad bajo condiciones dealtas temperaturas

polímeros sulfatados, lignitolingosulfonato

adelgazantes,dispersantes

modifican la relación entre laviscosidad y el contenido desólidos. Reducen ges, reducenatracción entre las partículas dearcilla

taninoslignitolingosulfonato

viscosificadores Incrementan la viscosidad paralimpieza del pozo / suspensión

bentonita, CMCPAC, polímero XC

agentesdensificantes

incrementar la densidad del fluidopara controlar la presión deformación, incrementarestabilidad de agujeros de ánguloalto

barita, óxido de hierrocarbonato de Calcio, etc.

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5.0 CONTAMINACIONES DE LOS LODOS

5.1 Fuentes de Contaminación

Un contaminante es cualquier componente indeseable que cause un efecto perjudicial al fluido deperforación.

Contaminantes típicos son:

Sólidos perforados Sales evaporitas – interfieren con la emulsión en los OBM’s. Resultan en – grumos de lodo,debido a la mojabilidad de la barita en agua. Flujos de agua – problemas de control del pozo y mojabilidad de la barita del OBM en el agua. Gases ácidos – CO2, H2S Hidrocarburos – problema asociados con el control del pozo Temperatura - degradación térmica de polímeros en WBM Cemento Agua de mar – fugas de linea de superficie Bacteria – bio-polímeros, almidones propensos a degradación bacterial, si no son tratados. Fluidos liberadores de sarta atrapada posicionados en el espacio anular (diesel/base aceite) –problemas de atrapamiento de la tubería con WBM Bicarbonato – tratamiento excesivo de la contaminación con cemento Carbonato – exceso de tratamiento de la contaminación con calcio

La fuente más común de contaminación encontrada en todos los fluidos de perforación escausada por sólidos perforados incorporados en el sistema

En los WBM esto eventualmente resulta en una política de desecho y dilución adoptada paramantener las propiedades del fluido. Típicamente en una sección del agujero de 17½“, las trampasde arena serán desechadas periódicamente, siendo la lógica que, sin agitación, deberá ocurrir elasentamiento por gravedad, permitiendo la acumulación de gránulos finos que han pasado a travésde las mallas de las temblorinas. El nuevo lodo adicionado, diluirá los sólidos que permanecen enel sistema, de manera efectiva y ayudarán a traer las propiedades del fluido (viscosidad, perdidade fluido, densidad) de regreso a las especificaciones del diseño.

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DRILLING SCHOOLLos OBM’s son mas tolerantes a la contaminación de sólidos. Sin embargo, y una vez que estésobrecargado, el sistema deberá ser cambiado por completo pues su desecho no es una opción. Amenudo se requerirá volumen extra para compensar por las pérdidas en los recortes humedos y elrequerido para llenr el agujero que se va perforando. Este nuevo volumen servirá para reducir elcontenido de sólidos por dilución.

5.2 Control de Sólidos

La calidad del equipo de control de sólidos que se tiene a bordo puede extender la vida útil de unsistema de lodos auneque, eventualmente, el reciclado de los sólidos causará la degradación delas partículas a tal punto que su tamaño se vuelve coloidal e intratable por medios mecánicos. Untípico paquete de control de sólidos incluiría el siguiente equipo instalado:

Caja de Gumbos – en algunas áreas del mundo como en el Golfo de México las seccionessuperiores del agujero producen recortes de arcilla reactiva hinchable (“gumbo”) – los agregadosde arcilla bloquesarán el conducto de cualquier línea de retorno una vez que son descargados enla superficie desde el “riser” o de conducción submarina (equipo en el mar) o del tubo conductorpara pozos en tierra.

Típicamente, la caja contiene una grilla inclinada y muy rústica, que permita la rápida conducciónde fluido, mientras que los grandes agregados de arcilla, son descargados al final.

Temblorinas – Es de mucho valor que las mallas de las temblorinas manejen el 100% del flujo queretorna del pozo por el espacio anular. Como tales, ellas son críticas en el control del contenido desólidos, mientras que se preste atención al estado de las mismas (mallas sin huecos y del tamañoadecuado para retener el mayor porcentaje de recortes y de sólidos incorporados al fluido durantela perforación). Los equipos de perforación se encuentran ahora comúnmente equipados concuatro o más temblorinas primarias del tipo de “movimiento lineal” (como por ejemplo la Thule VSM100) capaces de manejar velocidades de flujo superiores a 1,200 GPM que son típicas en lassecciones de 17½” del agujero. Con mallas tamaño 200 las temblorinas pueden remover partículasde hasta 150 micrones.

Deslimizador (o desarcillador) – a lo largo del flujo, usualmente se encuentran deslimizadores decono de 4”, en agrupados en conjuntos de número variable. Un cono de 4” puede manejar 50 GPMpor lo que dos deslimizadores 16 conos teóricamente podrían manejar un flujo de 1600 gpm.Normalmente se proveen suficientes conos para permitir el procesamiento del 150% del flujomáximo esperado. En la práctica, los deslimizadores solamente son utilizados con WBM, debido alalto contenido de líquido descartado con los sólidos en la corriente de desecho.

La corriente de desecho se puede descargar sobre una temblorina con malla 200 (75 micrones)para recuperar el fluido configurando el llamado “limpiador de lodo” para uso en WBM’s y OBM’s,pero deberá ser notado que:

Cada paso a través de una bomba centrífuga degradara los sólidos aún más. Los hidrociclones no son efectivos en la remoción de sólidos de arcilla pero sí trabajan bien en laperforación de arenas – los granos de arena no se degradan cuando pasan a través de la bombacentrifuga que alimenta los hidrociclones. Con el mejoramiento en el equipo primario de control de sólidos (temblorinas), es ahora posibleequiparar el punto de corte de los hidrociclones con las pantallas de las temblorinas mucho antes,al momento de retornar el fluído del pozo, haciendo del proceso anterior un proceso redundante.Una vez que las pantallas de malla 200 son colocadas en las temblorinas, no existe ventajaadicional en el uso del deslimizador.

El componente final del equipo para control de sólidos es la “centrifuga de decantación” ó“centrifuga de alta velocidad” de las que se instalan usualmente una o dos en serie.

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Tipo de sólido perforado Tamaño de la partículaGrueso Mayor que 2,000 micronesIntermedio Entre 250 y 2,000 micronesMedio Entre 74 y 250 micronesFino Entre 44 y 74 micronesSuperfino Entre 2 y 44 micronesColoidal Menor que 2 micrones

DRILLING SCHOOLPara lodos con pesos en exceso de 12 lbs/gal (sistemas pesados) es normal utilizar doscentrífugas de decantación en serie: la primera operada a baja velocidad de tambor (por debajo de1800 RPM) para recobrar la barita más densa y la segunda operada a velocidades mucho másaltas (por encima de 2500 RPM) para remover los sólidos de baja gravedad. Sin embargo, se debetomar en cuenta que una centrífuga típica solamente procesará a 30-50 gpm. Con velocidades debombeo entre 900 y 1200 GPM y con altas velocidades de perforación, dichas centrífugas tendránun impacto mínimo en el proceso de control de sólidos. Por lo tanto, lograr la extracción de lossólidos finos y de baja gravedad al pasar por las temblorinas es la acción más efectiva.

En las áreas en donde está prohibido desechar el lodo base agua WBM existe la opción de flocularlos sólidos y recuperarlos por medio de centrifugación. Esto creará una pasta de sólidos para eldesecho formal mientras que rinde una porción del fluido original lista para ser reutilizada comouna base de fluido limpio o para ser desechada.

5.3 Clasificación de los sólidos perforados

Los sólidos perforados son clasificados por el tamaño de la partícula así:

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AgenteDensificante

Peso máximo (ppg) Peso máximo (SG)

Barita 19.5 2.34Dolomita 11.5 1.38Cloruro de Potasio 9.7 1.16Cloruro de Sodio 10.0 1.20Formiato de Sodio 11.1 1.33Cloruro de Calcio 11.8 1.42Formiato de Potasio 13.3 1.60Bromuro de Calcio 15.4 1.85Formiato de Cesio 19.7 2.30Bromuro de Zinc 20.5 2.46

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6.0 PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACION

6.1 Densidad

La densidad o peso del lodo es la propiedad más crítica de cualquier fluido de perforación ocompletación ya con ella se provee el control primario del pozo. La densidad del fluido deperforación debe ser ajustada de modo que la presión hidrostática de su columna dentro del pozosea suficiente para equilibrar la presión de las formaciones expuestas (excepto cuando se perforaen bajo balance) y permita un margen de seguridad de 200 psi.

Sin embargo, si el sobre balance es excesivo podría ocurrir atrapamiento diferencial, daño deformación (invasión excesiva de fluido) o fractura hidráulica (provocando pérdidas de fluido).

Los agentes densificantes típicos incluyen los minerales barita (SG 4.2), dolomita (SG 2.8) y salesindividuales para la formulación de una salmuera particular.

Nota: En pozos HP – HT se debe tomar en cuenta la temperatura y utilizar la balanza de lodospresurizada para obtener “el peso real” del sistema.

6.1.1 Incremento de Densidad

La densidad del lodo se incrementa normalment con la adición de más agente densificante.

Las salmueras de varios tipos y densidades tienden a estar mezcladas en salmuera unificada paraevitar inventarios excesivos de sal en sacos en la localización y para reducir labores de mezcladoen el equipo. Sin embargo, se debe tener cuidado que la mezcla se mantenga en solución a lastemperaturas esperadas del ambiente, en el conductor submarino o en el fondo del agujero.

6.1.2 Reducción de Densidad

Una reducción de la densidad del lodo se puede lograr por dilución o por remoción mecánica delagente densificante o de los sólidos contaminantes.

La remoción mecánica se logra con el uso de un equipo de control de sólidos eficiente como lacentrifuga de decantación que es por lo general, el método preferido.

La dilución es también una manera eficiente de reducir la densidad del fluido de perforaciónaunque con ello se pueden afectar fácilmente otras propiedades del fluido. Con salmuerascualquier dilución deberá hacerse con agua fresca y no con agua de mar con el fin de evitarproblemas potenciales.

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6.2 Viscosidad de Embudo o Viscosidad Marsh

La viscosidad de embudo es determinada empleando un Embudo de Marsh. Este valor, deacuerdo con los procedimientos recomendados por API, deberá ser únicamente utilizado como unaguía para determinar las propiedades del flujo de fluidos de perforación de baja densidad. Amedida que la densidad se incrementa, la densidad de embudo se vuelve cada vez menosconfiable. No obstante, las tendencias pueden ser fácilmente establecidas y un cambio drástico enla viscosidad de embudo, podría indicar la contaminación del fluido de perforación.

6.3 Viscosidad Plástica (PV)

La viscosidad plástica (PV) se define como “la resistencia al flujo” debido a friccionesmecánicas entre las partículas sólidas suspendidas en el fluido. La PV depende principalmente delcontenido de sólidos y de la forma y el tamaño de estos sólidos.

6.3.1 Incremento de la PV

Las partículas sólidas tales como la Bentonita y la Barita, etc., son requeridas para lograr que elfluido de perforación se desempeñe satisfactoriamente, pero un exceso de sólidos perforados, noes deseable; su presencia es la causa principal de cualquier incremento en la Viscosidad Plástica(PV) o en el Punto de Cedencia (YP)

Si se permite que los sólidos perforados se mantengan en el lodo ellos serán gradualmente re-molidos y convertidos en partículas más pequeñsa por medio de la acción cortante de la barrena yde las bombas con un incremento consiguiente en la PV al generar mayor área de contacto entrelas nuevas partículas.

6.3.2 Reducción de PV

La concentración de sólidos en el lodo se debe reducir para así disminuir la PV. Esto se puedelograr fácilmente por alguno de los siguientes métodos:

Con el uso de equipos de control de sólidos eficientes (muy a menudo la opción preferida) ó,

Por dilución de volumen total de lodo con la adición de fluido base.

Bajo algunas circunstancias, se puede utilizar el tratamiento químico para reducir la PV, es decir,floculación para remover la contaminaron de sólidos. Sin embargo, esto no es comúnmenteaplicable a la mayoría de los fluidos de perforación de uso común, ya sea por razones técnicas oeconómicas.

6.4 Punto de Cedencia (YP)

El punto de cedencia (YP) es la “resistencia al flujo” causada más por fuerzas electro-químicas que por fricción mecánica. Estas fuerzas son el resultado de la atracción entre lascargas negativas y positivas localizadas en la superficie de las partículas. De esta forma, el puntode cedencia es una medida de estas fuerzas de atracción bajo condiciones de flujo.

En fluidos de perforación no densificados el YP se mantiene al nivel requerido para una limpiezaadecuada de pozo.

En fluidos densificados se requiere un YP moderadamente alto para mantener en suspensión laspartículas del agente densificante.

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6.4.1 Incremento del Punto de Cedencia, YP

Ocurre de forma “natural” cuando se presenta la floculación, después de la introducción decontaminantes solubles específicos como por ejemplo la sal, la anhídrita y el yeso encontradosdurante la perforación.

También ocurre de forma natural a través de la contaminación de sólidos. Un incremento en laconcentración de sólidos perforados inmediatamente creará un incremento de atracciones entre laspartículas.

Mediante tratamiento químico: adiciones de viscosificadores químicos (como polímeros y arcillas),efectuadas con frecuencia para mantener las especificaciones del YP.

6.4.2 Reducción de Punto de Cedencia

El punto de cedencia puede ser reducido ya sea por medio de un tratamiento químico o mecánico:

Tratamiento químico:La dispersión, la de floculacion o el adelgazamiento, neutralizarán las fuerzas de atracción

Tratamiento mecánico:El uso de suficiente equipo de control de sólidos es el método preferido.

También podría lograrse por dilución pero ésta puede afectar al resto de las propiedades del fluidoa menos que la concentración de sólidos sea alta.

6.5 Fuerza Gel

La fuerza gel es una medida de la habilidad del lodo para desarrollar una consistencia gelatinosacuando esta en reposo. Esta propiedad, llamada tixotropía, evita que los recortes y agentesdensificantes o de peso, tales como la barita se asienten al quedar atrapados en el fluidogelatinizado cuando el sistema de fluido se encuentra estacionario.

La consistencia de gel se desarrolla debido a las mismas fuerzas de atracción que las quedeterminan el punto de cedencia pero se relaciona a una condición del fluido de perforación,cuando esta en descanso. Depende a la vez de la concentración y del tamaño de los sólidossuspendidos en el fluido de perforación.

Las fuerzas de gel muy altas no son siempre deseables por las siguientes razones: El gasatrapado y los recortes no son fácilmente liberados a la superfi

Al arrancar las bombas de lodo para vencer las fuerzas de gel desarrolladas durante el reposo secrea una presión de surgencia que puede ser suficiente para inducir pérdidas en caso de que elgradiente del lodo esté cerca del gradiente de fractura de la formación.

El incremento y la reducción de la fuerza gel se logra de la misma manera como se discutió para elPunto de Cedencia, YP.

Note: La prueba de “gel de 10 minutos” es una buena indicación de fuerza gel.

6.6 Filtración

El ingeniero fluidos conduce pruebas de laboratorio para determinar el volumen de fase líquida dellodo que se puede filtrar hacia las formaciones permeables al entrar en contacto con ellas durantela perforación.

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La prueba estándar API de filtración es conducida a temperatura ambiente y a 100 psi de presión.

La prueba de filtración API de alta temperatura y alta presión (HT/HP) es conducida a 500 psi depresión diferencial a través de la muestra de lodo (600 psi sobre el tope del fluido y 100 psi decontra presión mantenida dentro del recipiente). La temperatura de la prueba es usualmentedefinida por la temperatura de fondo esperada. La prueba se conduce normalmente a 25 grados F,por encima del máximo esperado.

Típicamente las pruebas son conducidas dentro del rango de 200 a 300 grados F que cubre lamayoría de los trabajos de perforación en el Mar del Norte. Las pruebas dan indicaciones sobredos parámetros importantes:

6.6.1 El Enjarre (depósito de sólidos contra la cara de la formaciónpermeable perforada con el fluido)

La naturaleza del enjarre es importante. El enjarre ideal es delgado (no disminuye el diámetro delagujero y reduce la probabilidad de tener atrapamiento diferencial de la sarta) e impermeable(previene que el filtrado del lodo se fugue hacia la formación). Generalmente medido en 1/32avosde pulgada ó en milímetros. Un enjarre de buena calidad, debería estar en el orden de 2/32avos depulgada de espesor.

6.6.2 Pérdida de Fluido

Este parámetro provee una indicación de la invasión de filtrado del lodo hacia la formación. Paralas lutitas reactivas perforadas con un WBM el valor del filtrado obtenido podría ser una indicaciónde estabilidad del pozo. Cuando se perfora el yacimiento el filtrado podría proveer una indicaciónde la escala de la invasión de filtrado y por lo tanto del daño potencial a la formación. La Pérdidade fluido es generalmente reportado como el volumen filtrado de la prueba durante 30 minutos,expresado en mililitros. Los valores de filtrado menores a 2 ml para lodos base agua utilizando laprueba de API Estandar y su equivalente con un OBM utilizando una prueba PTT son indicativosde propiedades de buena calidad y lodos de baja filtración.

Nota: La prueba estándar API de filtración es la prueba primaria de filtración para los lodos baseagua. Dicha prueba nunca es conducida en lodos base aceite. Para ellos se conduce siempre laprueba de filtración de alta presión y alta temperatura HT-HP.

Ambas pruebas determinan el volumen de filtrado y describen el carácter del enjarre. Una pruebaAPI conducida a temperatura ambiente y 100 psi de diferencial en un OBM no producirá filtradodebido a la fuerza de emulsión en el fluido. Para la mayoría de las aplicaciones se requiere de unapérdida de fluido controlada sugiriendo invasión controlada del filtrado de lodo hacia la roca en lascercanías del agujero. Un enjarre delgado y flexible es deseable ya que ambas condicionesreducen el riesgo de sufrir un atrapamiento diferencial e indican pérdida controlada de filtrado.

6.7 Sólidos

6.7.1 Sólidos de Alta y Baja Gravedad

Una muestra de lodo es colocada en la celda de una retorta (típicamente de 10, 20 o 50 mililitros) ycalentada hasta aproximadamente 600 grados centígrados (calor rojo mate). Esto expulsa el aguay el aceite de la mezcla de lodo los que son recogidos en un recipiente calibrado y de medicióndirecta con la capa de aceite colocada encima del agua. Los residuos de sólidos se quedan en lacelda e incluyen, barita (HGS = High Gravity Solids), sólidos perforados (LGS = Low Gravity Solids)y sales de la fase acuosa. Conociendo el volumen y densidad del lodo colocado en la retorta y los

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DRILLING SCHOOLvolúmenes de aceite y de agua recogidos en el recipiente, es posible calcular las concentracioneslos Sólidos de alta gravedad (HGS) y Sólidos de Baja Gravedad (LGS) en la muestra original.

6.7.2 Contenido de Arena

Una muestra de lodo es decantada en un tubo de vidrio hasta una marca de medición. Loscontenidos son entones lavados a través de un colador o tamíz malla 200 (aprox. 75 micrones).Los sólidos retenidos en el colador son vueltos a lavar y colocados de nuevo en el tubo demedición de vidrio en donde se permitirá su asentamiento. El volumen de sólidos es leídodirectamente de las calibraciones marcadas en el tubo para dar el porcentaje de sólidos. Debido aque la malla sólo retendrá partículas del tamaño de arena, el volumen de sólidos se suponecompuesto sólo de arena. Normalmente esta cifra es menor al 0.5% pero puede llegar a estar porencima del 3% especialmente si el equipo de control de sólidos está sobrecargado como cuandose perfora rápido en un agujero de 17½” a través de una formación de arena. Además de suindeseable contribución al contenido de sólidos en el lodo por su impacto en la reología del lodo,un alto contenido de arena puede causar problemas de abrasión al interior de los cilindros ó “liners”de bombeo y sobre las herramientas de MWD instaladas en la sarta de perforación en el subsuelo,condiciones estas que se deberán evitar en todo momento.

6.7.3 Contenido de Arcilla

La prueba del Azul Metileno (Methylene Blue Test = MBT) es realizada en los lodos base agua. Laprueba se basa en la capacidad de las arcillas reactivas presentes en el lodo de absorber tinturade azul de metileno hasta que todos los lugares susceptibles de reacción estén llenos con tintura.

La prueba se enfoca a ser capaz de detectar la tintura excesiva. Una muestra de lodo (1ml.) esdiluida en agua y hervida por 10 minutos junto con 0.5 mls de soluc ión 5N de acido sulfúrico y 15mls de 3% de peróxido de hidrogeno (agua oxigenada).

Estos componentes son adicionados para remover ottos materiales orgánicos presentes (como lospolímeros) que también son capaces de absorber la tintura y por lo tanto, interferir con losresultados. La tintura de azul de metileno es entonces adicionada en incrementos de 0.5 ml y elárea a la solución y luégo probada colocando manchas (gotas) encima de un papel de filtro. Lapresencia de un halo azul en expansión indicará el exceso de tintura.

Capacidad del MBT= (milímetros de azul de metileno para formar el halo) / (ml de lodo)

Contenido de bentonita reactiva en el lodo en libras por barril, ppb = 5 x capacidad de MBT

Para un sistema de lodos nuevo el valor de MBT es menor que 5 ppb de bentonita equivalente.Cuando el valor MBT llegue a estar entre 20 y 25, es un indicativo que el sistema de lodos se estácomenzando a sobrecargar con arcillas y normalmente se opta por la práctica de desecho y/odilución.

6.8 Análisis Químico

6.8.1 Lodo Base Agua

Para un lodo base agua, el análisis químico por titulación incluye la determinación de la alcalinidad,los cloruros, el calcio, la dureza total (Ca y Mg) y la concentración de potasio para uno base KCI.

Mientras que un medidor de pH se puede utilizar para determinar el pH en forma directa, latitulación de la alcalinidad determina el carácter de la misma. Esto se basa en la presencia yconcentración de iones de hidróxido, carbonato y bicarbonato.

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DRILLING SCHOOLLos iones de calcio deberán estar presentes pero no en exceso de aproximadamente 500 mg/ltpara lodos de base polímeros. En caso de que excedan los 1000 mg/lt, podrían comenzar a afectarlos constituyentes del lodo y a causar la precipitación de los polímeros.

El nivel de potasio se deberá vigilar para asegurar que su presencia es suficiente para continuarinhibiendo el hinchamiento de las arcillas con valores típicamente en el orden de 30 a 45 lbs porbarril (nota: usualmente se provee como una premezcla de 80 ppb de KCI con un 5% de glicol si serequiere).

6.8.2 Lodo Base Aceite

Para el lodo base aceite el análisis químico está restringido a la fase de agua y primero se deberáromper la emulsión agua-en-aceite. El análisis incluye alcalinidad, cloruros y calcio.

La alcalinidad en esta instancia determina el exceso de cal en el lodo, necesario para permitir eltrabajo de algunos emulsificantes además de asegurar la presencia de un amortiguador inicialcontra la contaminación con gas ácido.

El contenido de cloruros en la fase acuosa de la emulsión es importante y deberá ser balanceadocontra la salinidad del agua de formación. En caso de que sea muy alto el lodo tomará agua de laformación y la emulsión se tornará “quebradiza” (colapso mecánico). En caso de ser muy bajo, elagua pasará del lodo a la formación por medio del proceso de ósmosis y resultará en hidratación ehinchamiento de las arcillas. Las salinidades usuales en el agua de la emulsión están en el ordende 150,000 a 200,000 mg/lt de cloruro para perforar lutitas en el Mar del Norte.

La determinación del Calcio permitirá conocer la contribución del cloruro de sodio la cual serácalculada por diferencia. El cloruro de calcio es usualmente el principal aditivo salino para los lodosbase aceite, OBM; es más soluble que el cloruro de sodio, NaCI y por lo tanto capaz de balancearsalinidades de formación más altas.

6.9 pH

El valor del pH es una propiedad del lodo base agua y una medición de su grado de acidéz.

Una formulación típica de lodo base agua WBM operaría con un rango de pH entre 9 y 10.Manteniendo este ambiente ligeramente alcalino se reduce la corrosión por la eliminación decualquier gas ácido generado (CO2 ó H2S).

Nota: Algunos lodos base agua como los de silicato operan en un rango de pH mucho más alto,típicamente entre 11 y 12.

6.10 Estabilidad Eléctrica

Esta prueba mide la habilidad de un lodo base aceite OBM para transmitir una corriente eléctrica.Generalmente mientras más fuerte sea la emulsión de agua-en-aceite mayor tendrá que ser elvoltaje aplicado para transmitir una corriente entre dos electrodos a través de la emulsión.

La contaminación con agua resultará en la disminución de valores de estabilidad eléctricaregistrados. Los valores típicos para la estabilidad electrica de un lodo de emulsión inversa seencuentran en el orden de los 400 a 600V.

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Propiedad del Lodo Cambio deTendencia

Posibles Causas

Peso o DensidadIncremento

Incremento de sólidos perforadosBache por alto contenido de barita decantadaAumento excesivo del peso durante la adiciónde densificante

DisminuciónInflujo de Fluidos de FormaciónBache de bajo contenido de barita decantadaAdiciones excesivas de agua

Viscosidad del Embudo Incremento

Perforación de lutita reactivaIncremento de sólidos perforadosBajo contenido de aguaContaminación con calcio proveniente delcementoPerforación en una zona de anhidrita

Disminución Influjo de fluido de formaciónContenido excesivo de agua

Viscosidad PlásticaIncremento

Perforación en arena no-consolidadaIncremento de sólidos perforadosBajo contenido de agua

DisminuciónInflujo de fluido de formaciónAdiciones excesivas de aguaDisminución del contenido de sólidos

Punto de CedenciaIncremento

Perforación de lutitas reactivasPerforación en zona de anhidritaBajo contenido de aguaConcentración de calcio proveniente cemento

DisminuciónInflujo de Fluido de FormaciónAdiciones excesivas de aguaDisminución de sólidos de baja gravedadAdiciones de adelgazantes químicos

Fuerza GelIncremento

Perforación de lutitas reactivasBajo contenido de aguaContaminación con calcio proveniente cementoPerforación de anhidrita

DisminuciónInflujo de fluido de formaciónAdiciones excesivas de aguaAdiciones de adelgazantes químicos

PÉrdida de Fluido API / HPHT IncrementoIncremento de sólidos de baja gravedadFloculación proveniente cemento, cloruroContaminación de calcioBajo contenido de gel

Disminución Tratamiento del lodo haciendo efecto

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7.0 ANALISIS DE TENDENCIA

Varias propiedades críticas del fluido deberán ser vigiladas 2 a 3 veces al día durante la fase deperforación. El objetivo es establecer líneas de tendencia para esas propiedades, para permitir ladetección temprana de problemas. Se debe recordar que cualquier variación en una propiedad dellodo, es una indicación de que algo ha cambiado.

Las siguientes tablas muestran las posibles causas de varias tendencias de cambio en laspropiedades del lodo para los sistemas de lodo de base agua y base aceite.

Se debe anotar que se requerirá de una revisión completa del lodo para determinar con exactitudcuál es el problema. Las tendencias sólo ayudan a apuntar en la dirección correcta.

7.1 Análisis de las tendencias de cambio en los Lodos Base Agua

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Propiedad del Lodo Cambio deTendencia

Posibles Causas

Peso del LodoIncremento

Incremento de sólidos de perforaciónArea con alto contenido de baritasSobre tratamiento durante la adición de peso

Disminución Influjo de fluido de FormaciónArea que requiere bajo contenido de baritaAdiciones excesivas del aceite base

Viscosidad PlásticaIncremento

Adición de aguaAdición de carbonato de calcioAdición de emulsificante primarioIncremento de los sólidos de baja gravedad

Disminución Disminuye la adición del aceite baseDisminución de sólidos de baja gravedad

Punto de Cedencia Incremento Incremento de arcillas con afinidad orgánicaAdición de agua emulsionada o polímero sintético

Disminución Adición del aceite base o de desgelatinizanteDisminución de arcillas con afinidad orgánica

Fuerza Gel Incremento Adición de arcillas con afinidad orgánicaAdición de agua

Disminución Grandes adiciones del aceite baseIncremento en la temperatura del agua

Relación Aceite/Agua CambioGran adición de agua o influjos de aguaGrandes adiciones de aceite baseAlta temperatura de fondo

Estabilidad EléctricaIncremento Incremento en concentración de emulsionantes

Adición de agente humectante o de aceite base

Disminución Disminución en la concentración de emulsionantesEl OBM recién preparado tiene una estabilidadeléctrica baja pero se incrementa con el tiempo

Salinidad de la Fase AguaIncremento

Incrementar el porcentaje de agua de la realaciónaceite / agua que esta disminuyendoAdición de cloruro de calcio

Disminución Aumento del porcentaje de agua de la relaciónaceite / agua que se incrementa mediante la adiciónde agua o debido a influjo de agua de formación

Pérdida de Fluido HP-HT IncrementoAdición de aceite baseDisminución en concentración de emulsionantesPresencia de agua en el filtrado

Disminución Incremento en concentración de emulsionanteprimario

pH Incremento Adición de aditivos para control de pHContaminación con calcio

Disminución adición de productos para el lodoPerforación en zona de anhidrita

Cloruros IncrementoPerforación de zona salinaTransición de presión de las lutitas perforadasInflujo de agua de formación

Disminución Adiciones de agua

Dureza TotalIncremento Perforación de zona salina o calcárea

Influjo de agua de formación

Disminución Adición de agua frescaAdición química

MBT Incremento Perforación de lutita reactivaAdición de bentonita

Disminución Disminución adiciones de aguaEquipo de remoción de sólidos

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7.2 Análisis de tendencias de cambio en los Lodos Base Aceite

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Exceso de Cal Incremento Adición de calPerforación de zonas de anhidrita

Disminución Influjos de CO2 ó de H2SAdiciones del aceite base o de agua

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8.0 DAÑOS DE FORMACION

Los daños de formación pueden ser causados por muchos mecanismos. Aunque algunos de estospodrían ser debidos a condiciones de pozo, la mayoría son causados por contaminación de laformación con sustancias extrañas no solamente durante las fases de perforación y completación,sino también durante la producción y cuando se lleven a cabo trabajos de servicio en el pozo. Losdaños de formación resultan en la reducción de productividad o inyectividad del yacimiento.

Causas de los daños de formación, relacionados con el lodo:

Interacción entre el filtrado invasor del lodo y el fluido del yacimiento. Interacción entre el filtrado invasor del lodo y los componentes de la roca yacimiento. Interacción entre los sólidos del lodo y el yacimiento.

Taponamiento de de poros en la roca yacimiento con partículas sólidas. Hinchamiento de arcillas insterticiales Movilización de gránulos insterticiales finos por la invasión de filtrado que taponan los poros

Formación costras inorgánicas por incompatibilidad entre filtrado del lodo y fluido del yacimiento. Reducción en la permeabilidad relativa del reservorio en la vecindad del pozo – fluidos barridos odesplazados por el filtrado. Bloqueo por emulsión – creada por la mezcla del filtrado del lodo con el fluido de yacimiento.

Causas adicionales

Poros bloqueados con ceras parafínicas o asfaltenos La ruptura de gas o de agua por conificación de fluidos hacia el pozo reduce la permeabilidadrelativa al aceite y así la productividad. Cambio de permeabilidad por esfuerzosvinducidos en el área cercana al pozo. Producción de arena – bloqueo de mallas.

La prevención es mejor que la cura

La prevención de daños de formación deberá ser una prioridad y se deberán dar los siguientespara evitarlos:

Asegurar la compatibilidad entre el filtrado del lodo ó del fluido de completación con losfluidos del yacimiento en forma anticipada por medio de pruebas de laboratorio.Prevenir la formación de costras, el bloqueo por emulsión, ó la precipitación.Mantener un control estricto sobre la perdida de fluido, durante la operación.Evitar pérdidas de circulación en la sección de reservorio.Asegurar que el filtrado de lodo / salmuera se encuentre suficientemente inhibido paraprevenir el linchamiento de las arcillas insterticiales.Asegurar que cualquier invasión de fluido no altere el estado nativo de humectabilidad delagua del yacimiento que es más conductivo a las altas permeabilidades de aceite.Para prevenir el taponeo con sólidos es esencial el control estricto de pérdida de filtradodurante la perforación y las salmueras limpias y libres de sólidos. Esto resalta tanto la

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DRILLING SCHOOLimportancia de limpieza como la necesidad de filtración de la salmuera durante la fase decompletación.

Evitar las presiones de surgencia contra el yacimiento para evitar la invasión ó perdidas defluidos.Las lechadas de cemento para los revestidotes del yacimiento tipo “liner” se debenformular con suficiente agente para control de perdidas de fluido.Antes de comenzar las actividades de completación se debe asegurar que el pozo estélimpio. Tal es el caso de la remoción total de cualquier residuo de lodo base aceite OBM,cuando la completación se efectuará con salmuera limpia (libre de sólidos). El uso dedetergentes y píldoras de limpieza son prácticas comunes. Las vías mecánicas, utilizandoraspadores de tubería de revestimiento y cepillos de alambre también se recomiendan asícomo el lavado con chorro del tubo conductor y el conjunto de preventores (BOP) mientrasse operan los arrietes.El uso de materiales taponantes de fácil remoción (solubles en ácido) como el carbonatode calcio, resina soluble en aceite, sal micronizada para el control de perdidas debería serobligatorio.El cañoneo o disparo de zonas de interés se deberá efectuar idealmente en condicionesde bajo balance y los pozos puestos a fluir lo más pronto posible después de la aperturade perforaciones en el revestimiento para limpiar los desechos o residuos de laperforación.El control de producción de arena se logra utilizando mallas y / o empaques de grava enlugar de un trabajo convencional de revestimiento con liner y cementación. Se debe tenercuidado para no dañar la cubierta de las mallas mientras se corren dentro del pozo.

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SECCION 6

HIDRÁULICA Y LIMPIEZA DEL POZO

Contenido

1.0 Introducción2.0 Consideraciones para la planificación de hidráulica

2.1 Haciendo máxima la ROP (Velocidad de Perforación)2.2 Limpieza de Pozo2.3 Presión por Fricción en el Espacio Anular2.4 Erosión2.5 Pérdida de Circulación

3.0 Factores que Afectan la Hidráulica3.1 Componentes del Equipo de Perforación3.2 Sarta de Perforación y Herramientas de Fondo3.3 Geometría del Pozo3.4 Tipos de Lodo y sus Propiedades

4.0 Reglas Empíricas Generales4.1 Tasa de Flujo o Gasto (caudal)4.2 Potencia Hidráulica4.3 Caída de Presión a través de la Barrena4.4 Velocidad de los Chorros

5.0 Cálculos de Hidráulica5.1 Selección de la Presión de Bombeo y la tasa de Flujo (caudal o gasto)5.2 Estimación del Numero de Reynolds y Determinación del Régimen de5.3 Pérdidas de Presión del Sistema5.4 Optimización de la Hidráulica en la Barrena

6.0 Hidráulica en el Anular y Limpieza de Pozos6.1 Factores Generales que Afectan la Limpieza de Pozos6.2 Velocidad de Caída de los Recortes6.3 Velocidad de Transporte de los Recortes6.4 Eficiencia de Transporte de los Recortes6.5 Concentración de Recortes6.6 Densidad Equivalente de Circulación (ECD)6.7 Densidad Equivalente de Circulación (ECD) con Recortes

7.0 Directrices para Limpieza del Pozo7.1 Directrices para Pozos Verticales7.2 Directrices para Pozos Desviados y de Alcance Extendido7.3 Indicadores de una Limpieza Pobre Pozo7.4 Efectos del Tipo de Lodo sobre la Eficiencia de Limpieza de Pozos7.5 Componentes que pueden Ayudar en la Limpieza de Pozos

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ANEXO 1Tabla de Área Total de Flujo a través de las toberas (TFA)

ANEXO 2Modelos Reológicos

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1.0 INTRODUCCION

La planificación de la hidráulica es parte del proceso general de optimización de la perforación.Esto incluye un balance calculado de los distintos componentes de sistema de circulación parahacer máxima la ROP y mantener limpios la barrena y el agujero mientras se esta dentro de lasfuerzas del pozo, la superficie y el equipo de fondo.

2.0 CONSIDERACIONES PARA LA PLANIFICACION DE HIDRAULICOS

2.1 Haciendo Máxima la ROP (Velocidad de Perforación)

La remoción de los recortes del fondo del agujero esta relacionada con la energía del fluidodisipada en la barrena (potencia hidráulica consumida en la barrena). Se ha demostrado que lapotencia hidráulica en la barrena está optimizada cuando la presión diferencial (caída de presión) através de la barrena, es igual a dos tercios de la presión total en el sistema (presión de bombeo).El proceso de hacer máximo el sistema de potencia hidráulica, puede ser utilizado paraincrementar la velocidad de perforación en formaciones medias y duras.

2.2 Limpieza del Pozo

En formaciones blandas o en pozos desviados, la limpieza del fondo del pozo es muchas veces elfactor predominante. Hay poco sentido en la maximización del ROP por medio de la selección detoberas que optimicen la potencia hidráulica o la fuerza de impacto, si la tasa de flujo (gasto)resultante es insuficiente para levantar los recortes fuera del agujero. En estas circunstancias espreferible determinar primero una tasa de flujo adecuada y después optimizar la hidráulica.

2.3 Pérdidas de Presión por Fricción en el Espacio Anular

Dentro de un agujero estrecho o pozos profundos la caída de presión por fricción en el espacioanular, necesita ser considerada. Si es demasiado alta, la caída de presión por fricción en elespacio anular incrementará la Densidad Equivalente de Circulación (ECD) y puede llevar apérdida de circulación, atrapamiento diferencial o inestabilidad del agujero.

2.4 Erosión

Las formaciones blandas y no-consolidadas son propensas a la erosión, si la velocidad en elespacio anular y por lo tanto la tasa de flujo (gasto) son demasiado altas o si el espacio anular esdemasiado pequeño se tiene la posibilidad de flujo turbulento. En estas instancias, se requeriráuna reducción en el gasto de flujo para minimizar la erosión.

2.5 Pérdida de Circulación

En caso de que se anticipe una gran perdida de circulación y grandes cantidades de LMC podríanser bombeadas, tal vez sea necesario instalar toberas más grandes en la barrena para asíminimizar el riesgo de taponar la barrena.

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3.0 FACTORES QUE AFECTAN LA HIDRÁULICA

Los equipos instalados en la unidad de perforación, la sarta de perforación, y las herramientas defondo, la geometría del pozo, el tipo de lodo y sus propiedades, son todos factores que puedenafectar la hidráulica.

3.1 Equipos Instalados

El mayor factor del equipo instalado es la limitación de la presión de bombeo y el rendimiento envolumen de las bombas de lodo en uso. Incrementando el tamaño de las camisas en la bomba, seincrementará el rendimiento en volumen, pero se disminuirá la máxima presión de bombeopermitida. La mayoría de las líneas de alta presión que van desde las bombas de lodo hasta el“Kelly”/”Top Drive” son diseñadas para presiones de trabajo más altas que las de la bomba.

3.2 Sarta de Perforación y Herramientas de Fondo

El efecto principal de la sarta de perforación es la caída de presión por fricción o pérdidas depresión parásita, que ocurre dentro de la tubería de perforación y los lastra barrena.

Para una tasa de flujo y una profundidad dadas, una sarta de perforación, con un ID más pequeño,tendrá perdidas de presión parásitas, más altas. Por lo tanto, uno de los beneficios de utilizartubería de 5 ½” OD en vez de una de 5” OD, es que para el mismo gasto de flujo existe máspresión disponible en la barrena para optimizar el tamaño de las toberas o que para la mismapérdida de presión parásita en la sarta de perforación, habrá más gasto de flujo disponible.

La adición de herramientas de fondo puede tener un efecto en la caída de presión disponible opermisible a través de la barrena.

Las herramientas MWD de pulso negativo, requieren un aproximado de caída de presión de 800psi por debajo de ellas para la transmisión adecuada de datos en tiempo real.

La mayoría de los estabilizadores ajustables requieren de 450 a 800 psi de caída de presión pordebajo de la herramienta, estando la barrena arriba del fondo, para su operación o activación.

Los motores navegables con barrenas PDC tienen una caída total de presión de 1,200 a 1,500 psi.Esta caída de presión esta compuesta por:

Presión diferencial de 200 psi con la barrena sin tocar el fondoCaída de presión de perforación de 600 a 800 psi para motores de alta torsión y bajavelocidad.Caída de presión de perforación de1,000 a 2,000 psi, para motores de alta velocidad.Caída de presión para evitar parada del motor, 400-500psi.

Los motores navegables con barrenas de tres conos, tienen una caída total de presión de 400 a600 psi, debido a la torsión reactiva más baja de las barrenas tricónicas, comparadas con las PDC.

Esta caída de presión esta compuesta por:

Presión diferencial de 200 psi con la barrena sin tocar el fondoCaída de presión de perforación de 200 a 400 psi para motores de alta torsión y bajavelocidad.No caída de presión por parada debido a la torsión reactiva más baja.

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3.3 Geometría del Pozo

Mientras más profundo sea el agujero, más alta será la pérdida de presión parásita dentro de lasarta de perforación y menor será la presión disponible para ser consumida en la barrena yoptimizar el tamaño de las toberas.

Mientras más grande sea el diámetro del agujero, más baja será la velocidad en el espacio anularpara un gasto o tasa de flujo dado y más difícil será la remoción efectiva de recortes del agujero.

Al contrario, y mientras más pequeño sea el diámetro del agujero, más alta será la presión porfricción dentro del espacio anular y más grande será el efecto sobre la ECD.

3.4 Tipo de Lodo y sus Propiedades

La densidad y reología del lodo afectan directamente las pérdidas de presión junto con el sistemade circulación. La reología del lodo y los diferentes modelos disponibles, serán discutidos másadelante:

4.0 REGLAS EMPÍRICAS GENERALES

4.1 Gasto de Flujo o Gasto Caudal

El gasto o tasa de flujo deberá ser mantenido a 30-60 GPM por pulgada de diámetro debarrena.No se debe reducir el gasto de flujo (caudal) para lograr mayor potencia.Una tasa de flujo demasiado baja causará el embotamiento de la barrena y reducirá lalimpieza efectiva de pozo.

4.2 Potencia Hidráulica

Mantenga un consumo de potencia hidráulica de 2.5 a 5.0 HHP por pulgada cuadrada de diámetrode barrena.Se deberá considerar el uso de potencia hidráulica máxima, cuando se tiene suficiente potencia debombeo disponible.

4.3 Caída de Presión a través de la Barrena

Diseñe la hidráulica para tener una caída de presión a través de la barrena entre el 50% y el 65%de la presión total de circulación disponible en superficie.Si las pérdidas de presión parásita son mayores al 50% de la presión de bombeo disponible,entonces optimice la velocidad del chorro de lodo en las toberas de la barrena.

4.4 Velocidad del Chorro

La velocidad del chorro afecta la permanencia de las astillas en el fondo así como la velocidad deperforación.

Se debe mantener la velocidad del chorro por encima de 250 pies/seg.

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5.0 CALCULOS HIDRÁULICOS

Para optimizar la hidráulica en la barrena y por lo tanto el desempeño la misma, se debeconsiderar la totalidad del sistema hidráulico.

Los siguientes factores serán discutidos:

Presión circulanteGastos o caudales de flujo (tasa de bombeo)Velocidad óptima del fluido en el espacio anularPérdidas de presión en el sistemaCaída de presión a través de la barrenaPotencia hidráulica consumida en la barrenaVelocidad del chorro y fuerza de impacto del chorro

5.1 Selección de la Presión de Bombeo y Tasa de Flujo (caudal ó gasto)

Se deben seleccionar una tasa de flujo y una presión de circulación resultante suficiente parapermitir una buena limpieza de pozo y la potencia adecuada en la barrena, pero que no exceda lapresión de superficie máxima permitida. El gasto de flujo optimo, dependerá de todas las perdidasde presión del sistema y de si la hidráulica de la barrena será optimizada con base en la potenciahidráulica o en el modelo de fuerza de impacto del chorro. Una vez que se haya seleccionado elgasto de flujo optimo, se deben considerar los siguientes factores:

- serán las bombas capaces de bombear a la velocidad de flujo (caudal) deseada?- se encuentra el gasto de flujo deseado dentro del rango operativo de cualquier herramienta defondo en la sarta?- excederá el óptimo gasto de flujo deseado la velocidad anular mínima?- excederá el óptimo gasto de flujo deseado la velocidad anular máxima?

5.1.1 Velocidad Anular

Cuando se diseña el programa hidráulico, la velocidad anular, debe ser considerada. Es importanteevitar la retención de sólidos en el espacio anular, debido a que el incremento subsiguiente en ladensidad del lodo y el calor hidrostático, podría causar pérdidas de fluido hacia las formaciones.Un valor óptimo para la velocidad anular es seleccionado entre el límite alto y bajo permisible.

La velocidad del fluido en el espacio anular está en su punto más bajo en sitios en donde el áreaseccional anular sea mayor. Debido a que el espacio anular alrededor de la tubería de perforacióntiene la mayor área seccional dentro del agujero, la velocidad anular llega a su punto mas bajo endicho espacio. Al contrario, la velocidad del espacio anular estará en su punto más alto alrededorde los lastra barrena. La velocidad anular alrededor de la tubería de perforación, deberá sercalculada para determinar si es lo suficientemente alta para limpiar el agujero de forma efectiva.Sin embargo, en ciertas formaciones blandas propensas a erosión, la velocidad anular alrededorde los lastra barrena, también deberá ser calculada. Si ésta última es demasiado alta, la velocidadde circulación deberá ser reducida o se deberán utilizar lastra barrena más pequeños. Para untamaño dado de tubería de perforación y agujero, la velocidad anular sólo podrá ser cambiada,variando la tasa de flujo o caudal entregado por la bomba.

La velocidad del fluido en el espacio anular alrededor de la sarta de perforación, está usualmentedada por la expresión:

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Donde: Va

QIDHOLE

ODDP

= velocidad anular, pies/min.= gasto de flujo, gpm= diámetro del agujero o ID de la TR, pulgadas= diámetro exterior ya sea de la tubería o de los acoples, pulgadas

5.1.2 Velocidad Anular Mínima

La velocidad anular mínima es determinada por medio de la capacidad de transporte de losrecortes del fluido de perforación. Si el pozo no se limpia de manera eficiente, habrá unaacumulación de recortes en el espacio anular, que resultará en un incremento de densidad dellodo. El consecuente incremento en la presión hidrostática podría causar perdidas de fluido a laformación. En los pozos desviados, se podrían desarrollar camas de recortes lo que conlleva a suvez al riesgo incrementado de atrapamiento de la tubería por empacado de recortes. Debido a estola velocidad anular deberá, con relación a la generación de recortes, ser suficiente para removerlosen la medida que se producen y así mantener la densidad del fluido por debajo de la presión defractura de la formación.

Otro factor que gobierna el límite inferior de la velocidad anular, es la velocidad de asentamiento,en el espacio anular, de los recortes perforados. Si la velocidad de asentamiento excede lavelocidad anular, entonces se desarrollarán camas de recortes y se incrementará la densidad delfluido de perforación. La capacidad de transporte de los recortes de un sistema de lodos, estáaltamente influenciado por su viscosidad y fuerza del gel.

5.1.3 Velocidad Anular Máxima

También es importante evitar erosionar formaciones sueltas y lutitas blandas, que podrían resultaren grandes ensanchamientos, problemas de agujero, atrapamientos de tubería y trabajosdeficientes de cementación. Debido a esto la velocidad anular máxima se encuentra limitada porlas fuerzas dentro del agujero y en particular en las formaciones sensitivas, en donde a menudoesta limitada a 100 pies/min. Sin embargo, la velocidad de erosión de las formaciones blandas estámás influenciada por el régimen del flujo en el espacio anular, que por la velocidad como tal. Elflujo turbulento es mucho más erosivo que el flujo laminar y desestabilizará fácilmente lasformaciones sensitivas. Por ello es usualmente deseable tener flujo laminar alrededor de la tubería.

Una vez que los límites operativos para la velocidad anular han sido determinados, es posibleseleccionar la presión de bombeo y el gasto o caudal de flujo, basados en las limitaciones delequipo en superficie y en el deseo de mantener el flujo laminar en el espacio anular o limitar elECD (Densidad Equivalente de Circulación).

5.2 Estimación del Número de Reynolds y del Régimen de Flujo

El tipo de comportamiento de flujo del fluido en el espacio anular, es descrito calculando su númerode Reynolds (Re). Existen varios métodos para calcular el número de Reynolds, dependiendo delmodelo reológico utilizado para describir el comportamiento del fluido. Mayor información sobre losmodelos reológicos y el número de Reynolds es mostrada en el Anexo 1.

Todas las ecuaciones en esta sección suponen que el flujo de los fluidos se rige por el modelo dela llamada “Ley de Potencia” (“Power Law”).

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DRILLING SCHOOLAntes de calcular el número de Reynolds para una sección dada, se deben calcular las constantesn y K de la ecuación del modelo de flujo de la Ley de Potencia así como la viscosidad efectiva oaparente (e) del fluido. Estas serán calculadas por separado para el flujo en la tubería y en elespacio anular.

5.2.1 Definiciones

Factor de Consistencia (K, en centipoises, cp)

Describe la viscosidad del fluido. Es idéntico en concepto a la Viscosidad Plástica, PV. Describe elflujo dinámico solamente.

Índice de Flujo (n, sin dimensiones)

Describe la relación numérica entre el esfuerzo cortante aplicado al fluido y la velocidad de cambiode dicho esfuerzo cortante graficados en un papel doblemente logarítmico. Indica el grado decizallamiento o fluidez; la capacidad de flujo o la resistencia al mismo cuando se aplica una fuerzacizallante o de corte sobre el conducto.

Viscosidad Efectiva (e , cp)

Describe la resistencia del fluido a fluir a través de una geometría particular. El fluido fluyendo através del espacio anular tendrá una viscosidad efectiva diferente a la que tiene cuando fluyedentro de la tubería de perforación, y por lo tanto tendrá diferentes valores para n y K.

Nota: Existen diferentes juegos de ecuaciones utilizadas para definir los parámetros hidráulicos,dependiendo del modelo reológicos seleccionado. Los diferentes juegos de ecuaciones son validospara el comportamiento del fluido en flujos laminares y turbulentos y solamente difieren en suenfoque. Nótese que los ejemplos que siguen usan el método de API para de calculo para fluidosque siguen la Ley de Potencia en su comportamiento de flujo. Las ecuaciones utilizan las lecturasobtenidas en el viscosímetro Fann a 600 y 300 RPM, que pueden entonces ser re-calculadas apartir de la viscosidad plástica y de los valores del punto de cedencia, como sigue:

30060033

= Viscosidad plástica + punto de cedencia= Punto de cedencia +300= Gel de 10 segundos (obtenida en un viscosímetro con rotador de palanca manual).=3 (utilizando un viscosímetro FANN de 6 velocidades).

Flujo Laminar

Las partículas de lodo se mueven en líneas derechas paralelas a la tubería o las paredes delagujero descubierto. Las capas adyacentes de lodo tienen distintos planos de esfuerzo cortanteentre ellas y se mueven una después de la otra sin mezclarse. Las partículas más cercanas a lapared son efectivamente estacionarias pero alrededor del centro se mueven progresivamente másrápido, a medida que los efectos de la fricción son reducidos. Por lo tanto, el fluido que se muevebajo condiciones de flujo laminar tiene un perfil de velocidad cónico o parabólico.

Flujo Turbulento

En contraste a las condiciones de flujo laminar, el perfil de velocidad del flujo turbulento es casiplano. El flujo turbulento ocurre a tasas de flujo más altas cuando los planos entre las capas delodo dejan de ser discretas y el lodo fluye en forma caótica.

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5.2.2 Cálculos del Flujo dentro de la Tubería

5.2.2.1. Parámetros “K” y “n”

Los valores de n y K para altos esfuerzos se pueden re-calcular a partir de las lecturas delviscosímetro a 600 y a 300 RPM y son usados para cálculos dentro de la tubería de perforación.

Donde: np

Kp

= índice de flujo dentro de la tubería de perforación= factor de consistencia en la tubería de perforación, en cp

5.2.2.2. Velocidad de Flujo en la Tubería

Donde: Vp

QIDDP

= velocidad del fluido dentro de la tubería de perforación pies/seg.= tasa de flujo en GPM= diámetro interno de la tubería de perforación o los lastra barrena, pulgadas

5.2.2.3. Viscosidad Efectiva

Donde: Rep = numero de Reynolds para el fluido dentro de la tubería de perforación o lastrabarrena

W = densidad del lodo, lbs/gal

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5.2.3 Cálculos de flujo en el espacio anular

5.2.3.1. K y n

Los valores n y K para bajo esfuerzo cortante se pueden re-calcular a partir de las lecturas en elviscosímetro a 100 y a 3 RPM y son utilizados para cálculos de flujo en el espacio anular.

Donde: na

Ka

= índice de flujo en el espacio anular= factor de consistencia en el espacio anular, cp

5.2.3.2. Velocidad del flujo en el espacio anular, Va

Donde: Va

QIDHOLE

ODDP

= velocidad del fluido en el espacio anular pies/seg.= gasto o tasa de flujo, gpm= diámetro del agujero o diámetro interior de la TR, pulgadas= diámetro exterior de la tubería de perforación o los lastra barrena,

pulgadas

5.2.3.3. Viscosidad Efectiva

Donde: ea = viscosidad efectiva en el espacio anular, cp

5.2.3.4. Numero Reynolds

Donde: Rea

W= numero de Reynolds para el fluido en el espacio anular= densidad del lodo, ppg

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Re Régimen de Flujo< 2000 Flujo Laminar2000 - 4000 Flujo Transitorio>4000 Flujo Turbulento

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5.2.4 Régimen de Flujo y Número Crítico de Reynolds (en el espacio anular)

Para determinar un régimen de flujo, el valor obtenido para el número de Reynolds es comparadocon los valores siguientes, basado en experimentos conducidos al observar el flujo de un fluidoNewtoniano (en éste caso agua) a través de una tubería circular:

Sin embargo, debido a que los fluidos de perforación no se conforman con las propiedades de unreal fluido Newtoniano, las siguientes ecuaciones han sido desarrolladas para determinar elnúmero crítico de Reynolds, en el cual el régimen de flujo cambia de laminar a turbulento:

Flujo Laminar: Rec

Flujo Transitorio:

Flujo Turbulento: Rec

=

=

=

3470 - 1370n

3470 - 1370n < Rec < 4270 - 1370n

4270 - 1370n

Donde: Rec

n==

numero critico Reynolds en una sección anularconstante de la “Ley de Potencia” para el espacio anular

5.2.5 Gasto o tasa de flujo típico

Habiendo derivado el valor para el número crítico de Reynolds, es posible calcular la velocidadcrítica y por lo tanto el gasto critico de flujo, después del cual el flujo laminar comenzaría aromperse para pasar a un estado transitorio antes de llegar al régimen turbulento.

Donde: Vc

nWIDHOLE

ODDP

==

===

velocidad anular criticaconstantes de “Power Law” para el espacio anulardensidad del lodo, ppgdiámetro de agujero o ID de la TR, pulgadasdiámetro exterior, ya sea de la tubería o de los acoples,pulgadas

El gasto crítico de fluido se puede entonces con la expresión:

Donde: Qc

Vc

= gasto critico de flujo, gpm= velocidad anular critica

IDHOLE = diámetro de agujero o ID de la TR, pulgadasODDP = diámetro exterior de la tubería o de los acoples, pulgadas

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Variables Perdidas delSistema

Potencia en la Barrena

Menor tasa de flujo Disminuyen DisminuyeMayor área de flujo (Ej. ID de tubería) Disminuyen IncrementaIncremento de longitud de sistema Incrementan DisminuyeMenor peso del lodo Disminuyen IncrementaMenor viscosidad Disminuyen IncrementaMayor área en las toberas Disminuyen Disminuye

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5.3 Perdidas de Presión del Sistema

La lectura de presión de bombeo es la suma de todas las pérdidas de presión dentro del sistema.La mayoría de estas pérdidas de presión representan energía cinética desperdiciada, utilizada envencer la fricción que experimenta el fluido cuando circula a través de restricciones en el sistema.Algunas veces se refieren a ellas como pérdidas “parásitas” de presión. La caída de presión en labarrena es considerada sin embargo como una pérdida de presión útil.

Ptotal

PSarta de Perforación

= PSuperficie + PSarta de Perforación + PEspacio Anular + PBarrena

= PTuberia de Perforación + Pacoples + PHerramientas de Fondo

Las pérdidas de presión son funciones de la velocidad de circulación (gasto o tasa de flujo),densidad del lodo, viscosidad, diámetro de la tubería, diámetro del agujero y longitud del sistema.La máxima perdida de fricción a vencer está gobernada por las limitaciones del equipo ensuperficie. El objetivo general al optimizar la hidráulica es el de minimizar las pérdidas de presiónen el sistema y maximizar la potencia consumida en la barrena. La tabla siguiente ilustra el efectode cambiar ciertas variables dentro del sistema hidráulico.

El procedimiento general para calcular pérdidas de presión de sistema es:

1. Determinar la velocidad del fluido (o numero Reynolds) en el punto de interés.2. Calcular la velocidad critica (o numero de Reynolds) para determinar régimen de flujo.3. Elegir la ecuación apropiada para la pérdida de presión (dependiendo de la elección del modeloreológico y del régimen de flujo en consideración).

5.3.1 Ecuaciones de Pérdidas de Presión

Como ha sido mencionado anteriormente, la elección del modelo reológico y el régimen de flujo delfluido de perforación, determinan cuál juego de ecuaciones de caída de presión deberá serutilizado para calcular las perdidas de presión del sistema.

Para un fluido con reología basada en la Ley de Potencia, la pérdida de presión al fluir por unconducto tubular una longitud L, será:

Donde: PLoss

FV

===

pérdida de presión en el intervalo, psifactor de fricción, sin dimensiónvelocidad del fluido en el espacio anular o en la tubería, pies/seg.

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DRILLING SCHOOLWLDeff

Deff tubería de PerforaciónDeff Espacio Anular

=====

densidad del lodo, ppglongitud del intervalo, piesdiámetro efectivo, pulgadasIDDP

IDhueco - ODDP

El factor de presión (f) utilizado en esta ecuación depende del régimen de flujo.

Para flujo turbulento

Para flujo laminar

5.3.2 Optimización de la hidráulica del Sistema

No importa cuál sea el proceso de optimización utilizado (la fuerza de impacto del chorro o lapotencia hidráulica consumida en la barrena), es importante recordar que las condiciones demáxima fuerza de impacto del chorro y potencia hidráulica, sólo son válidas para una profundidaddada. Sin embargo, desviaciones del 20% de la ideal de 65% o del 49% de la presión total desuperficie no cambiarán significativamente la potencia hidráulica consumida o fuerza de impactodel chorro en la barrena. Esto permite tener fuerzas de impacto del chorro o potencias hidráulicascercanas al máximo óptimo, a lo largo de un gran intervalo de profundidad, sin tener que cambiarel diámetro de las toberas.

Es generalmente, sin embargo, mejor optimizar la hidráulica al final de la corrida de la barrena paraproveer una optima limpieza de fondo, en donde sea mas necesitada.

5.3.2.1. Sistema Básico

Un sistema hidráulico básico estaría formado solamente por la tubería de perforación, los acoples yla barrena. El proceso de optimización simple, para dicho sistema, incluirá los siguientes pasos:

- Se elige el equipo para mantener las pérdidas de sistema en un valor mínimo, para un rango decaudales de flujo y la profundidad anticipada.- Se decide cuál método de optimización se quiere utilizar para la limpieza de fondo en cadaintervalo. Por ejemplo, el modelo de fuerza de impacto del chorro para la parte superior del agujeroy el método de potencia hidráulica para mayores profundidades.- Se determine la tasa de flujo óptima para el sistema, al final del intervalo de corrida de la barrena.- Se ajusta el flujo para cumplir con los requerimientos mínimos o limitaciones máximas.

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5.3.2.2. Sistema con herramientas de fondo

La mayoría de los sistemas hidráulicos incluirán un arreglo o ensamblaje de herramientas defondo, tales como motores de lodo, turbinas, registradores MWD y LWD, o similares. Estos hacenel proceso de optimización de la hidráulica, un poco más complicado que en el caso básico, ya queno puede ser modelado por medio de un juego de simples ecuaciones.

Existen dos formas de optimizar un sistema con herramientas de fondo. El método más directo esel de restar las perdidas de presión esperadas para las herramientas de fondo de la presión debombeo. Esta información deberá ser provista por los fabricantes o proveedores de loscomponentes de la herramienta. El resto del sistema, es entonces optimizado, utilizando el valormenor de la presión de bombeo. Una de las desventajas de éste método, es que es difícil depredecir cuál será la pérdida de presión a través de las herramientas, ya que la tasa de flujo aún nose ha determinado.

El segundo método es el de optimizar el sistema como si no hubiera herramientas en la sarta deperforación. La presión requerida para las herramientas es entonces restada de la presióndisponible en barrena. Los resultados de éste método dan una tasa de flujo más alta, con un áreade tobera mayor que las del método 1. Debido a que ya conocemos la tasa de flujo, éste métododará una caída de presión exacta para las herramientas de fondo. Ambos métodos, sin embargo,proveen limpieza máxima de pozo.

5.4 Optimización de la hidráulica en la Barrena

El propósito de optimizar la hidráulica de la barrena es el de proveer máxima limpieza del pozo yvelocidades óptimas de perforación, con un mínimo de potencia.

La hidráulica de la barrena será normalmente optimizada bien sea basada en la fuerza de impactodel chorro en el fondo o en la potencia hidráulica consumida en barrena. Lo adecuado para cadamétodo y para una corrida de barrena en particular, dependerá altamente de experiencias previasen el área, la longitud o profundidad del agujero descubierto y las condiciones de fondo. En casode que los datos de referencia del desempeño de barrena, se encuentren de alguna maneralimitados y no se pueda llegar a ninguna conclusión, entonces la hidráulica se deberá optimizar alcomienzo, por medio de la potencia hidráulica consumida en la barrena.

Sin embargo, y como regla general, en las secciones poco profundas y de mayor diámetro delagujero, en donde la velocidad de perforación es alta y son generados altos volúmenes derecortes, los caudales de flujo más altos son beneficiosos para la limpieza efectiva de pozo.Optimizar la hidráulica con base en la fuerza de impacto de chorro, proveerá tasas de flujo en un19.5% más altas que las calculadas con el método de potencia hidráulica.

En las secciones más profundas y de menor diámetro, en donde la velocidad de perforación esmenor y las fuerzas estáticas y de cortes dinámicos de atrape hacia abajo se convierten la mayorpreocupación hidráulica, las velocidades más altas de chorro y la presión de fondo, se vuelvencríticas. Bajo estas condiciones, maximizar la potencia hidráulica, provee un 14.3% más develocidades de chorro y un 34.7% más de presiones, que con el método de máxima fuerza deimpacto del chorro sobre el fondo.

5.4.1 Caída de presión en la barrena

La caída de presión a través de una barrena, es definida como la diferencia entre la presión dellodo saliendo por las toberas y la presión del fluido que se encuentra dentro de la sarta deperforación, inmediatamente antes de entrar a la barrena. En caso de que la caída de presión en labarrena sea extremadamente alta para un gasto de flujo y un peso de lodo dado, el fluido que sale

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DRILLING SCHOOLde las toberas, tendrá una velocidad alta, correspondiente. Por otro lado, una caída de presión bajabajo las mismas condiciones de flujo y peso de lodo, resultará en un fluido que sale de las toberascon una velocidad menor. La caída de presión depende del gasto de flujo, peso del lodo y del áreatotal de flujo en la barrena.

Donde:PBit

QWCn

TFA

=====

caída de presión en la barrena, psigasto o tasa de flujo, gpmdensidad del lodo, ppgcoeficiente de descarga de las toberas, usualmente tomado como 0.95área total de flujo, pulgadas cuadradas

5.4.2 Optimización de la potencia hidráulica consumida en la Barrena

Este método supone que la remoción de recortes depende de la cantidad de energía disipadaproducida por el fluido, en la barrena. Debido a esto, las velocidades óptimas de perforación seránalcanzadas cuando la potencia hidráulica por pulgada cuadrada ó HSI (Hydraulic Horsepowerper Square Inch) consumida en la barrena, sea maximizada.

La HSI provee una medida de la potencia hidráulica consumida en la barrena y es una función delcaudal o gasto de flujo y de la caída de presión en barrena, así como del diámetro del agujero y,por lo tanto, incrementará a medida que el gasto de flujo sea incrementado. Sin embargo, y medidaque el gasto de flujo incrementa, el TFA necesitará eventualmente ser incrementado paramantener una caída de presión adecuada, en cuyo caso la HSI caerá una vez más.

La potencia hidráulica por unidad de área de barrena, está dada por:

Donde: HSIPBit

QA

= potencia hidráulica consumida por pulgada cuadrada= caída de presión en barrena, psi= gasto de flujo, gpm= área del agujero (/4 x diámetro del agujero2), pulg. cuadrada

Se considera que el HSI está en su punto máximo cuando la caída de presión a través de labarrena es de un 65% de la presión total disponible en superficie (presión de bombeo).

5.4.3 Optimización de la fuerza de impacto del chorro en el fondo

Este método de optimización supone que la limpieza de pozo es máxima cuando el fluido deperforación impacta la formación, con fuerza máxima. El método por lo general es aplicable paraoptimizar la hidráulica en las secciones de mayor diámetro y superficiales del agujero, en donde lasformaciones son más blandas y la remoción de recortes se beneficia de la acción de chorro.

La fuerza de impacto de chorro (JIF) es la fuerza ejercida por el fluido al salir por las toberas,cuando la barrena está en el fondo. Es una función de la velocidad de chorro, la densidad del lodoy el gasto de flujo. La velocidad de chorro es el parámetro que gobierna éste método deoptimización de la hidráulica de la barrena. A mayor velocidad de chorro, mayor será el efecto de

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DRILLING SCHOOLlimpieza de pozo. El valor mínimo aceptado de velocidad del chorro para una limpieza de fondooptimizada, es aproximadamente de 350 pies/seg.

Donde: QWVn

===

gasto de flujo, gpmdensidad del lodo, ppgvelocidad del chorro, pies/seg.

La fuerza de impacto de chorro se hace máxima cuando la caída de presión a travésde la barrena es de un 40% del total de la presión disponible en superficie.

6.0 HIDRÁULICA EN EL ANULAR Y LA LIMPIEZA DEL POZO

La habilidad del fluido de perforación de levantar los recortes, es afectada por varios factores,incluyendo la densidad del fluido y la reología, tamaño y excentricidad del espacio anular,velocidad anular y régimen de flujo, rotación de la tubería, densidad de los recortes, tamaño yforma de las partículas.

La relación entre los diferentes parámetros es complicada y ninguna teoría en particular o juego deecuaciones, puede satisfactoriamente combinar todos los fenómenos observados. No obstante, elcontrol de la generación y la velocidad de transporte de los recortes son factores imperativos parauna operación de perforación exitosa.

6.1 Factores generales que afectan la limpieza del pozo

Inclinación

Pozos verticales y cercanos a vertical – dentro de los agujeros, con una inclinación menor a los 30grados, los recortes son efectivamente suspendidos por la fuerza cortante del fluido y las camas derecortes no llegan a formarse. En este caso la limpieza del pozo no es por lo general problemática,suponiendo que la reología del lodo es la adecuada.

Pozos desviados (inclinación mayor que 30 grados) – los recortes tienden a asentarse en el ladobajo del agujero formando camas de altura variable. Estas podrían ya sea migrar hacia arriba en elagujero o deslizarse hacia abajo, resultando en el empacado del espacio anular.

Reología

Condiciones de flujo laminar – el incremento de viscosidad del lodo mejora la limpieza del pozo. Esparticularmente efectivo si la reología es de fuerzo cortante bajo y los valores YP y PV son altos.

Condiciones de flujo turbulento – reducir la viscosidad ayudará a remover los recortes.

Resistencia a la Cedencia ó Punto de Cedencia

Es una medición de las propiedades del esfuerzo cortante bajo de un sistema de lodos. El Puntode cedencia,YP, gobierna el tamaño de los recortes que pueden ser dinámicamente suspendidas ytransportadas en el fluido.

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Densidad del lodo

La densidad del lodo afecta la flotabilidad de los recortes perforados. Un sistema de lodos máspesado permite a los recortes “flotar” más fácilmente.

Gasto o tasa de flujo

En pozos altamente desviados el gasto de flujo combinado con agitación mecánica son factoresimportantes para una limpieza efectiva del pozo. En los pozos verticales, la velocidad anular enincremento y/o las propiedades reológicas incrementadas, mejoraran la limpieza de pozo.

6.2 Velocidad de caída de los recortes

La velocidad de caída es aquella a la cual los recortes perforados caerán a través de la columnade lodo bajo la influencia de la gravedad. En el caso más simple y para poder remover los recortesperforados con efectividad, la velocidad del fluido en el espacio anular, deberá exceder dichavelocidad de caída. La situación se hace más complicada por las condiciones de flujo y fricción,junto con muchos de los otros factores mencionados anteriormente. Por ejemplo, y bajocondiciones de flujo laminar, las partículas en el centro de la columna de lodo se moverán a unavelocidad mayor a la velocidad anular promedio y serán recuperados en superficie más rápido delo esperado. Sin embargo, las fuerzas creadas por la fricción entre las paredes del agujero otubería de revestimiento y el fluido hacen que los recortes perforados en esa región se muevanhacia arriba a una velocidad menor que la velocidad anular promedia. En contraste con esto, si setiene flujo turbulento en el anular y si la velocidad del fluido excede la velocidad de caída de laspartículas, los sólidos serán removidos en forma continua en todas las partes del espacio anular.Debido a ello el flujo turbulento provee una mayor limpieza del pozo que el flujo laminar, aunque esmenos deseable debido a las posibilidades que se tienen de erosionar las paredes del agujero.

Como norma general, es recomendado que la velocidad de caída sea menos de la mitad de lavelocidad anular (promediada sobre el área seccional).

Como ya fue indicado, la relación entre los distintos factores que afectan la velocidad de caída delos recortes es compleja y aunque se han desarrollado algunos métodos para estimar su valor,ninguno de ellos es considerado como definitivo. Los métodos más acertados se basan en elnúmero de Reynolds para partículas, el coeficiente de arrastre, la densidad de las partículas, suforma y su tamaño y así como en la densidad de lodo y su reología.

El siguiente ejemplo, basado en una correlación ideada por Walker y Mayes en 1975, es unmétodo simplificado.

Paso 1: Se calcula el esfuerzo cortante desarrollado por las partículas

Donde: p

TW

= esfuerzo cortante de las partículas, lb. /100 pies cuadrados= grosor de las partículas, pulgadas= densidad del lodo, ppg

La tabla a continuación provee una aproximación al grosor y diámetros de partículas en forma dedisco:

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Velocidad de Perforaciónesperada (pies/hora)

Grosor de las partículas(pulgadas)

Diámetro de las partículas(pulgadas)

≥ 60 0.3 0.630 - 60 0.2 0.315-30 0.1 0.4≤ 15 0.1 0.3

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Paso 2: Se determina el límite de la tasa de cizalladura

El límite de cizalladura es como una velocidad crítica de corte. Las velocidades del esfuerzocortante de las partículas por encima dicho valor crítico son tratadas en los cálculos paracondiciones turbulentas. Las velocidades de esfuerzo cortante que siguen utilizan cálculoslaminares. Las condiciones turbulentas o laminares de las partículas no están relacionadas a lacondición de flujo turbulento o laminar del fluido dentro del espacio anular.

Donde: b

Dp

W

===

limite de gasto de esfuerzo cortante, seg-1

diámetro de las partículas, pulgadasdensidad del lodo, ppg

Paso 3: Se calcula la velocidad del esfuerzo cortante desarrollado por la partícula utilizandolas constantes para flujo laminar (na y Ka) para el lodo según la “Ley de Potencia”

Donde: p

p

na

Ka

= gasto de esfuerzo cortante de las partículas, seg-1

= esfuerzo cortante de las partículas desde el paso 1, lb. /100 pies2

= índice de flujo en el espacio anular= factor de consistencia en el espacio anular, eq cp

Paso 4: Se determina la velocidad de caída para la condición laminar o turbulenta.

Condición Laminar

Sip <b, la velocidad de caída es determinada por:

Donde: Vs

p

p

dp

W

=====

velocidad de la corrida, pies/min.gasto de esfuerzo cortante de las partículas, seg-1

esfuerzo cortante de las partículas desde, lb. /100 pies2

diámetro de las partículas, pulgadasdensidad del lodo, ppg

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DRILLING SCHOOLCondición Turbulenta

Sip >b, la velocidad de caída es determinada por:

Donde: Vs

p

W

===

velocidad de la corrida, pies/min.esfuerzo cortante de las partículas desde, lb. /100 pies2

densidad del lodo, ppg

6.3 Velocidad de transporte de los recortes

La velocidad de transporte de los recortes para cada una de las geometrías de un agujero, esobtenida restando la velocidad de caída de los recortes de la velocidad anular, para esa sección enparticular.

Donde: Vt

Va

Vs

===

transporte de recortes, pies/min.velocidad anular, pies/min.velocidad de corrida, pies/min.

6.4 Eficiencia de Transporte de los Recortes

Quizás aún más importante que la velocidad de transporte real de los recortes, es la eficiencia detransporte de los mismos. Esto es simplemente la relación entre la velocidad de transporte derecortes a la velocidad del fluido en el espacio anular. Nótese que la ecuación que se muestra acontinuación es válida sólo para ángulos menores a los 30 grados. La evaluación de la limpieza depara pozos con inclinaciones mayores es mucho más complicada ya que los recortes perforadospodrían formar camas de recortes en la parte baja del agujero.

Donde: Et

Vt

Va

===

eficiencia de transporte, %transporte de recortes, pies/min.velocidad anular, pies/min.

6.5 Concentración de recortes

Nota: valido solamente para pozos con ángulos menores a los 30 grados.

La concentración de recortes en el espacio anular depende de la eficiencia de transporte así comodel gasto de flujo volumétrico y de la velocidad a la que se generan los recortes en la barrena(dependiendo de la ROP y del tamaño del agujero). La experiencia ha demostrado que el excesode concentración de recortes, en cuatro o cinco veces de volumen porcentual, puede llevar alempacamiento, al agujero estrecho o a incidentes de atrapamiento de tubería. Cuando se perforanformaciones blandas la concentración de recortes puede fácilmente exceder en un 5% por

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DRILLING SCHOOLvolumen, si las velocidades de perforación no son controladas. Algunos operadores recomiendanuna concertación máxima de recortes de 4% por volumen.

La concentración de recortes es dada por:

Donde: Ca

ROPIDHOLE

Et

Q

=====

concentración de recortes, vol %velocidad de perforación, pies/horadiámetro del agujero, pulgadaseficiencia de transporte, %gasto de flujo, gpm

Cuando la concentración de recortes exceda al 4% ó al 5% por volumen, el efecto sobre la presiónhidrostática y la densidad equivalente de circulación puede ser sustancial. El cambio en a presiónhidrostática depende de la densidad de los recortes al igual que de su concentración, para esasección del agujero en particular.

La densidad efectiva del lodo debido a la concentración de recortes en esa sección del agujero, esdada por:

Donde: We

SGc

Ca

W

====

peso efectivo del lodo, ppggravedad especifica de los recortesconcentración de recortes, vol %densidad del lodo, ppg

El efecto es más pronunciado cuando se perforan las secciones superiores del agujero. Lassiguientes condiciones causan un incremento en la concentración de recortes:

los agujeros de gran diámetro perforados a un alta ROP.las bombas no son capaces de proveer suficientes velocidades anulares.una rápida velocidad de preparación del volumen de lodos podría producir viscosidadinsuficiente.

Queda claro que un incremento en las concentraciones de recortes en el espacio anular, resultaráen un incremento correspondiente de la densidad del lodo.

6.6 Densidad Equivalente de Circulación (ECD)

Cuando el fluido de perforación está circulando a través del pozo, la presión de circulación debeser suficiente para superar, no solamente las perdidas de fricción a través de la sarta deperforación y la barrena, sino también la presión hidrostática del fluido en el espacio anular y lasperdidas de presión por fricción del fluido al moverse a través del espacio anular. La presiónrequerida para superar las pérdidas totales por fricción en el espacio anular, sumada a la presiónhidrostática del fluido, dará como resultado la densidad circulante equivalente, como sigue:

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Donde: ECD∑ Pa

==

densidad equivalente de circulación, ppgsuma de las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular(corresponde a la presión de bombeo menos las pérdidas depresión a través del equipo en superficie, la sarta de perforación yla barrena), psi.

TVDW

==

profundidad vertical verdadera del agujero, piesdensidad del lodo, ppg

La mayoría de las situaciones de perforación, probablemente no se encuentren limitadas por laECD friccional. La excepción sería el caso de perforación de agujeros estrechos. La ECD esparticularmente agravada al perforar pozos estrechos y profundos, utilizando altos pesos de lodo,cerca de la presión de fractura de la formación. Se recomienda reducir los gastos de flujoseleccionados para prevenir una pérdida de circulación por exceso de ECD.

6.7 Densidad Equivalente de Circulación (ECD) con recortes

Una descripción completa de la presión adicional a la cual se encuentra expuesto el agujerodescubierto, combina el efecto de la fricción (ECD) ya discutida y el efecto de la carga de recortesen el espacio anular (densidad efectiva del lodo).

Donde: ECD∑ Pa

TVDSGc

Ca

W

======

densidad circulante equivalente, ppgsuma de pérdidas de presión por fricción en el espacio anular, psiprofundidad vertical verdadera del agujero, piesgravedad especifica de los recortesconcentración de los recortes, vol %densidad del lodo, ppg

7.0 DIRECTRICES PARA LIMPIEZA DE POZOS

Información adicional se puede encontrar en el manual “Schlumberger Drilling Services Driller’sStuck Pipe Handbook” - Sección 2 (Servicios de Perforación de Schlumberger – Manual delPerforador sobre Atrapamiento de Tubería).

7.1 Directrices para pozos verticales

La reología es muy importante para el transporte de recortes en pozos verticales o desviados. Enparticular los pozos de gran diámetro que no se pueden limpiar sólo con velocidad. Suponiendoque la reología del lodo es correcta, la limpieza de éste tipo de pozos por lo general no representaun problema. Por lo general, la velocidad anular es mayor que la velocidad de caída de los recortesy de esta manera se pueden remover del agujero de manera efectiva. Para asegurar que se lograuna velocidad de caída baja, estos pozos son usualmente perforados con sistemas de lodo viscosoy con un alto punto de cedencia.

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Circular por lo menos 1.3 veces los fondos arriba para pozos verticales. Observar los retornos enlas temblorinas, asegurándose de que el gasto de retorno ha disminuido a niveles aceptables,antes de comenzar a hacer un viaje de tubería Limitar el uso de píldoras de alta viscosidad. A cambio, ajustar las propiedades del sistema activopara proveer una limpieza óptima del pozo. Las píldoras viscosas no se deberán usar en pozosverticales. Antes de comenzar el viaje es preferible reciprocar en vez de rotar la tubería. Esto ayuda aremover los recortes de zonas estancadas, cerca de la pared del pozo.

La velocidad anular en pozos verticales es porlo general mucho más alta que la velocidad decaída de los recortes y ellos son removidos enforma efectiva del espacio anular.

Tensionar a través de sitios estrechos, únicamente si la tubería está libre al bajar. Establecer unmáximo permitido de sobre-tensión con anticipación y trabajar en forma progresiva hacia dichomáximo, asegurándose de que la tubería esté libre de moverse hacia abajo, en cada ocasión.Parar la circulación en caso de que la sobre-tensión se vuelva excesiva. Repasar hacia arriba sólo en caso de ser absolutamente necesario. El repaso hacia arriba podríaresultar en el empacamiento del agujero y atrapamiento de tubería. También podría enmarcar elinicio de serios problemas con el agujero, que pudieron haber sido detectados en una etapaanterior, en caso de que no se hubiera relimpiado hacia arriba.

7.2 Directrices para pozos desviados y de alcance extendido

Las medidas mencionadas anteriormente son también validas para la limpieza efectiva de pozosdesviados. Sin embargo, la geometría de pozos desviados o de alcance extendido hace que lalimpieza de pozo sea más difícil que para los verticales o casi verticales. Muchos de los problemasencontrados son asociados con la naturaleza de las camas de recortes que se forman en la partebaja del agujero.

En los pozos desviados los recortes se deslizaránhacia la parte baja del agujero. En esta situación, lavelocidad del fluido de perforación debe ser más altapara mantener a los recortes moviéndose hacia lasuperficie.

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7.2.1 Secciones de bajo ángulo (10° - 40° )

Características de las Capas de Recortes

Las camas de recortes se forman en la parte baja del agujero y están al “reciclaje de partículas”, locual tiene un efecto perjudicial en la limpieza de pozo.

1. Debido al incremento de la inclinación, el recorte es forzado hacia la parte baja del espacioanular en donde viaja hacia abajo, debido a la falta de fuerza de levantamiento en el flujo (bajavelocidad cerca de la pared).2. En algún punto y debido al esfuerzo cortante más alto el recorte es levantado y vuelve a entrarla región de alta velocidad en la mitad del espacio anular.3. Entonces es arrastrado hacia arriba y continuara viajando hasta que4. su tendencia a caer vence a la fuerza de levantamiento en el flujo y es forzado, nuevamente,hacia la parte baja del espacio anular.

Este proceso se puede repetir muchas veces, resultando en la alteración de la forma de losrecortes a través del molido. Las mediciones utilizadas para reducir dicho problema incluyen elbarrido con píldoras viscosas.

Comparado con las secciones verticales, las secciones de ángulo bajo, requieren velocidadesanulares más altas para una limpieza de pozo eficiente. Para éste tipo de sección de pozo, el flujolaminar, domina el transporte de recortes. Debido a ello la viscosidad, el punto de cedencia y lasfuerzas iniciales del gel, tienen un efecto significativo en las concentraciones de recortes anularesy en la eficiencia de limpieza del pozo.

Directrices para el campo:

Uso general del flujo laminar. Mantener un punto de cedencia y fuerza de gel altos, para reducir el asentamiento de losrecortes, cuando las bombas estén apagadas.segurarse siempre de que el pozo esta limpio, antes de apagar las bombas. Conseguir un valor máximo de la relación YP/PV Utilizar limpiadores viscosos para reducir el efecto de reciclaje de partículas.

7.2.2 Secciones de Angulo Crítico (40° - 60°)

Características de las camas de Recortes

En secciones de pozo con inclinaciones mayores a los 40 grados, los recortes no se reciclan tanrápidamente como en las secciones de ángulo bajo. Esto se debe a que la gravedad tiende amantenerlos abajo, hacia la parte baja del agujero.

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DRILLING SCHOOLLas secciones de pozo con inclinaciones entre 40 y 60 grados, son considerados críticos, nosolamente porque las capas de recortes se desarrollan, pero también porque es inestable ypropenso a deslizarse hacia abajo (avalancha).

La consecuencia de la avalancha, es un instantáneo desarrollo de recortes alrededor de la tuberíade perforación y/o BHA el cual, si no es tratado apropiadamente, puede resultar en el atrapamientode tubería. Además,

El flujo turbulento exhibe efectos de erosión sobre las camas de recortes. El movimiento de la tubería (rotación ó reciprocación) perturba mecánicamente las camas derecortes.


En las secciones de pozo por encima de los 40 grados, se debe enfocar la atención a disminuir laformación de camas de recortes.

Para el rango de inclinaciones intermedias (40° - 60°) el flujo turbulento es recomendado. Debidoa que los recortes se transportan en flujo turbulento que no está afectado por propiedadesreológicas se pueden utilizar parámetros más bajos de lodo (YP, PV. Sin embargo, los parámetrosestáticos del lodo, como la fuerza gel, son usualmente deseables aún cuando un flujo turbulentosea preferible. En caso de que el flujo turbulento no pueda ser utilizado debido a otros factoresadversos como por ejemplo la inestabilidad del pozo, la velocidad anular deberá ser mantenida tanalta como sea posible. La rotación y/o reciprocación de la tubería de perforación tienen una influencia destructiva en lascamas de recortes (esta influencia es el factor principal que provee un mayor grado de limpiezapara RPM más altas). Debido a que la rotación de la tubería es típicamente gobernada por lasnecesidades de perforación direccional se deberán considerar viajes de limpieza periódicos. Las combinaciones de limpiadores (de alta y baja viscosidad), son efectivas erosionando lascamas de recortes y transportando los recortes a la superficie.

7.2.3 Secciones de Angulo Alto (> 60°)

Características de las Capas de Recortes

En secciones de alto ángulo de inclinación la formación de camas de recortes es casi instantánea ysu espesor es gobernado principalmente por la velocidad anular. Las camas de recortes que seforman en ángulos mayores a los 60 grados son estables en el sentido que no se producirá unaavalancha. El ondeo, tipo vórtice, característico de los flujos turbulentos, tienen una influenciadestructiva en la cama de recortes que se esta formando. Existe una tendencia a que los recortessean levantados de la cama y desplazados hacia arriba por el espacio anularen donde un procesosimilar podría volver a ocurrir. Este tipo de interacción, junto con el perfil de velocidad plana típicodel flujo turbulento, conlleva a una mayor limpieza de pozo.

El movimiento de la tubería (rotación/reciprocación), perturba mecánicamente las camas derecortes.


Para los pozos de alto ángulo el flujo turbulento es preferible. Generalmente son aplicables enellos las mismas recomendaciones descritas para pozo de ángulo intermedio cuando se tienerégimen turbulento de flujo. Sin embargo, los requisitos para asegurar la fuerza gel del lodo, sonmenos importantes. En caso de que no se pueda encontrar flujo turbulento la proporción de YP/PVdeberá ser mantenida lo más alto posible.

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Una vez más, la rotación y/o reciprocación de la tubería de perforación tienen una influenciadestructiva en las camas de recortes. Es esta influencia provee un grado de limpieza mayor paraaltas RPM particularmente en pozos de alto ángulo en donde se habrán formado camas derecortes considerables. La rotación de tubería a velocidades mayores que 120 RPM es altamenterecomendable. Se deberán efectuar viajes periódicos con limpiadores en caso de que la rotaciónde la tubería de perforación sea restringida. El uso de herramientas direccionales navegables conrotación podría resultar de ayuda. La combinación de píldoras limpiadoras de alta y de baja viscosidad es efectiva para erosionarlas camas de recortes y transportar los mismos a la superficie. La efectividad del programa deeliminación de camas de recortes se puede determinar a través de varios indicadores.

7.3 Indicadores de una limpieza pobre del pozo

Un número de indicadores en la superficie se pueden utilizar como guías de la efectividad en lalimpieza de pozo. Estos incluyen:

Forma y tamaño de los recortes en las temblorinas - recortes pequeños de forma redonda biendefinida, podrían indicar períodos extensos de remolienda en el fondo del pozo – una indicación dela formación de camas de recortes.?La velocidad de retorno de los recortes vs. el volumen esperado. Incremento en la torsión y arrastre de la sarta perforando o al hacer conexiones Mayor peso que el normal al levantar la sarta. Pobre transferencia de peso sobre la barrena. Se requiere de un un peso mayor al normal ensuperficie para conseguir una respuesta de caída de presión del motor de lodos y avanzar el pozo. Dificultad para orientar el motor, debido al exceso de fricción entre los recortes y la sarta deperforación. Exceso de recortes en el fondo, debido a un reciclaje extendido de partículas e interacción de lasarta de perforación con las camas de recortes.

7.4 Efectos del tipo de lodo sobre la eficiencia de limpieza del Pozo

En pozos altamente desviados y para valores menores del punto de cedencia y de la viscosidadplástica el desempeño de limpieza para ambos tipos de lodo es básicamente el mismo. Sinembargo, con valores más altos de YP y PV los lodos base agua proveerán una mejor limpieza. Laobservación general es que un incremento en el punto de cedencia del lodo y de la viscosidadplástica resultara en un incremento de concentración de recortes para ambos lodos.

Como resultado de estas concentraciones más altas de los recortes, los requerimientos detorsión para ambos tipos de lodo se incrementarán al aumentar el YP y la PV en agujeros demayor inclinación.

El desempeño de limpieza de pozos de lodos con base aceite a ángulos críticos (40 a 60 grados),es reducido por avalanchas severas de camas de recortes (debido a la reducción de fricción).

7.5 factores que pueden ayudar en la limpieza del pozo

La reología del lodo, densidad, velocidad anular y movimiento de la tubería, son vistos como laclave para el éxito de la limpieza eficiente del pozo. La importancia de las prácticas operacionalesacertadas y la observación vigilante de la condición del pozo no se deben subestimar. Sinembargo, existen herramientas que si se utilizan adecuadamente, pueden ayudar y probablementemitigar los problemas presentes de limpieza del pozo.

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Paquetes de programas electrónicos para la evaluar la limpieza del pozo

Pueden ser utilizados para predecir la probabilidad y potencial localización del desarrollode cualquier cama de recortes.Deberán ser utilizados con cuidado, asegurándose que los resultados estén combinadoscon experiencias anteriores o información de pozos vecinos o de referencia.

Impulsores de camas de Recortes, “mejoradores del desempeño” de la tubería deperforación y agitadores

Levantarán y retirarán los recortes de la parte baja del agujero hacia el área de altavelocidad anular. Pero a menos que la reología del lodo y otras condiciones seansuficientes, es probable que se salgan de la suspensión y formen de nuevo camas derecortes más arriba en el agujero.

Herramientas de “Presión Durante la Perforación”

En años recientes se han desarrollado herramientas que permiten mediciones de presiónde fondo en tiempo real. La herramienta de “Presión Durante la Perforación (PWD) da unaindicación de cualquier cambio en la densidad equivalente de circulación. Lasherramientas PWD tienen una cantidad de potenciales aplicaciones, incluyendo:

- Pruebas de goteo o de fuga (LOT)- Detección de pérdidas de circulación- Detección y vigilancia del flujo retornando del pozo y de influjos de la formación- Información de presiones de suabeo y surgencia- Vigilancia de las propiedades del lodo- Mediciones de la presión diferencial para la optimización del desempeño de perforaciónen general.- Perforación en bajo balance o des-balanceada.- Vigilancia de la limpieza y estabilidad del pozo

Por medio de la medición exacta de ECD durante la perforación estas herramientas lepermiten al supervisor establecer la condición del agujero antes de que ocurran seriosproblemas de limpieza de pozo.

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ANEXO 1

Tabla TFA

Donde: nD

= numero de toberas= diámetro de las toberas en 32avos de pulgada

REVISE EL LIBRO VERDE PARA EL TFA

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ANEXO 2

Modelos Reológicos

IntroducciónUn modelo reológico es una descripción de la relación entre el esfuerzo cortante () experimentadopor el fluido y la velocidad de cambio de dicho esfuerzo cortante (). Debido a que la reología delfluido de perforación afecta directamente las pérdidas de presión del sistema de circulación,mientras más exactos sean los modelos reológicos utilizados para describir el flujo de los fluidos deperforación más preciso será el análisis hidráulico.

Términos Reológicos

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Fluidos Newtonianos

Para un fluido Newtoniano la relación entre el esfuerzo cortante y la tasa de corte o velocidad decambio del esfuerzo, es una constante. Esta constante es la viscosidad del fluido ().

Los fluidos Newtonianos típicos son gases a temperatura y presión ambientales y fluidos mássimples (como el agua).

Fluidos No-Newtonianos

Todos los demás fluidos son llamados No-Newtonianos. Para estos fluidos la relación entreesfuerzo cortante y la tasa de corte, puede ser definida como sigue:

Donde A, B y n son constantes, dependiendo del modelo en uso.

El siguiente gráfico muestra las variaciones en los modelos más comúnmente utilizados:

Modelo Plástico de Bingham

Para los fluidos como es el caso de muchos de los lodos base agua:

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Ley de Potencia

Para fluidos con aproximación al aceite y seudo aceites:

Modelo de Herschel Buckley

Llamado también Modelo de Ley de Potencia Modificada o Ley de Potencia de la Cedencia

Para lodos con aproximación al aceite y seudo aceites

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SECCION 7

DISEÑO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

Contenido

1.0 Introducción1.1 El Propósito de Instalar un Tubería de Revestimiento

1.1.1 Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial1.1.2 Sarta Conductora1.1.3 Tubería Superficial de Revestimiento1.1.4 Tubería Intermedia de Revestimiento1.1.5 Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación1.1.6 “Liner” o Tubería Corta de Revestimiento

2.0 Propiedades de la Tubería de Revestimiento2.1 Diámetro Exterior y Grosor de Pared2.2 Peso por Unidad de Longitud2.3 Grado del Acero2.4 Tipo de Conexión

2.4.1 API 8-Redonda, STC o LTC2.4.2 API BTC2.4.3 Sello Metal-con-Metal, con Roscas y Coples2.4.4 Sello Metal-con-Metal, Reforzada e Integral (o Acoplada)2.4.5 Sello Metal-con-Metal, Formada e Integral (Descarga)2.4.6 Soldada a, Reforzada e Integral

2.5 Longitud del Tramo o Junta3.0 Operación de Diseño de Tubería de Revestimiento4.0 Diseño Preliminar

4.1 Determinación de la Profundidad de Asentamiento de la Tubería deRevestimiento

4.2 Tolerancia de Influjos4.2.1 Intensidad de Influjos4.2.2 Volumen de Influjos

4.3 Diseño de Profundidad de Asentamiento de la Tubería Superficial deRevestimiento y del Tubo Conductor.

5.0 Diseño Detallado5.1 Diseñar Tipos de Carga (Esfuerzos)

5.1.1 Cargas durante la Instalación5.1.2 Cargas durante la Perforación5.1.3 Cargas durante la Producción

5.2 Factores de Diseño5.3 Diseño de Colapso

5.3.1 Colapso de Cargas durante la Instalación5.3.2 Colapso de Cargas durante la Perforación5.3.3 Colapso de Cargas durante la Producción

SECCION 07 Diseño de Tubería de Revestimiento Pág. 1 de 36

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5.3.4 Seleccionar una Tubería de Revestimiento que cumpla conlos Colapsos de Cargas

5.3.5 Carga Biaxial5.3.6 Otras Consideraciones para el Diseño de Colapso

5.4 Diseño de Ruptura5.4.1 Cargas de Ruptura durante la Instalación5.4.2 Cargas de Ruptura durante la Perforación5.4.3 Cargas de Ruptura durante la Producción5.4.4 Seleccionar una Tubería de Revestimiento que cumpla con

las Cargas de Ruptura5.4.5 Otras Consideraciones para el Diseño de Ruptura

5.5 Diseño de Tensión5.5.1 Cargas de Tensión durante la Instalación5.5.2 Cargas de Tensión durante la Perforación y Producción5.5.3 Confirmar que la Tubería de Revestimiento Seleccionada

cumpla con las Cargas de Tensión5.6 Diseño Triaxial

6.0 Desgaste de la Tubería de Revestimiento6.1 Predicción de Desgaste de la Tubería de Revestimiento

6.1.1 Presión de Contacto y Carga6.1.2 Diseño de Pozos6.1.3 Patas de Perro

6.2 Control de Desgaste de la Tubería de Revestimiento6.2.1 Material de la Tubería de Revestimiento6.2.2 Bujes, Combinaciones, Centralizadores y Cementación6.2.3 Banda Dura de Tubería de Perforación6.2.4 Protectores de la Tubería de Perforación6.2.5 Tipos de Lodo

7.0 Selección de Materiales7.1 Sartas Expuestas a Salmueras y Lodos7.2 Sartas Expuestas a Fluidos de Reservorio7.3 Consideraciones para las Aleaciones Resistentes a la Corrosión

7.3.1 Cloruros y Bromuros7.3.2 Propiedades Mecánicas

7.4 Mecanismos de Corrosión8.0 Predicción de la Presión de los Poros y del Gradiente de Fractura

8.1 Predicción de Presión de los Poros8.2 Predicción del Gradiente de Fractura


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1.0 INTRODUCCIONEl diseño de la tubería de revestimiento se refiere a alcanzar la profundidad total de manerasegura, con la cantidad de sartas de revestimiento o "liners", económicamente efectivas.

1.1 El Propósito de Instalar una Tubería de RevestimientoPara permitir la perforación y completación de un pozo, es necesario “delinear” el agujeroperforado con tubería de acero/tubería de revestimiento. Una vez que esta este en su lugar, escementada, soportando la tubería de revestimiento y sellando el espacio anular para: Reforzar el agujero. Aislar formaciones inestables/fluyendo/bajobalance/sobrebalance. Prevenir la contaminación de reservorios de agua fresca. Proveer un sistema de control de presión. Confinar y contener fluidos y sólidos producidos por perforación/completación/ Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforación, trabajos con linea de acero,completación y mas sartas de revestimiento y tubería) con dimensiones conocidas (ID’s, etc.) Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubería de revestimiento adicionales. Sostiene el BOP y el arbolito.Existen principalmente, 6 tipos de tubería de revestimiento instaladas en pozos costa afuera y detierra: Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial Sarta de Conducción Tubería Superficial de Revestimiento Tubería Intermedia de Revestimiento Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación. ”Liner”

1.1.1 Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería SuperficialTubería “Stove”: es utilizada en locasiones en tierra y es, ya sea introducida o cementada en unagujero previamente perforado. La tubería protege el suelo inmediatamente debajo de la basedel equipo de perforación de la erosión causada por el fluido de perforación.

Conductor Marino: es una característica de operaciones de perforación costa afuera en dondela columna de BOP esta por encima del agua. Provee fuerza estructural y guía las sartas deperforación y revestimiento hacia el agujero. Es usualmente introducido o cementado en unagujero previamente perforado. La sarta ayuda a aislar formaciones de poca profundidad, no-consolidadas y protege la base de la estructura de la erosión causada por el fluido deperforación.

Tubería Superficial: es usualmente introducida o cementada en un agujero previamenteperforado de una unidad de perforación flotante –en donde la columna de BOP esta encima delfondo marino. Una vez mas la sarta aísla formaciones no-consolidadas y sostiene la base guíapara la columna de BOP/Arbolito/base de flujo y guía las sartas de perforación y revestimiento,dentro del agujero.

1.1.2 Sarta ConductoraLa sarta es utilizada para apoyar formaciones no-consolidadas, proteger arenas de aguasfrescas de ser contaminadas y reviste cualquier depósito poco profundo de gas. La sarta esusualmente cementada a la superficie en tierra y al lecho marino costa afuera. Esta es la primerasarta a la que se instala la columna de BOP. En caso de que se utilicen BOP’s de superficie (esdecir autoelevables) la sarta de conducción también sostiene el cabezal de pozo, el arbolito ysartas de revestimiento subsecuentes.


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1.1.3 Tubería Superficial de RevestimientoProvee protección contra arremetidas para la perforación mas profunda, soporte estructural parael cabezal de pozo y sartas de revestimiento subsecuentes y es muchas veces utilizada paraaislar formaciones problemáticas. La sarta se encuentra, ya sea cementada a la superficie o enel interior de la sarta de conducción.

1.1.4 Tubería Intermedia de RevestimientoUna vez mas esta sarta provee contra arremetidas para la perforación mas profunda y aíslaformaciones problemáticas que pudieran dañar la seguridad del pozo y/o impedir operaciones deperforación. Una sarta de tubería intermedia de revestimiento es comúnmente colocada cuandoes probable que un pozo encuentre un influjo y/o perdida de circulación en el agujero descubiertoproveyendo de esta manera protección contra arremetidas al mejorar la fuerza del pozo. Laaltura del cemento es determinada por el requisito del diseño de sellar cualquier zona dehidrocarburo y de flujos de sal. El tope del cemento no necesita estar dentro de la sartasuperficial de revestimiento.

1.1.5 Tubería de Revestimiento de Producción o ExplotaciónEste es el nombre que se aplica a la tubería de revestimiento que contiene la tubería deproducción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma podría serextendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una combinación de un “Liner” deproducción (7”) y la tubería de revestimiento de producción anteriormente colocada (9-5/8”). Elpropósito de la tubería de revestimiento de producción o explotación es la de aislar las zonasproductoras, permitir el control de reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisión defluidos/gas/condensado, a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados.

1.1.6 "Liner” o Tubería Corta de RevestimientoUn liner será suspendido será colgado a corta distancia por encima de la zapata anterior y serácementada a lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al aislar el espacioanular. Muchas veces un empacador de “liner puede ser instalado como una segunda barrera,por precaución. Pozos HP/H, que incorporan un “liner” largo podrían ser cementados solo en lazapata y forzar el traslape. Los “liners” permiten una perforación mas profunda, separar zonasproductoras, de formaciones de reservorio y puede también ser instalado para propósitos de larealización de pruebas.

Los “liners” de perforación son colocados: para proveer una Zapata mas profunda para aislar formaciones inestables para lograr un perforación con tubería de revestimiento a menor costo debido a limitaciones del equipo de perforación

Los “liners” de producción son colocados: para completar el pozo a menor costo permitir un conducto de producción mas grande para proveer un rango de elección para latubería. debido a limitaciones del equipo de perforación

2.0 Propiedades de la Tubería de RevestimientoLa tubería de revestimiento viene usualmente especificada por las siguientes propiedades: Diámetro exterior y grosor de la pared Peso por unidad de longitud Grado del acero Tipo de conexión


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Longitud de la junta

2.1 Diámetro Exterior y Grosor de la ParedEl diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería y no a los coples, El diámetro de los copleses importante, ya que determina el tamaño mínimo del agujero en el que puede ser corrida latubería de revestimiento.

El grosor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por lo tanto el tamaño máximode la barrena que puede ser corrida a través de la tubería.

La tolerancia permitida en lo que se refiere a diámetro exterior y grosor de la pared, es dictadapor API Spec. 5CT. Como regla general:

Diámetro exterior de la TR >= 4½”Diámetro exterior de la TR < 4½”Grosor de la pared

Resistencia + 1.00%, - 0.50%Resistencia ± 0.031%Resistencia – 12.5%

2.2 Peso por Unidad de LongitudEl peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para identificar tuberíade revestimiento durante el ordenado. Los pesos nominales no son exactos y están basados enel peso teórico calculado de una tubería con roscas y coples, de 20 pies de longitud.

2.3 Grado del AceroLas propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen de la composiciónquímica del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su fabricación.

API define nueve grados de acero para tubería de revestimiento:

H40 J55 K55 C75 L80 N80 C95 P110 Q125

El número de designaciones da el mínimo de API para el esfuerzo de resistencia o cedencia, enmiles de psi. Por lo tanto una tubería de revestimiento L80 tiene un esfuerzo de resistencia de80,000 psi.

La carta de designación da una indicación sobre el tipo de acero y el tratamiento que recibodurante su fabricación.

Una sección mas detallada sobre Selección de Materiales, puede ser encontrada mas adelante.

2.4 Tipo de ConexiónHoy en día existen múltiples tipos de conexiones disponibles en el Mercado. La selección de unaconexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el desempeño requerido y elcosto.

La tabla a continuación puede actuar como una guía a grosso modo, para saber si se deben usarroscas API o Premium.

Tubería de Revestimiento de Producción


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Tubería de Revestimiento de Producción

Tubería de Revestimiento de Superficie e IntermediaSi la presión diferencial a través de la conexión es de > 7,500 psi, la opción preferente es la deutilizar roscas Premium. Una rosca API con un diseño de coples mejorado puede ser utilizado, apesar de que sus cualidades de sellado no son muy confiables. Los valores de resistencia afugas para las conexiones API, pueden ser encontradas en el boletín API 5C2.

Propiedades de ConexiónLas propiedades de conexión, colapso, ruptura y tensión, deberán ser comparadas con laspropiedades del cuerpo de la tubería. Las que sean menores deberán ser utilizadas en todas lasconexiones de diseño de tubería de revestimiento.En adición, algunas conexiones tienen una capacidad de compresión muy baja comparada a sufuerza tensora. Si la compresión o compresión/pandeo es una carga critica, pregúntele alfabricante sobre su capacidad de cople bajo estas condiciones (es decir, Vam SC tienesolamente 25% de capacidad de compresión vs. tensión.

Se encuentra disponibles seis conexiones genéricas. Estas se muestran a continuación conalgunas características generales.

2.4.1 API 8-Redonda, STC o LTC Buena disponibilidad y precio. Sellado de líquido hasta un máximo de aproximadamente 210 F. El sellado es una combinación de geometría de conexión y grasa lubricante para roscas. Apretamiento pobre de gas. Mediciones y pericia se encuentran vastamente disponibles para re-fabricación y restauración. Propenso a daños y cruce de roscas debido a la falta de redondez, especialmente en OD’s masgrandes. Alto esfuerzo circunferencial de ensamble en los coples. Eficiencia tensora de 70-75% dependiendo del tipo de rosca. La resistencia a fugas debe ser verificada según el boletín 5C3 de API

2.4.2 API BTC Buena disponibilidad y precio Apretamiento pobre de gas Sellado de líquido hasta un máximo de aproximadamente 210 F. El sellado es una combinación de geometría de conexión y grasa lubricante para roscas. La cobertura de estaño mejora la resistencia a fugas. Mediciones y pericia se encuentran vastamente disponibles para re-fabricación y restauración. Propenso a daños y cruce de roscas debido a la falta de redondez, especialmente en OD’smas grandes. Alto esfuerzo circunferencial de ensamble en los coples. Eficiencia tensora es generalmente de 85-95% de cuerpo de tubería. La resistencia a fugas de BTC debe ser verificada según el boletín 5C3 de API

2.4.3 Sello Metal-con Metal, con Roscas y Coples La disponibilidad depende del tipo de propiedad, por ejemplo, Vam, Fox, NS-CC etc. Generalmente buen apretamiento de gas


Rango Longitud (en pies) Longitud Promedio (en pies)1 16 - 25 222 25 - 34 313 > 34 42

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Se encuentran disponibles coples de despeje, especialmente manufacturados de algúnmaterial de mayor grado para mejorar el despeje del agujero. Son susceptibles a daños por manipuleo, si no son tratados con cuidado. Los piñones (pines)deben ser taladrados de forma concéntrica a los sellos para un sellado de gas efectivo. Particularmente convenientes para ser utilizados en altas aleaciones trabajadas en frió, que nopueden ser reforzadas. Por lo general tienen buenas características de conexión, debido a la interferencia reducida deroscas, comparadas a las conexiones API. Medición y pericia se encuentran disponibles, dependiendo del tipo, para re-fabricación yrestauración y pueden ser rápidamente vueltas a cortar. El esfuerzo circunferencial de ensamble en los coples puede ser controlado por interferenciareducida de las roscas, debido a que el sellado en las roscas, no es un requisito. La eficiencia tensora es por lo menos igual a BTC y en muchas instancias igual a o mayor queel cuerpo de la tubería.

2.4.4 Sello Metal-con-Metal, Reforzada e Integral (o Acoplada) Poca disponibilidad de coples y limitados re-cortes reforzados para restauración de tubería. Costosa, especialmente la reforzada. Buen apretamiento de gas. Usualmente exhiben muy buenas capacidades de conexión/desconexión. Son susceptibles a daños por manipuleo, si no son tratados con cuidado. Los piñones (pines) deben ser taladrados de forma concéntrica a los sellos para un sellado degas efectivo. La eficiencia tensora es por lo menos igual o mayor que el cuerpo de la tubería.

2.4.5 Sello Metal-con-Metal, Formada e Integral (Descarga) características excelentes de despeje del agujero, OD de tubería de descarga. Disponibilidad razonable, fácil de restaurar/volver a cortar, no hay requerimientos para coples. Buen apretamiento de gas. Los piñones (pines) deben ser taladrados de forma concéntrica a los sellos para un sellado degas efectivo. Eficiencia tensora de 50-75% del cuerpo de la tubería dependiendo del tipo de conexiones. Las conexiones podrían ser más débiles que el cuerpo de la tubería, para el valor de presióninterna.

2.4.6 Soldada a, Reforzada e Integral Muy costosas (conector, soldado y NDT). Eliminación de punta de molino con caja soldada. Roscas burdas para resistir cruce de roscas o daños. Producto continuamente enroscado resiste la separación bajo pandeo severo. Grados limitados a soldables (tubería de linea) o H-40, K/J-55. Eficiencia tensora generalmente mayor al cuerpo de la tubería.

2.5 Longitud del Tramo o JuntaLos tramos o juntas de revestimiento no son fabricados en longitudes exactas. API haespecificado tres rangos entre los cuales debe encontrarse la longitud de las tuberías.


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3.0 LA OPERACIÓN DE DISENIO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTOExisten dos fases de diseño de tubería de revestimiento.1. La primera se lleva a cabo durante el Diseño Preliminar de Pozo e involucra la selección delesquema de la tubería de revestimiento y la determinación de la profundidad de anclaje detubería de revestimiento2. La segunda se lleva a cabo durante el Diseño Detallado de Pozo e incluye la determinación delas cargas a las cuales estará expuesta la tubería de revestimiento durante la vida del pozo y laselección de tuberías, con propiedades físicas y mecánicas apropiadas para soportar las cargaspredichas.

4.0 DISENIO PRELIMINAR

4.1 Determinación de la Profundidad de Asentamiento o Anclaje de laTubería de Revestimiento

La selección inicial de profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento estabasada en la presión de poros anticipada y en los gradientes de fractura. El Ingeniero dePerforación es responsable de asegurarse, lo mas que sea posible, que toda la información decompensación ha sido considerada en la estimación de la presión de los poros y gradientes defractura, y que para, pozos direccionales, el efecto de ángulo de agujero en gradiente de fracturadesviada, ha sido considerada.

La profundidad total del pozo, y por lo tanto la profundidad de asentamiento de la tubería derevestimiento de producción o “liner” es manejada por requerimientos de registro, perforación ycompletación. La zapata debe ser asentada lo suficientemente profunda para dar un sumidero opozo adecuado para las actividades de registro, perforación y pruebas.

El estimado inicial de determinación de profundidades de asentamiento de tubería derevestimiento, se puede determinar mejor gráficamente, como sigue, ploteando la presión de losporos y el gradiente de fractura, expresado en densidad equivalente contra profundidad.

1. Trace la curva del gradiente principal de presión de poros junto con la litología, en caso deestar disponible. Note cualquier intervalo, los cuales son potenciales áreas problema, como porejemplo atrapamiento diferencial, pérdida de circulación o zonas de alta presión de gas.2. Trace la curva de peso del lodo. La curva del peso del lodo deberá incluir un margen de viajede alrededor de 200 a 400 psi.3. Trace la curva de gradiente de fractura predicha. Trace una curva de diseño de gradiente defractura, la cual debe quedar en paralelo de la curva de gradiente de fractura predicha, con unareducción de 0.3 hasta 0.5 ppg para influjos y ECD durante la cementación.4. Plotee pesos de lodos desviados y LOT’s para proveer una revisión de las predicciones depresión de poros o destaque la necesidad de mayor investigación.Un ploteo típico se encuentra adjunto. Las profundidades iniciales de asentamiento de lastuberías de revestimiento pueden ser determinadas, como sigue.


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1. Trabajando fondo arriba, entre la curva de peso de lodo en el Punto A.2. Muévase hasta el Punto B, que determina el estimado inicial de profundidad de anclaje para latubería de revestimiento de producción.3. Muévase a través del Punto C, el cual identifica el requerimiento de peso de lodo, para esaprofundidad.4. Muévase hacia arriba hasta el Punto D, el cual determina el cual determina la profundidadinicial de asentamiento para la tubería intermedia de revestimiento.5. Muévase a través del Punto E para identificar el peso del lodo requerido a esa profundidad.Para el ejemplo mostrado aquí, el Punto E es el rango de presión normal y no es requerida mástubería de revestimiento para soportar el peso asociado del lodo. No obstante una tuberíasuperficial de revestimiento y un conductor son requeridos, y la profundidad de asentamientopara estas tuberías de revestimiento es discutido mas adelante.

Otros factores que pueden impactar la selección de la profundidad de la Tubería derevestimiento, en adición a la presión de los poros y las presiones de fractura, son:

Zonas de gas de poca profundidad. Zonas de pérdida de presión Estabilidad de la formación, la cual es sensitiva a la exposición del tiempo o peso del lodo. Perfil direccional del pozo. Es importante delinear la trayectoria del pozo antes delasentamiento de la tubería de revestimiento e intentar conseguir una evaluación (survey)consistente, mas delante de una sección tangente. Igualmente, secciones largas del agujero


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abierto, podrían requerir tubería de revestimiento para reducir la posibilidad de que ocurra unatrapamiento de tubería y el nivel de torsión. Requerimientos de ventana, de la forma en que están especificados en la Base del Diseño, porejemplo, tubería de revestimiento de 13-3/8 deberá ser colocada alta para permitir que la tuberíade revestimiento de 9-5/8 sea corada y halada para realizar una ventana en un agujero de 12-1/4.. Arenas de agua fresca (agua potable) Limpieza de agujero, particularmente si una sección larga de agujero de 17-1/2, es requerida. Secciones salinas. Zonas de alta presión Litología - las zapatas deberían, en donde sea practicable, ser colocadas en formacionescompetentes impermeables. Incertidumbre en la estimación de profundidad, debido a incertidumbre sísmica.

Todas las anteriores deberán ser consideradas y las profundidades iniciales de asentamiento dela tubería de revestimiento, ajustadas en concordancia.

4.2 Tolerancia de InflujosUna vez que las profundidades iniciales de asentamiento de la tubería de revestimiento han sidoseleccionadas, la tolerancia de influjos asociada con esas profundidades deberá ser calculada.Comenzando en TD (Profundidad Total) hasta la superficie, la tolerancia de influjos y profundidadde asentamiento preferida para cada tubería de revestimiento, deberá ser calculada.

La tolerancia de influjos es el tamaño máximo de influjos que puede ser llevada dentro del pozo ycirculada hasta la zapata sin romper la formación. La tolerancia de influjos depende del peso dellodo en uso, el punto débil del agujero descubierto (normalmente se asume que es la zapataanterior), la presión de la formación, el tamaño y la densidad del influjo y la geometría delagujero.

Existen dos métodos de calcular la tolerancia de influjos. El primero calcula la intensidad delinflujo y el segundo el volumen del influjo.

Hágase notar que ambos métodos descuidan los efectos de temperatura y asumen un gas ideal.

4.2.1 Intensidad de InflujosLa intensidad de influjos (como es mostrado en el Manual de Control de Pozos), es una medidade cuanto puede ser incrementado el peso del lodo para un volumen de influjo dado. En otraspalabras, si se perfora en una zona sobrepresionada, en cuanto se puede incrementar el lodo yaun así circular el influjo hacia fuera.

Para propósitos de diseño de tubería de revestimiento, el volumen de influjos se asume en 25bbls y el y el mínimo aceptable de intensidad de influjo es de 0.5 ppg. Si la intensidad de influjose encuentra por debajo de este valor entonces se debe buscar mayor aprobación.

La intensidad de influjos es calculada utilizando la siguiente ecuación:KI = MAASP – (MW x 0.052 x Hi) (ppg)

0.052 x TVDDonde:KI = intensidad de influjos (ppg)MAASP = presión anular superficial permisible máxima (psi)MW = peso del lodo en el agujero (ppg)Hi = altura del influjo (pies)TVD = profundidad vertical real del pozo (pies)

Por ejemplo:


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12¼” agujero TD 13,123 piesBHA 697 pies x 8” DCDP 5”Peso del lodo 13.2 ppgZapata guía anterior 8,842 piesLOT en la zapata 14.3 ppg EMW

MAASP = 8,842 pies x (14.3 ppg – 13.2 ppg) x 0.052= 506 psi

Hi = 25 bbls / [(12.252 – 82) x 0.0009714]= 300 pies

(Nótese que esta es la altura del influjo alrededor de las lastra barrenas. A medida que estevolumen pase hacia arriba alrededor de la tubería de perforación, la altura se disminuirá, debidoa una capacidad anular mayor entre DP y el agujero descubierto).KI = [506 psi – (13.2 ppg x 0.052 x 300 pies)] / (0.052 x 13,123 pies)

= 0.44 ppg

4.2.2 Volumen de InflujosEl volumen de influjos determina el tamaño máximo de influjos que puede ser llevado dentro delagujero y circulado a la zapata.

El siguiente proceso puede ser utilizado para calcular el volumen de influjos.

1. Estime el margen de seguridad a ser aplicado a la presión de filtración en el punto débildel agujero descubierto.

Cuando el influjo es desplazado del agujero, también existirán presiones adicionales actuando enel pozo. Las siguientes son posibles causas de una presión adicional durante la circulación: Fricción del espacio anular Error del operador que maneja el estrangulador. Perdidas de linea del estrangulador (en caso de que no se haya compensado).El margen de seguridad total a ser aplicada a la presión de filtración, será la suma de estaspresiones adicionales. El máximo permitido de la presión estática del punto débil, puede ser porlo tanto determinada (Este es el máximo permitido de la presión estática del punto débil antes deiniciar la circulación)El Ingeniero de Perforación debe usar su juicio para determinar el factor de seguridad masapropiado a ser aplicado a la presión de filtración en el punto débil del agujero descubierto. Estefactor de seguridad deberá ser basado en experiencia en el área de operación.

2. Calcule el máximo permitido de presión estática del punto débil (Pmax).La presión máxima permitida es dada por:Pmax = Plo – (margen de seguridad) (psi)Donde:Pmax = máximo permitido de presión estática del punto débil (psi)Plo = presión de filtración en el punto débil del agujero (psi)

3. Calcule el máximo permitido de altura de influjo en la sección del agujero descubierto.La altura máxima de influjo puede ser tomada en el agujero descubierto sin exceder Pmax enDwp dada por:

H = P max – Pf + (TD – Dwp) MW 0.052 0.052MW - ggDonde:H = altura del influjo (pies)

(pies)

Pmax = presión permisible máxima en el punto débil del agujero descubierto (psi)


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MWGgTDPfDwp

= peso del lodo en el agujero (ppg)= gradiente de gas psi/pies= profundidad de barrena (pies)= presión de formación en TD psi= profundidad de zapata o punto débil

4. Calcule el volumen a la que corresponde esta altura en condiciones iniciales de cierre.En condiciones iniciales de cierre, esto puede ser convertido en un volumen de influjo, comosigue:V1 = H x C1 (bbl)Donde:V1 = tolerancia de influjo para influjo inicial (bbl)C1 = capacidad anular en el BHA (bbl/pies)C1 debe ser determinada teniendo en mente las dimensiones del agujero en relación a la alturadel influjo H. Por ejemplo, si H es mayor que la altura del BHA, ambos, la capacidad de la tuberíade perforación/espacio anular del agujero y la lastra barrena/espacio anular del agujero debe serutilizada para calcular la tolerancia del influjo, V.

5. Calcule el volumen al que corresponde esta altura cuando el tope del influjo ha sidocirculado al punto débil del agujero descubierto.

Esta altura corresponde a un volumen en el punto débil del agujero descubierto, dado por:

Vwp = H x C2 (bbl)

Donde:C2 = capacidad anular por debajo del punto débil del agujero descubierto (bbl/pies)C2 debe ser determinado teniendo en mente las dimensiones del agujero inmediatamente debajodel punto débil en relación a la altura del influjo, H.

6. Calcule cual Vwp (como es calculado en (5)) estarían en condiciones iniciales de cierre.Utilizando la ley de Boyle para convertir el volumen a su volumen original en condiciones inicialesde cierre.(V2):P1 x V1 = P2 x V2 o en este caso:Pf x V2 = Pmax x Vwp

V2 = P max x V wp Pf

7. La tolerancia de influjo es la menor de V1 y V2

Como regla general, una tolerancia de influjo menor a 100 bbl deberá ser justificado por unarevisión de tipo de pozo, equipo de detección de influjos del equipo de perforación y experienciadel operador/perforador, experiencia de are y geología.

La tolerancia de influjo para el diseño del asiento de la tubería de perforación, debería serobservada para cada tubería de revestimiento, aprobada por el Superintendente de Perforación,y registrada en el programa de perforación.

Estudios de sensitividad deberán ser considerados para identificar las provisiones decontingencia requeridas para acomodar presiones de pozos o fractura durante la perforación,que difieran de aquellos asumidos durante el diseño.

Ejemplo12¼” agujero TD 13,123 piesBHA 697 pies x 8” DCDP 5”


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Peso del lodo 13.2 ppgZapata guía anterior 8,842 piesLOT en zapata 14.3 ppg EMW1. Asuma unos 150 psi de margen de seguridad2. Pmax

3. Pf

= (14.3 ppg x 8,842 pies x 0.052) – 150 psi= 6,424 psi= 13,123 pies x 13.2 ppg x 0.052= 9,008 psi

Note que esto asume que el pozo esta en balanceH

4. V1

5. Vwp

6. V2

= 6,424 psi – 9,008 psi + [(13,123 pies – 8,842 pies) x 13.2 ppg x 0.052](0.052 x 13.2) – 0.1

= 604 pies= 604 pies x [(12.252 – 82) x 0.0009714]= 50.5 bbls= 604 pies x [(12.252 – 52) x 0.0009714]= 73.4 bbls= 6,424 psi x 73.4 bbls / 9,008 psi= 52.3 bbls

7. El volumen de influjo en este caso es: V1 = 50.5 bbls

4.3 Diseño de Profundidad de Asentamiento de la Tubería Superficial deRevestimiento y del Tubo Conductor.La profundidad mínima de asentamiento para tubería superficial de revestimiento y la tubería derevestimiento conductora, es la profundidad en la cual la presión de fondo creada por el fluido deperforación circulante (ECD) es excedida por el valor de fractura de la formación.

El ECD puede ser significantemente afectado en agujeros de gran diámetro con alto ROP y unalimpieza pobre de pozo.

La profundidad del agua puede jugar una parte significativa y resulta en la profundidad, que elECD es excedido por el valor de fractura siendo empujado mas profundo y puede resultar ensartas de tubería de revestimiento adicionales, a ser corridas.

En áreas de aguas profundas, las cargas de pandeo y axiales son consideraciones primarias enel diseño de la tubería de revestimiento conductora. Debido a la complejidad de la interacción delos diferentes parámetros que afectan las cargas de pandeo y axiales, se necesita un programade computadora, para modelar las cargas con exactitud y el comportamiento del conductor.

En adición, la capacidad de soporte de carga (la cual se relaciona directamente con la fuerza delsuelo debajo de la linea de lodo), debe ser determinada.

5.0 DISENIO DETALLADOLa etapa de diseño detallado es para determinar las cargas a las que estará expuesta cada sartade tubería de revestimiento, durante la vida del pozo y la selección de tuberías con propiedadesmecánicas y físicas que puedan soportar las cargas pronosticadas.

Los pasos principales para cada sarta de tubería de revestimiento, se muestran a continuación.


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Leyenda (de arriba abajo y de izquierda a derecha):

Defina tipos de cargasDetermine cargas de ruptura y colapsoDefina sarta de tubería de revestimiento inicialDetermine cargas de tensiónAjuste la sarta de tubería de revestimiento inicialDetermine las cargas triaxiales (en caso de ser requeridas)Finalice la sarta de tubería de revestimiento

5.1 Diseñar Tipos de Carga (Esfuerzos)El diseño anticipado de tipos de carga, deberá ser calculado en el orden en el que ocurran. Estoayuda a identificar todas las cargas a las cuales la sarta de la tubería de revestimiento podríaestar expuesta.

Note que no todos estos casos de carga serán aplicables a cada sarta de tubería derevestimiento. Por ejemplo las cargas durante la producción no necesitan ser consideradas parauna sarta de tubería intermedia de revestimiento, en un pozo exploratorio.

5.1.1 Cargas durante la InstalaciónLas cargas típicas durante la instalación, incluyen: Corrida de la tubería de revestimiento Cementación Cementación convencional, centrado, etc. Golpe de tapón

5.1.2 Cargas durante la PerforaciónLas cargas típicas durante la perforación, incluyen: Prueba de presión después de WOC Peso máximo del lodo Control de pozos Perdida de circulación

5.1.3 Cargas durante la ProducciónLas cargas típicas durante la producción, incluyen: Prueba de presión con completación o matar el peso del fluido. Funcionamiento de herramientas DST. Fuga de tubería cerca de la superficie Colapso debido a perforaciones taponadas Operaciones especiales de producción (estimulación, levantamiento de gas, inyección).


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5.2 Factores de DiseñoLa cuenta de factores que son manejados inapropiadamente o no fueron tomados en cuenta, laspropiedades de la tubería de revestimiento son menospreciadas por un factor de diseño, antesde ser comparadas con los diseños de carga calculados.

Los factores de diseño típicamente utilizados, son como sigue:Colapso 1.0Ruptura 1.1Tensión 1.3Triaxial 1.25

La legislación local deberá ser revisada para asegurarse que otros factores más estrictos noestán estipulados.

5.3 Diseño de ColapsoPara todas las sartas de tubería de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presiónexterna es mayor que la presión interna.

El diseño de colapso se enfoca en los perfiles de presión interna y externa.

Hablando de forma general, el colapso de cargas estará en su punto mas alto en la zapata guía.

5.3.1 Colapso de Cargas durante la InstalaciónEl peor caso de colapso de cargas durante la instalación, ocurre durante la cementación.

Para trabajos de cementación convencionales el peor caso ocurre con la columna de cemento enel exterior de la tubería de revestimiento.

Ejemplo9-5/8” tubería de revestimiento de producción colocada a 11,450 piesPeso del Lodo 11 ppgTope del Cemento a 7,000 piesPeso del Cemento 16 ppgTope del Espaciador a 5,500 piesPeso del Espaciador 13 ppg

Perfil de Presión InternaEn superficie = 0 psiEn zapata = 11,450 pies x 11 ppg x 0.052

= 6,549 psi

Perfil de Presión ExternaEn superficie = 0 psiEn tope del espaciador = 5,500 pies x 11 ppg x 0.052

= 3,146 psi

En tope del cemento

En Zapata

= 3,146 psi + [(7,000 pies – 5,000 pies) x 13 ppg x 0.052]= 4,160 psi= 4,160 psi + [(11,450 pies – 7,000 pies) x 16 ppg x 0.052]= 7,862 psi

Colapso neto de carga en zapata = 7,862 psi – 6,549 psi= 1,313 psi


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El colapso neto de carga es mejor representado gráficamente, como se muestra a continuación,ploteando los perfiles de presión interna y externa y el colapso neto de carga.

Para trabajos de cementación de centrado la posibilidad de puenteo debe ser considerada. Encaos de que el puenteo ocurra entonces la presión hidrostática externa será incrementada por lapresión de circulación, con un incremento subsiguiente en el colapso neto de carga.

Colapso de Instalación

Ejemplo20” tubería superficial de revestimiento colocada a 1,500 piesPeso del Lodo 9.5 ppgCemento a superficiePeso del Cemento 16 ppgPuenteo ocurre con 1000 psi de presión de superficie

Perfil de Presión InternaEn superficie = 0 psiEn zapata = 1,500 pies x 9.5 ppg x 0.052

= 741 psi

Perfil de Presión ExternaEn superficie = 1,000 psiEn zapata = 1,000 psi + (1,500 pies x 16 ppg x 0.052)

= 2,248 psiColapso neto de carga en zapata = 2,248 psi – 741 psi

= 1,507 psi


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Colapso durante la Instalación (centrando)

5.3.2 Colapso de Cargas durante la PerforaciónEl peor caso de colapso de cargas durante la perforación ocurre si se encuentra perdida decirculación y disminuye la presión hidrostática interna.

Por convención el fluido externo es forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió latubería de revestimiento. Esto es debido a la incertidumbre del aislamiento completo del cementoalrededor de la tubería de revestimiento causado por acanalados o deslaves.

El nivel del fluido interno cae hasta cualquier medida, desde cientos de pies de evacuación totalde la tubería de revestimiento y depende del peso interno del lodo en uso y la presión de porosde la zona de perdida.

Ejemplo

13-3/8” tubería intermedia de revestimiento colocada a 9,750 piesPeso del lodo externo 11 ppgPeso del lodo interno 11.2 ppgPerforación adelante de 12-1/4” agujero a 13,360 piesTotal de pérdidas experimentadas y nivel de fluido cayó a 2,528 pies

Perfil de Presión InternaEn superficieA 2,528 piesEn zapata

= 0 psi= 0 psi= (9,750 pies – 2,528 pies) x 11.2 ppg x 0.052= 4,206 psi

Perfil de Presión ExternaEn superficieEn zapata

= 0 psi= 9,750 pies x 11 ppg x 0.052= 5,577 psi


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Colapso neto de carga en zapata = 5,577 psi – 4,206 psi= 1,371 psi

5.3.3 Colapso de Cargas durante la ProducciónLos colapsos de carga a los que estarán expuestos las tuberías de revestimiento de producción ylos “liners”, necesitan ser considerados para la vida entera del pozo. Esto depende del uso quese le dará al pozo, pero se deberá dar consideración a lo siguiente, según sea aplicable:

Operaciones DST Técnicas de Estimulación Levantamiento de Gas Abatimiento

Por convención el fluido externo es forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió latubería de revestimiento. Después de un periodo de tiempo (típicamente un año) esto puede serestablecido, como sigue:

Posición en Pozo Fluido ExternoTR Sin Cementación / Espacio Anular de la TR Lodo utilizado en TR se introdujoTR Con Cementación / Espacio Anular de la TR Lodo utilizado en TR se introdujoTR Con Cementación / Espacio Anular de Agujero Descubierto Presión de Poro

La presión hidrostática interna variara, dependiendo de la posición del empacador y lasconsideración de colapso, deberán ser separadas en, sobre el empacador y debajo delempacador.

Ejemplo9-5/8” tubería de revestimiento de producción colocada a 15,700 piesEmpacador colocado a 12,000 piesPeso del Fluido de Completación 9.2 ppgPeso del Lodo detrás de la TR 11 ppgGradiente de Gas 0.1 psi / piesLas perforaciones han taponado y el pozo ha sido abatido a 0 psi en superficie.

Sobre el Empacador

Perfil de Presión InternaEn superficieEn el empacador

= 0 psi= 12,000 pies x 9.2 ppg x 0.052= 5,741 psi

Perfil de Presión ExternaEn superficieEn el empacador

= 6,864 psiColapso neto de carga en empacador

= 0 psi= 12,000 pies x 11 ppg x 0.052

= 6,864 psi – 5,741 psi= 1,123 psi

Debajo del Empacador

Perfil de Presión InternaEn el empacador

En la zapata

= 12,000 pies x 0.1 psi/pies= 1,200 psi= 15,700 pies x 0.1 psi/pies= 1,570 psi

Perfil de Presión Externa


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En el empacador

En la zapata

Colapso neto de carga en empacador

Colapso neto de carga en zapata

= 12,000 pies x 11 ppg x 0.052= 6,864 psi= 15,700 pies x 11 ppg x 0.052= 8,980 psi= 6,864 psi – 1,200 psi= 5,664 psi= 8,890 psi – 1,570 psi= 7,320 psi

5.3.4 Seleccionar una Tubería de Revestimiento que cumpla con losColapsos de CargaDe los colapsos netos de carga generados al observar varios de los tipos de cargas duranteinstalación, perforación y producción, el peor caso de colapso de carga que la tubería derevestimiento va a tener que tolerar, puede ser determinado.

De las tablas de tubería de revestimiento es entonces posible elegir una tubería de revestimientoo una serie de tuberías de revestimiento que apliquen al peor caso de colapso de cargas. Estaetapa es muchas veces ignorada hasta que las cargas de ruptura hayan sido calculadas.

Las figuras de colapso de la tubería de revestimiento que están representadas en la mayoría delas tablas de tubería de revestimiento son generadas de una serie de ecuaciones detalladas enel boletín 5C3 de API y son función del OD de la tubería de revestimiento, el grosor de la pared yla fuerza de resistencia de la tubería de revestimiento.

5.3.5 Carga BiaxialLas figuras de colapso determinadas utilizando el boletín 5C3 de API son para tuberías derevestimiento que están bajo cero cargas axiales. En la práctica, debido al peso de la tubería derevestimiento o debido a la acción combinada de presiones internas y externas, es raro para unatubería de revestimiento estar bajo cero cargas axiales.

El efecto de la carga axial es el de disminuir la fuerza de colapso de la tubería de revestimiento.

Para efectos de diseño de la tubería de revestimiento, a menos que la fuerza de colapso seacritica, la reducción de la fuerza de colapso debido a carga axial, es normalmente ignorada.

5.3.6 Otras Consideraciones para el Diseño de ColapsoDesgaste de la Tubería de RevestimientoEn caso de que se anticipe que el desgaste de la tubería de revestimiento se convierta en untema importante (es decir, altas fuerzas de las paredes laterales, sarta de perforación extendidaal contacto de la tubería de revestimiento, patas de perro localizadas, banda dura dañadaabrasiva en uso, etc., entonces esto necesita ser considerado.

Como la fuerza de colapso de la tubería de revestimiento esta relacionada con el grosor de lapared, entonces y si el desgaste de la tubería de revestimiento estima que 20% del grosor de lapared será consumido durante la perforación, entonces la fuerza de colapso residual de latubería de revestimiento será de 80% de esa tubería de revestimiento nueva.

Mas detalles sobre desgaste de la tubería de revestimiento puede ser encontrado mas adelante.

5.4 Diseño de RupturaPara todas las sartas de tubería de revestimiento una carga de ruptura ocurre cuando la presióninterna es mayor que la presión interna.


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Con respecto al colapso, el diseño de ruptura se enfoca en los fluidos internos y externos y las ylas presiones hidrostáticas que ejercen.

5.4.1 Cargas de Ruptura durante la InstalaciónEl peor caso de ruptura de carga de instalación ocurre durante la cementación.

Dos casos necesitan ser considerados en este punto: Durante el desplazamiento, inmediatamente antes de que el espaciador salga de la zapata Golpeando el tapón

Ejemplo-Desplazamiento del Cemento13-3/8” tubería intermedia de revestimiento a 9,750 piesPeso del Cemento 11 ppg5,000 pies de 16 ppg cemento2,000 pies de 13 ppg espaciador

Perfil de Presión InternaEn superficieEn tope del cemento

En tope del espaciador

En zapata

= 0 psi= (9,750 pies – 7,000 pies) x 11 ppg x 0.052= 1,573 psi= 1,573 + (5,000 pies x 16 x 0.052)= 5,733 psi= 5,733 psi + (2,000 pies x 13 ppg x 0.052)= 7,085 psi

Perfil de Presión ExternaEn superficieEn zapata

Ruptura neta de carga en superficieRuptura neta de carga en zapata

= 0 psi= 9,750 pies x 11 ppg x 0.052= 5,577 psi= 0 psi= 7,085 psi – 5,577 psi= 1,508 psi

La ruptura neta de carga es mayor representada gráficamente, como se muestra a continuación,ploteando los perfiles de presión interna y externa y el colapso neto de cargas.

Ejemplo – Golpe del Tapón13-3/8” tubería intermedia de revestimiento colocada a 9,750 piesPeso del Lodo11 ppgTope del Espaciador a 1,750 piesPeso del Espaciador 13 ppgTope del Cemento a 3,000 piesPeso del Cemento 16 ppgPresión del Golpe del Tapón 2,500 psi

Perfil de Presión InternaEn superficieEn zapata

= 2,500 psi= 2,500 psi + (9,750 pies x 11 ppg x 0.052)= 8,077 psi

Perfil de Presión ExternaEn superficieEn tope del espaciador

En tope del cemento

= 0 psi= 1,750 pies x 11 ppg x 0.052

= 1,001 psi= 1,001 psi + [(3,000 pies – 1,750 pies) x 13 ppg x 0.052]= 1,846 psi


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En zapata


= 1,846 psi + [(9,750 pies – 3,000 pies) x 16 ppg x 0.052= 7,462 psi= 2,500 psi= 8,077 psi – 7,462 psi= 615 psi

5.4.2 Cargas de Ruptura durante la PerforaciónEl peor caso de ruptura de cargas de perforación ocurre, ya sea durante la prueba de presión odurante un evento de control de pozos.

Ejemplo – Prueba de Presión13-3/8” tubería intermedia de revestimiento colocada a 9,750 piesPeso del Lodo 11.5 ppgTope del Cemento a 3,000 piesZapata anterior a 1,500 piesPresurizado normalmentePrueba de Presión 3,000 psi

Perfil de Presión InternaEn superficieEn zapata

= 3,000 psi= 3,000 psi + (9,750 pies x 11.5 ppg x 0.052)= 8,831 psi

Perfil de Presión ExternaEn superficieEn tope del cemento

En zapata


= 0 psi= 3,000 pies x 8.33 ppg x 0.052= 1,299 psi= 1,299 psi + [(9,750 pies – 3,000 pies) x 8.6 ppg x 0.052= 4,318 psi= 3,000 psi= 8,831 psi – 4,318 psi= 4,513 psi

NOTA: El perfil externo de presión después de que el cemento esta fraguado es material dedebate y requiere consideración especial.

En el ejemplo anterior, se ha asumido que para la tubería de revestimiento en contacto con laformación por medio del cemento, la presión es igual a la presión de poros esperada. Para latubería de revestimiento expuesta a la formación por medio de una sección no-cementada (topedel cemento por debajo de la zapata anterior), la presión externa es igual a una columna defluido mezclado con lodo con cero presión de superficie (es decir, el lodo se ha asentadocompletamente – en el ejemplo anterior, se asumió con lodo base agua).

5.4.3 Cargas de Ruptura durante la ProducciónLas cargas de ruptura que necesitan ser consideradas durante la producción incluyen pruebasde presión con una completación o fluido para matar el pozo, una fuga de tubería cerca de lasuperficie.

La carga interna es la presión hidrostática del fluido mas cualquier presión adicional.La carga externa será como la de Ruptura de Cargas de Perforación.

Ejemplo – Fuga de Tubería Cerca de la Superficie9-5/8” tubería de revestimiento de producción colocada a 15,700 piesEmpacador colocado a 12,000 piesPeso del Fluido de Completación 9.2 ppg


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Peso del Lodo detrás de la TR 11 ppgGradiente de Gas 0.1 psi / piesTope del Cemento 8,000 piesPresión de los poros 9.0 ppg EMWSITHP 5,778 psiSobre el EmpacadorPerfil de Presión InternaEn superficieEn empacador

= 5,778 psi= 5,778 psi + (12,000 pies x 9.2 ppg x 0.052)= 11,519 psi

Perfil de Presión ExternaEn superficieEn TOC

En empacador

= 0 psi= 8,000 pies x 8.33 ppg x 0.052= 3,465 psi= 3,465 psi + [(12,000 – 8,000 pies) x 9.0 ppg x 0.052]= 5,337 psi

Ruptura neta de carga en empacador = 11,519 psi – 5,337 psi= 6,182 psi

5.4.4 Seleccionar una Tubería de Revestimiento que cumpla con las Cargasde RupturaDe las cargas de ruptura netas generadas al vigilar los tipos de cargas durante instalación,perforación y producción, el peor caso de carga de ruptura, que la tubería de revestimientodeberá tolerar, podrá ser determinado.

Desde las tablas de tubería de revestimiento, es entonces posible elegir una tubería derevestimiento o una serie de tuberías de revestimiento que coincidan y puedan soportar el peorcaso de cargas de ruptura y el peor caso de cargas de colapso.

Recuerde que la ruptura o resistencia interna de la tubería de revestimiento debe sermenosvaluada por el Factor de Diseño.

Ejemplo – 13-3/8” Tubería Intermedia de RevestimientoDe los ejemplos anteriores, el peor caso de colapso (durante la perforación) y el peor caso deruptura (durante la perforación, son ploteados en el mismo grafico.

Asumiendo que la siguiente tubería de revestimiento de 13-3/8” esta disponible en almacén13-3/8” 68 lb. /pies K5513-3/8” 72 lb. /pies N80

Las evaluaciones de colapso para ambas tuberías de revestimiento son determinadas yploteadas en el grafico. De esto se puede ver que ambas tuberías de revestimiento sonaceptables desde un punto de partida de colapso.

Las evaluaciones de ruptura para ambas tuberías de revestimiento son determinadas, menosvaluadas por el factor de diseño de 1.1 y entonces ploteadas en el grafico. De esto se puede verque la tubería de revestimiento K55 de 68lb/pies puede únicamente ser utilizada para los 1,500pies iniciales.

En la práctica es más probable que una sarta completa de tubería de revestimiento N80 de 72 lb./pies, sea corrida.


Porcentaje de Desgaste de Tubería deRevestimiento

CWF

0 010 0.920 0.830 0.740 0.6

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5.4.5 Otras Consideraciones para el Diseño de RupturaDesgaste de la Tubería de RevestimientoCon respecto al colapso, si se anticipa que el desgaste de tubería de revestimiento podría ser unproblema, entonces esto debe ser tomado en consideración.

Para permitir desgaste de la tubería de revestimiento, la evaluación de ruptura de API debe sermultiplicada por un factor de desgaste de la tubería de revestimiento (CWF), como se muestra enla tabla siguiente. Estos valores de CWF han sido derivados del análisis finito de elementos dedistintos tamaños, pesos y grados de tubería de revestimiento, expuestos a diferentes surcos dedesgaste.

Mas detalles sobre el desgaste de tubería de revestimiento, pueden ser encontrados masadelante.

5.5 Diseño de TensiónUtilizando la tubería de revestimiento seleccionada, que concuerda con las cargas de colapso yruptura, es entonces necesario confirmar que esta tubería de revestimiento también cumple losrequisitos del diseño de tensión.

5.5.1 Cargas de Tensión durante la InstalaciónEsta etapa incluye evaluar la conveniencia de la tubería de revestimiento seleccionada, parasoportar cargas durante la corrida, cargas durante la cementación y cualquier prueba de presión.

Se asume que la tubería de revestimiento esta sujeta en la superficie, pero libre para moverse,en la zapata.

Las cargas que deben considerarse, son las que siguen:

Peso en el aireEl peso de la tubería de revestimiento en el aire es simplemente el peso nominal de la tubería derevestimiento multiplicada por la profundidad vertical real de la tubería de revestimiento.

Fair = W x TVDDonde W = Peso nominal de la TR (lb. / pies)

TVD = TVD debajo del punto de interés hasta la zapata (pies)

FlotaciónLa flotación puede ser calculada utilizando el método de presión de área y es normalmente lapresión hidrostática multiplicada por las áreas seccionales cruzadas de la tubería derevestimiento.

Se necesita tener cuidado en caso de que se utilicen sartas de tubería de revestimientodisminuidas, ya que la fuerza de flotación cambiara, dependiendo de la profundidad y losdiámetros internos y externos.

La flotación es siempre restada.


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Cuando el mismo fluido se encuentra en el interior y en el exterior de la tubería de revestimiento(es decir, cuando la tubería se esta corriendo), la siguiente ecuación, puede ser utilizada:

Fbuoy = Pe x (Ao – Ai)Donde Pe = Presión hidrostática en el fondo de la TR (psi)

Ao = área del diámetro exterior (in2)Ai = área del diámetro interior (in2)

Cuando existen diferentes fluidos en el interior y el exterior de la tubería de revestimiento (esdecir, durante la cementación), la siguiente ecuación puede ser utilizada:

Fbuoy = (Pe x Ao) – (Pi x Ai)Donde Pe = Presión hidrostática externa en el fondo de la TRAo = área de diámetro externo (in2)Pi = Presión hidrostática interna en el fondo de la TRAi = área de diámetro interno (in2)

DobladoCuando la tubería es forzada alrededor de un doblaje o curva en el pozo, ocurrirá una fuerza dedoblado. La fuerza de doblado es una carga de tensión que ocurre en la pared externa y cargasde compresión que ocurren en la pared interna, de la tubería de revestimiento.

Las fuerzas de doblado son calculadas utilizando la siguiente formula:Fbend = 64 x DLS x OD x W

Donde DLS = Severidad de las patas de perro (º / 100 pies)OD = Diámetro exterior de la TR (in)

En pozos verticales nominales, podemos asumir que el DLS es de 1º / 100 pies. Para pozosdesviados, la fuerza de doblado únicamente aplica al punto en donde existen curvaturas, es decirsecciones internas.

ArrastreEl arrastre es el resultado de resistencia de deslice entre el agujero del pozo y la tubería. Ocurreen pozos desviados y en agujeros apretados y con atrapamiento. No es fácil de computarmanualmente y es mejor dejarlo para las simulaciones por computadora.

ChoqueLa carga de choque es la carga que resulta del movimiento de la tubería de revestimientomientras esta siendo corrida en el agujero, o cuando las cuñas son colocadas o cuando latubería de revestimiento encuentra una capa en el fondo del agujero.

Las cargas de choque son calculadas utilizando la siguiente formula:Fshock = 1780 x V x As

Donde V = velocidad instantánea (pies / seg.)As = Ao - Ai (in2)

Se deberá cuidar que la velocidad instantánea usada en estos cálculos no sea excedida durantelas operaciones del equipo de perforación.

Prueba de PresiónEl propósito de una prueba de presión es el de verificar que la sarta de tubería de revestimientopuede resistir las cargas de ruptura máximas anticipadas. Es por esto que debe exceder lasmayores cargas predichas, durante ambas operaciones, perforación y producción.

Fptest = Pptest x Ai

Donde Pptest = Presión del golpe de tapón o prueba de presión aplicada (psi)

EjemploCorriendo 13-3/8” 72 lb. /pies tubería intermedia de revestimiento a 9,750 piesDiámetro interior 12.347”


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Peso del Lodo11 ppgVelocidad instantánea 5 pies/sec

Fair

Fbuoy

Fbend

Fshock

Ftotal

= 9,750 pies x 72 lb. /pies= 702,000 lbs

= 9,750 pies x 11 ppg x 0.052 x [(13.3752 – 12.3472) x / 4]= 115,821 lbs

= 64 x 1º / 100 pies x 13.375” x 72 lb. /pies= 61,632 lbs

= 1780 x 5 pies/sec x [(13.3752 – 12.3472) x / 4]= 184,832 lbs

= Fair - Fbuoy + Fbend + Fshock

= 702,000 – 115,821 + 61,632 + 184,832 lbs= 832,643 lbs

EjemploCementación 13-3/8” 72 lb. /pies tubería intermedia de revestimiento a 9,750 piesDiámetro interior 12.347”Peso del Lodo11 ppgTope de la lechada de amarre a 3,000 piesPeso de la lechada de amarre 11.6 ppgTope de la lechada de cola a 9,000 piesPeso de la lechada de cola 15.8 ppgPresión de golpe de tapón 3,000 psi

Fair

Hidrostática Externa

Hidrostática Interna

Fbuoy

Fbend

Fptest

Ftotal

= 9,750 pies x 72 lb. /pies= 702,000 lbs

= (3,000 pies x 11 ppg x 0.052) + (6,000 pies x 11.6 ppg x 0.052) +(750 pies x 15.8 x 0.052)= 5,951 psi

= 9,750 pies x 11 ppg x 0.052= 5,577 psi= (5,951 psi x 13.3752 x / 4) – (5,577 psi x 12.3472 x / 4)= 168,425 lbs

= 64 x 1º / 100 pies x 13.375” x 72 lb. /pies= 61,632 lbs

= 3,000 psi x 12.3472 x / 4= 359,198 lbs

= Fair - Fbuoy + Fbend + Fptest

= 702,000 – 168,425 + 61,632 + 359,198 lbs= 954,405 lbs

5.5.2 Cargas de Tensión durante la Perforación y ProducciónEsta etapa incluye la evaluación apropiada de la tubería de revestimiento seleccionada parasoportar las cargas que pudieran ser ejercidas a la tubería de revestimiento, después de que el


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cemento se ha asentado. Se asume que la tubería de revestimiento esta fija en la superficie y fijaen el tope del cemento en el espacio anular.Las cargas que necesitan ser consideradas, son las que siguen:

Anclaje de la Tubería de RevestimientoCualquier tensión adicional aplicada a la tubería de revestimiento después de esperar por elcemento (WOC). Esto esta normalmente restringido a operaciones de autoelevables oplataformas, en donde la tensión es aplicada antes de colocar las cuñas en el cabezal de pozo.

PandeoEl potencial de pandeo existe, cuando ocurre cualquiera de los siguientes escenarios: Se incrementa la densidad interna del lodo Se incrementa la presión interna de superficie Se remueve el fluido anular o se reduce la densidad del lodo del espacio anular La tubería de revestimiento es anclada con menos del peso completo de colgada Se incrementa la temperatura de la tubería de revestimiento

En caso de que alguno de los anteriores ocurriera, esto resulta en el balonamiento de la porciónno-cementada de la sarta de la tubería de revestimiento, lo cual podría resultar enpandeamiento.

El pandeamiento en si, no significa que la tubería de revestimiento ha fallado. Sin embargo, y amedida que el pandeamiento se desarrolla en una forma helicoidal, esto puede promover unaseveridad incrementada de patas de perro y restringir la longitud de desviación y puedepromover el deterioro de la tubería de revestimiento.

En general, y para todos los pozos mas profundos que 10,000 pies, los diseños de tubería derevestimiento deben ser evaluados en el impacto de pandeo.

Los efectos de pandeo pueden ser reducidos elevando el tope del cemento (reduciendo lacantidad de tubería no-cementada) o (en caso de ser practico), incrementando la cantidad detensión aplicada, antes de colocar las cuñas.

5.5.3 Confirmar que la Tubería de Revestimiento Seleccionada cumpla conlas Cargas de TensiónDe las cargas de tensión generadas, después de observar varios casos de cargas durante lainstalación, perforación y producción, el peor caso que la tubería de revestimiento tendrá quetolerar, puede ser determinado.

La capacidad tensora de la tubería de revestimiento esta menosvaluada por el Factor de Diseñoy si esta excede el peor caso de cargas de tensión, entonces la tubería de revestimientoseleccionada, es aceptable para el servicio.

Si la capacidad tensora, después de ser menosvaluada por el factor de diseño, es menor al peorcaso de cargas de tensión, entonces la tubería de revestimiento, no es aceptable para elservicio. El próximo peso yo grado hacia arriba, que aun concuerde con las cargas de colapso yruptura es entonces seleccionado y las cargas de tensión son recalculadas (cambiar el peso dela tubería de revestimiento afecta el diámetro interno de la tubería de revestimiento y estas dospropiedades afectan todas las cargas que conforman la carga de tensión). Este proceso esrepetido hasta que una tubería de revestimiento adecuada, es seleccionada.

Ejemplo13-3/8” 72 lb. /pies N80 tubería intermedia de revestimiento asentada a 9,750 piesDe ejemplos anteriores, esta tubería de revestimiento concuerda los peores casos de cargas decolapso y ruptura.


Capacidad Tensora Capacidad MenosvaluadaCuerpo de tubería 1,661,000 lb. 1,277,000 lb.Conexión STC 1,040,000 lb. 800,000 lb.Conexión LTC 1,693,000 lb. 1,302,000 lb.

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De cálculos anteriores, los peores casos de carga de tensión ocurren en el golpe de tapón.Ftotal = 954,405 lbs

De las tablas de tubería de revestimiento, la evaluación de la tensión del cuerpo de la tubería esobtenido y menosvaluado por el factor de diseño de 1.3.

De esto podemos observar que el cuerpo de la tubería y el BTC (buttress conection) tienen unaclasificación tensora aceptable y son adecuadas para esta aplicación. Sin embargo la STC (shortround connection) no es aceptable ya que su capacidad tensora menosvaluada esta por debajode Ftotal. Es importante cuando se observa la capacidad tensora, que es utilizada la más débil delcuerpo de la tubería y de la conexión.

5.6 Diseño TriaxialLas cargas de colapso, ruptura y tensión calculadas hasta ahora, han todas asumido que losesfuerzos se encuentran en una dirección simple o uniaxial. En la práctica, las cargas de serviciogeneran esfuerzos triaxiales.Los tres esfuerzos principales para tubería de revestimiento axial (óa), radial (ór) y cortante (ót),como se muestra a continuación:

La teoría recomendada para calcular el esfuerzo triaxial es conocida como la teoría de VonMises. Esta teoría consiste en definir un esfuerzo equivalente (óvme) y entonces relacionar esteesfuerzo al mínimo especificado de resistencia de esfuerzo (óy) de la tubería de revestimiento.

El calculo para determinar esfuerzo triaxial es mayor conducido utilizando un programaadecuado de diseño de tubería de revestimiento. El diseño triaxial deberá ser realizado cuandocualquiera de las siguientes condiciones aplique: Presión de poros esperada > 12,000 psi Temperatura > 250ºF Servicio de H2S OD/t < 15


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De acuerdo a la teoría de Von Mises, un esfuerzo de tensión axial puede incrementar lacapacidad de esfuerzo cortante y viceversa. Esto se muestra en el diagrama a continuación.

Diagrama de Capacidad de Carga Triaxial

El esfuerzo equivalente (óvme) deberá ser calculado en la parte superior y el fondo de cadaintervalo de tubería de revestimiento, por peso y grado, en el tope del cemento, a unaprofundidad en particular en donde existe un cambio específico en la presión interna o externa oa una geometría especifica del agujero (DLS, deslaves, etc.).

Software especializado de diseño de tubería de revestimiento es necesario para realizar undiseño triaxial de tubería de revestimiento.

6.0 DESGASTE DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTOTener conocimiento de la causa del desgaste de la tubería de revestimiento, permitirá alplanificador del pozo optimizar el diseño de pozo y las especificaciones de tubería deperforación, para así reducir su acontecimiento, a un mínimo.

El desgaste de la tubería de revestimiento toma la forma de un surco de desgaste generado poruna sarta de perforación en rotación que es forzada dentro de la pared de la tubería derevestimiento. Altas fuerzas de paredes laterales y contacto extendido con una sarta deperforación en rotación, desgastara esta sección. Las áreas que son comúnmente identificadascon desgaste de tubería de revestimiento, incluyen puntos de influjos y patas de perro. Lasimplicaciones de desgaste de tubería de revestimiento, puede ser reconocidas como:

Reducción en la integridad de presión debido al (a) surco (s) de desgaste, reduciendo losvalores de ruptura/colapso. Reparaciones costosas a la banda dura de la tubería de perforación. La fricción (torsión de superficie) puede ser alta. El surco de desgaste puede actuar como un punto de partida para futura corrosión.Los tipos de desgaste de tubería de revestimiento, son como sigue:


Mecanismo de Desgaste Escombros Producidos Factor de DesgasteAdhesivo Recortes 400-1800Abrasivo – Con Maquinaria Escamas 20-50–Abrasivo - Molienda Polvo 0.1 - 10

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Desgaste AdhesivoLa transferencia de material de un cuerpo de fuerza baja a un cuerpo de fuerza alta por medio desoldadura de fase-sólida. Sin embargo la soldadura de unión es débil y a menudo el material“cae” de la junta y es incorporado al sistema de fluidos de perforación, como una escama.

Desgaste Abrasivo – Con MaquinariaA menudo los tallos de piezas expuestas de carburo de tungsteno en juntas, removiendo materialde la pared de la tubería de revestimiento. Una vez más son generados escombros, que sonincorporados al sistema de fluidos.

Desgaste Abrasivo – Molienda y PulituraPartículas duras producen un alejamiento entre la pared de la tubería de revestimiento y la junta.La tubería de revestimiento es cíclicamente cargada por las partículas, debido a la tubería deperforación en rotación causando fatiga y la superficie se vuelve quebradiza..

Estos tres tipos de desgaste de tubería de revestimiento son factores de desgastes dados paradestacar su severidad:

6.1 Predicción de Desgaste de la Tubería de RevestimientoLos mecanismos de desgaste de tubería de revestimiento pueden ser identificados antes decomenzar un pozo y es el control de los mecanismos el que disminuye la cantidad de desgastede la tubería de revestimiento.

6.1.1 Presión de Contacto y CargaInicialmente esto es bastante alto debido a la pequeña área resultando en altas presiones y unagran cantidad de desgaste. A medida que el desgaste continúe, dejara expuesta un área demayor superficie que ayudara a distribuir y reducir la presión de desgaste. No obstante, las patasde perro y las secciones de incremento y disminución, merecen especial atención. La mayoría delas compañías coloca límites aceptables de fuerza de paredes laterales, como lo son 22000 parasistemas de lodo con base agua y 2500 para sistemas de lodo con base aceite.

6.1.2 Diseño de PozoAnticipe y considere escenarios de “que pasaría si…”. Por ejemplo, probabilidad de perforaciónadicional, atrapamiento de tubería y operaciones de pesca.

6.1.3 Patas de PerroLas patas de perro son ineludibles en muchos de los pozos, y cuando se diseña un pozo esimportante entender su efecto en el desgaste de tubería de revestimiento. Mientras se perfora laspatas de perro, es importante mantener los parámetros de perforación lo mas constantesposibles, para controlar la severidad de las patas de perro. Alisar el perfil de las patas de perro,también puede tener un impacto en la reducción de desgaste y es altamente recomendable.Implementar una inducción profunda, disminuirá la cantidad de fuerzas laterales de paredejercidas en la tubería de revestimiento.

6.2 Control de Desgaste de Tubería de RevestimientoCiertas áreas han sido identificadas y que requieren ser consideradas durante la planificación depozo para minimizar el desgaste de tubería de revestimiento. En el campo se puede correr unregistro MFCT antes y después de que el desgaste predicho, mida la extensión del daño.


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6.2.1 Material de la Tubería de RevestimientoNo se puede asumir que mientras mas alta sea la fuerza para resistir colapso y ruptura, mayorserá la resistencia al desgaste. Los materiales deben ser observados de cerca en caso de queun desgaste de tubería de revestimiento significante, sea de esperarse..

6.2.2 Bujes, Combinaciones, Centralizadores y CementaciónLa inspección regular de los bujes es importante basado únicamente en la cantidad de veces quehan estado expuestos a juntas viajando hacia adentro y hacia fuera del agujero.

Cuando se realiza una combinación entre dos diferentes pesos y grados de tubería derevestimiento, esta sección necesita ser soportada debido a la diferente inflexibilidad de las dossecciones. El soporte puede venir, ya sea del cemento o centralización adecuada, de otramanera ser podría desarrollar una pata de perro local. La pared interna de la combinación esdoblada y experimentara desgaste de las juntas de la tubería de perforación, el doblez deberáser sostenido, lo más posible.

Es prudente localizar el tope planificado del cemento, lejos de una zona de altas fuerzas lateralesde pared, debido a que es posible que se desarrolle una pata de perro local, inmediatamente porencima de la tubería cementada.

Los centralizadores deberán colocarse través del cuerpo de la tubería, en vez de colocarlos enlos coples. El alejamiento adicional provisto por los centralizadores podría resultar en una patade perro local, estableciéndose por encima de los coples.

6.2.3 Banda Dura de Tubería de PerforaciónHoy en día la vasta mayoría de las bandas durazno “una aleación resistente al desgaste”. Talescomo Armador M y Arnco 200 XT, las cuales exhiben una dureza uniforme de superficie en vezde necesitar carburo de tungsteno. No obstante aun es importante revisar lo que se estarecibiendo, para así asegurarse de que sea “amigable al uso”.

6.2.4 Protectores de la Tubería de PerforaciónEstos son colocados en el cuerpo de la tubería de perforación, a unos cuantos pies por encimade la junta para proveer espacio entre la junta y la tubería de revestimiento. Ellos son unelastómero y son fabricados para ser ½” más largos que el OD de la junta. Durante su usorequieren calibramiento regular por desgaste y su subsiguiente renovación. Una alternativa es lade agregar substitutos rotantes de casquillo dentro de la sarta de perforación.

6.2.5 Tipos de LodoLodos Base AguaDesgaste adhesivo severo con fricción. Causado por la falta de barreras sólidas en el lodo.

Lodos Base AceiteFricción reducida. Potencial para desgaste de la tubería de revestimiento dependiendo delbandeo duro de la tubería de perforación y las presiones de contacto de paredes laterales.

Lodos Sin Peso/PesadosIncorporar el material de peso, proveerá sólidos al sistema de lodo, que actuara como unamaterial particular entre la junta y la tubería de revestimiento, proveyendo una capa entre lassuperficies rodantes. El tamaño y la dureza de las partículas son relevantes; una partículagrande proveerá mejor espaciamiento y un material más suave, se desempeñará mejor. Porejemplo la baritina se desempeña mejor que las adiciones de hematina y cuarzo.


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Arena/SedimentoLas partículas de arena son demasiado grandes para “rodar en el espacio entre la junta y latubería de revestimiento. Sistemas sin peso experimentan tanto desgaste adhesivo, que hacenque la influencia abrasiva de la arena, pase inadvertida. En sistemas con peso, el efecto dearena pasa una vez más, inadvertido, debido al efecto diluidor del producto de peso.

LubricantesSu efecto depende de las condiciones de superficie de la tubería de revestimiento/junta y lascantidades de solidos en el sistema. Los lubricantes producen una película que yace sobre latubería de revestimiento y la junta, proveyendo una superficie de baja resistencia. Sin embargo elcontenido de solidos penetrara la película de manera de prevenir cualquier contactopelícula/película, rindiendo el lubricante de manera inefectiva. En caso de lubricantes seanincluidos, el control de solidos pasara a ser de alta prioridad.

7.0 SELECCION DE MATERIALESDos tipos de servicio necesitan ser considerados: Sartas expuestas a salmueras y lodos Sartas expuestas a fluidos de reservorio

7.1 Sartas Expuestas a Salmueras y LodosEl material de la tubería de revestimiento es comúnmente compuesto de carbono o aceros bajosen aleación; existe un gran rango disponible, como es mostrado en API 5CT. Dependiendo de lalocalización geográfica, el comprador podría tener acceso a tuberías estándar no-API, queclaman tener un mejor desempeño.

Cuando se trata con salmueras de completación y lodos de perforación, la resistencia a lacorrosión muchas veces no es crítica para el diseño. Sin embargo si se anticipa exposición alsulfuro de hidrogeno, deberán ser seleccionadas, las tuberías de revestimiento que sonfabricadas para servicios ácidos.

Los grado de acero controlados de API para pozos ácidos de alta presión, pueden llevar adiseños de paredes de tubería de revestimiento, muy pesadas. Existe un creciente interés porutilizar grados especializados de alta resistencia de vendedores no-API.

7.2 Sartas Expuestas a Fluidos de ReservorioEsta sección se ocupa principalmente de la tubería de producción, sin embargo tuberías derevestimiento de producción/”liners”, necesitan ser considerados para una posible exposición,debido a fuga/filtración o falla de la tubería.

Una guía a grandes rasgos para material requerido, basado en presiones parciales de bióxido decarbono y sulfuro de hidrogeno, en la fase de gas:

1. CO2 < 3 psia y H2S < 0.05 psia2. CO2 < 3 psia y H2S > 0.05 psia3. CO2 > 3 psia y H2S < 0.05 psia4. CO2 > 3 psia y H2S > 0.05 psia

Para determinar la presión parcial en la fase de gas, multiplique la fracción de mole por lapresión de fondo.

Por ejemplo:10,000 psi presión de fondo con 50 ppm H2S = 0.5 psia(50 / 1,000,000 x 10,000)


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10,000 psi presión de fondo con 3% CO2 = 300 psia(3 / 100 x 10,000)

1. CO2 < 3 psia y H2S < 0.05 psiaAceros carbonos o con bajo contenido de impureza. Si los aceros carbonos son seleccionados,se debe dar una rigurosa mirada a su vida de servicio y se requerirá potencial de corrosión.

2. CO2 < 3 psia y H2S > 0.05 psiaAceros carbonos o con bajo contenido de aleación. Sin embargo los materiales requeridosnecesitan estar en concordancia con los estándares de. NACE MR0175-G91. Los grados queson para servicios ácidos, se pueden encontrar en API 5CT y NACE MR-0175-91.

3. CO2 > 3 psia y H2S < 0.05 psiaNo es recomendado utilizar aceros carbonos o aceros con bajo contenido de aleación, ya quetendrán resistencia de corrosión insuficiente. Inhibidores y tubería cubierta con plástico, es unaopción, sin embargo el trabajo comienza a complicarse un poquito.

Un material que ha sido probado en el campo son las tuberías con 13% de cromo. A pesar deque existen un número de limitaciones, por encima del grado C-95, el material se vuelvequebradizo cuando esta en formaciones acidas y por encima de 125 C, existe un riesgoincrementado de corrosión diseminada o corrosión general.Si el grado o temperatura esta afectando el diseño, entonces se requerirá una tubería masexótica como por ejemplo una tubería de acero inoxidable duplex.

4. CO2 > 3 psia y H2S > 0.05 psia.Este ambiente es indicativo de un pozo corrosivo y un pozo acido. Para el diseño son necesariaslas aleaciones resistentes a la corrosión y metales resistentes a los esfuerzos de quiebre,cloruros/sulfuros. Tuberías de acero con 13% de cromo, no son adecuadas, pero se puedentomar en consideración las que contienen 22% o 25% de cromo, pero con una presión parcial deH2S sobre 1.5 psia, se debe utilizar acero inoxidable austentico.

La mayor cantidad de información sobre las condiciones de operación, es necesaria paracompletar la selección final. Tal como: Tiempo de vida del diseño Tipos de fluido Presiones parciales de CO2 y H2S Presiones operativas y de diseño Temperatura operativa Velocidad de flujo/régimen Posibilidad de producción de arena Química del agua Existen cambios probables durante la vida del campo/tuberías? Es el levantamiento de gas, probable?

7.3 Consideraciones para las Aleaciones Resistentes a la corrosión

7.3.1 Cloruros y BromurosNiveles altos e inesperados para el diseño de tubería de revestimiento, probablemente causencorrosión diseminada y quiebre de esfuerzo de cloruro. Un incremento de temperatura,aumentara este factor. Tal vez sea necesario restringir los niveles de la temperatura y/ocloruro/bromuro, para completar el diseño.

7.3.2 Propiedades Mecánicas


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Propiedades de TensiónLa fuerza de resistencia puede ser cualquier cosa hasta 10 % menos en dirección transversalcon materiales que dependen, por su fuerza, de trabajo en frío. En caso de que se requiera unaaplicación especifica, entonces el monto exacto por el cual es reducido, necesita serdeterminado.

Las fuerzas de resistencia que son citadas en los manuales para una temperatura ambiental, ypor lo tanto para cualquier incremento en la temperatura, una disminución en la fuerza deresistencia, ocurrirá. Esto es particularmente importante cuando se seleccionan aleacionesresistentes a la corrosión y la cantidad de reducción para la temperatura diseñada, necesitara serconocida..

El grado más alto recomendado cuando se utilice duplex y aceros austénticos con alto contenidode aleación, es de 125k psi. En este grado o sobre este, existe la posibilidad de que haya unareducción en la resistencia a la corrosión.

DurezaEsto varia con temperatura y las tuberías pueden ser dúctiles o quebradizas. Se debe evitar elcomportamiento quebradizo, ya que esto puede ser responsable por fallas repentinas. Unamedida de control que puede ser utilizada es la Prueba de Impacto Charpy (“Charpy ImpactTest”), la cual es relativamente económica.

Erosión - corrosiónLa velocidad del fluido puede hacer avanzar la corrosión de tubería y el diseño del sistemanecesita quedarse por debajo de la velocidad crítica. La velocidad critica, variara naturalmente,entre las distintas aleaciones.

7.4 Mecanismo de corrosiónBióxido de CarbonoEl bióxido de carbono se combina con agua para formar acido carbónico y atacara los aceroscarbonos en donde la capa de hierro carbonate se encuentra faltante, y por lo tanto la corrosiónlocalizada, se desarrolla.

La cantidad de corrosión es controlada por cierto número de factores incluyendo presión parcialCO2, pH, temperatura, velocidad del fluido y otros químicos.

Sulfuro de HidrogenoLas fuentes incluyen: Fluidos de Pozo

Actividad BacterialTrastorno de productos de otros aditivos químicos

El sulfuro de hidrogeno se disuelve en el agua y puede formar una capa de protección deescamas de sulfuro de hierro. La corrosión ocurre en donde la escama no esta presente.

El hidrogeno derivado natural de la corrosión de agua y las moléculas de hidrogeno son muygrandes para esparcirse dentro del metal. En la presencia de sulfuro de hidrogeno los átomos dehidrogeno son prevenidos de combinarse dentro de las moléculas, dejando a los átomosesparcirse dentro del metal.

Los átomos de hidrogeno tienden a concentrarse en áreas que ya se encuentran bajo esfuerzo.Su acumulación incrementa los niveles de esfuerzo y reduce la fuerza del material. Las áreasbajo esfuerzo se esfuerzan aun mas, resultando en la quiebre, el cual puede ocurrir rápidamente.

Oxigeno


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El oxigeno disuelto ataca el hierro convirtiéndolo en oxido y/o hidróxido. El grado de correcciónes controlado por medio de la habilidad del oxigeno de difundirse a este área para soportar elproceso de corrosión.

Esto puede ser un problema cuando se utilizan un lodo de perforación con base agua y en unsistema de inyección de agua.Basureros son adicionados al lodo y desgasadores o unidades de prevención son asociados coninyección de agua.

Iones de HalitaCausa corrosión diseminada localizada y/o corrosión de hendidura en material utilizado paraequipos de fondo.Los iones de halita también son responsables de causar esfuerzos de corrosión de quiebre, , enparticular en materiales tales como acero austentico. El quiebre ocurrirá normalmente, sobre los50oC y el resultado es falla quebradiza de pozo por debajo de las fuerzas de resistenciamateriales.

Erosión - corrosiónEl daño es incrementado debido a la velocidad del paso de un fluido. Los limites de velocidadpara minimizar este tipo de erosión, están relacionados a API RP 14E.

Corrosión GalvanicaLa corrosión que aparece cuando dos metales son emparejados en un ambiente erosivo. Unmetal actuara como un ánodo y corroe mas rápido, el otro como cátodo. Los controles en estetipo de erosión son la conductividad del medio corrosivo, el área de superficie de los dos metalesy la diferencia en potencial equilibrio de los dos metales.

Corrosión LocalizadaCorrosión diseminada en donde ciertas áreas del metal actúan como un ánodo. El proceso esrealzado por medio de oxigeno disuelto y se encuentra fuertemente influenciado por temperatura.La corrosión diseminada es particularmente dañina, ya que es más penetrante que la corrosióngeneral.

La corrosión de hendidura es localizada y confinada a un espacio entre dos materiales. Dentrode este espacio el ambiente puede ser bastante diferente al del exterior, realzando el proceso decorrosión. Temperaturas elevadas son conductivas a este proceso.

8.0 PREDICCION DE LA PRESION DE LOS POROS Y DEL GRADIENTE DEFRACTURA

8.1 Predicción de Presión de PorosLa presión de los poros puede ser predicha antes, durante y después de perforar, aplicandovarios métodos, algunos directamente y otros indirectamente o por correlación. El “antes de laperforación” es importante como base del diseño del programa de perforación. El “durante laperforación”, servirá para confirmar el diseño, mientras que la determinación “después de laperforación”, proveerá la data para futuros diseños de pozos en el área, dando como resultadoun mayor nivel de confianza.

Estimación antes de la perforación:Correlación de litología – conocimiento sobre formaciones anormalmente presionadas puede seraplicado a acontecimientos de la misma litología, si es predicho a lo largo de la senda propuestadel pozo.


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Sísmica de poca profundidad (lugares brillantes) – utilizados para detector gas poco profundo ypuede inferior características del lecho marino, por ejemplo, firmeza para auto-elevación.

Correlación sísmica de profundidad – utilizada para identificar estructuras Salinas y predecirprofundidades de rocas, cuyas firmas fueron determinadas en pozos desviados anteriores.

Ploteos sísmicos de intervalos de velocidad – si un punto de disparo corresponde con lalocalización del pozo, puede ser utilizado como un registro sónico.

Durante la perforación:Corregido d exponente dc – en zonas sobrepresionadas, las tendencias de compactación sonreducidas y las formaciones son más porosas/permeables que lo esperado. Por lo tanto lasvelocidades de perforación se incrementan, debido a que existe menor resistencia (menos fuerzade fricción hacia abajo creada por los recortes de perforación).Data de MWD – similarmente y como las tendencias de compactación, disminuyen en zonassobrepresionadas. EL MWD identificara porosidades más altas que las predichas en unatendencia normal.Influjos o Manifestaciones – indican que la presión de los poros es mayor que la hidrostática.Pruebas de formación – mide directamente la presión de los poros

Cambios en las indicaciones de la presión de los poros:Lodo de gas cortado-indica incremento de presión en los porosCambios de temperatura en la linea de flujo.Cambios en la velocidad de perforaciónCambios de cloruro – se incrementa a medida que se incrementa la presión en los poros (influjosde agua de formación).Torsión y arrastre – disminuye a medida que se incrementa la presión en los poros.Volumen, forma y tamaño de los recortes – incremento en la resistencia de presión de los poros“derrumbes de presión”, en cantidades en incremento.

Estimación después de la perforación:Registros de pozo-cualquier registro que permita la determinación de porosidad y resistividad,por ejemplo registro sónico, de densidad.Las lecturas deberán ser tomadas en lutitas y evitar deslaves. Una vez mas las desviaciones delíneas de tendencia de formaciones normalmente presionadas, indicaran la existencia de unazona anormalmente presionada.Evaluaciones o surveys de presión de fondo.

Nota1. Las líneas de tendencia y la correlación de presión pueden variar de área en área e inclusivecon formaciones de diferente edad geológica dentro de la misma columna litológica.2. El análisis asume propiedades consistentes de lutitas, lo cual no es probable.3. En áreas de roca dura (secuencias de carbonato), las tendencias de compactación soninterrumpidas, debido a que los carbonatos no compactan de la misma manera que las arcillas.

8.2 Predicción del Gradiente de FracturaLas predicciones de gradiente de fractura es ahora y en su mayor parte, basado en el trabajorealizado por Hubbert y Willis, en 1957. Esta predicción basada en trabajo de presión de fracturapara fracturas verticales basadas en una relación entre el gradiente de presión con sobre peso,gradiente de presión de poros y el coeficiente de esfuerzo de matriz (proporción de esfuerzohorizontal hasta vertical). Ellos asumieron que la presión de fractura era igual a la presión de losporos más el componente horizontal del esfuerzo vertical en la roca. Hoy en día los trabajadoreshan desarrollado esta relación básica en formas más usuales.

Mathews y Kelly 1967: F = P/D + Ki(/D)


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Donde F = gradiente de fractura, psi/piesP = presión de poros de formación, psi = esfuerzo matriz en el punto de interés, psi

D = profundidad en el punto de interés, pies tvdKi = coeficiente del esfuerzo matriz, sin unidades

Eaton 1976: F = ((S/D – Pf/D).(y/(1-y)) + (Pf/D)Donde Pf = presión de formación, psi

D = profundidad en el punto de interés, pies tvdS = gradiente de sobrepeso, psiY = relación de Poisson (esfuerzo cortante/esfuerzo axial)

Información de pozos desviados producir información de pruebas de filtración que puede serploteada contra la profundidad vertical y la litología y correlacionarlo contra el plan de proposiciónde pozo, para producir puntos de referencia adicionales de gradiente de fractura.


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SECCIÓN 8

CEMENTACIÓN

Contenido

1.0 Objetivos1.1 Cementación Primaria1.2 Cementación Secundaria o Remedial

2.0 Planificación3.0 Problemas Comunes de Cementación4.0 Tipos de Cemento5.0 Propiedades del Cemento

5.1 Rendimiento5.2 Densidad de la Lechada5.3 Agua de Mezcla5.4 Tiempo de Fraguado (Bombeo)5.5 Fuerza de Compresión5.6 Perdida de Agua5.7 Permeabilidad

6.0 Aditivos del Cemento6.1 Aceleradores6.2 Retardadores6.3 Reducción de densidad6.4 Incremento de densidad6.5 Aditivo para Control de Filtrado6.6 Dispersantes (Reducción de Fricción)

7.0 Prueba de Cemento7.1 Fuerza de Compresión7.2 Contenido de Agua7.3 Tiempo de Fraguado7.4 Densidad de la Lechada7.5 Perdida de Agua o Filtrado7.6 Permeabilidad7.7 Reología

8.0 Espaciadores8.1 Características de los espaciadores

9.0 Equipo9.1 Zapata de Revestimiento9.2 Cuello Flotador9.3 Centralizadores9.4 Raspadores9.5 Cabezales de Cemento9.6 Tapones de Cemento

10.0 Practicas de Cementación

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10.110.210.310.410.5

10.6

Cementación PrimariaCementación por EtapasCementación con Tubería InternaCementación con “Liner”Cementación Forzada10.5.1 Forzada con Alta Presión10.5.2 Forzada con Baja Presión10.5.3 Forzada Continua10.5.4 Forzada con Estáticos10.5.5 Forzada con Preventores10.5.6 Forzada con EmpacadoresTapones de Cemento10.6.1 Posicionamiento del Tapón

11.012.0

Evaluación de Trabajo de CementoCálculos de Cementación12.112.2

EjemploEcuaciones y Conversiones útiles

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1.0 OBJETIVOS

1.1 Cementación Primaria Aislamiento de la Zapata de Revestimiento. Aislamiento de las Zonas de Producción – previene flujo cruzado entre los intervalos adiferentes presiones. Protección de zonas acuíferas – previene la contaminación de fluido de perforación de losacuíferos. Aislamiento de Intervalo Problema – perdidas extremas, control de pozos, entrada por ventana. Protección de Tubería de Revestimiento – de fluidos corrosivos de formación, es decir H2S,CO2. Soporte de la Tubería de Revestimiento – es decir soporte para el conductor.

1.2 Cementación Secundaria o RemedialCementación adicional realizada en una fase posterior, es decir sellado de perforaciones,cementación de anillos en conductor, reparación de fugas en la tubería de revestimiento, forzarzapata de revestimiento, colocar tapones, etc.

2.0 PLANIFICACIONLa planificación para un trabajo de cemento consiste en evaluar cierta cantidad decaracterísticas, incluyendo: Avalúo de condiciones del agujero abierto (limpieza de agujero, tamaño, desgastes del agujero,temperatura). Propiedades del lodo Diseño de Lechada Posicionamiento de la Lechada Equipo Adicional (equipo de flotación, centralizadores, ECP’s)

3.0 PROBLEMAS COMUNES DE CEMENTACIONProblemas comunes que afectan todos los trabajos de cemento incluyen: Condición pobre del agujero (patas de perro, estabilidad del agujero descubierto, desgastes,llenado del agujero, cama de recortes, etc.) Condición pobre del lodo (altas fuerzas de gel y punto de resistencia, alta perdida de fluido ofiltración, enjarre grueso, alto contenido de sólidos, perdida de material de circulación,incompatibilidad de lodo/cemento). Centralización pobre (el cemento no se coloca uniformemente alrededor de la tubería derevestimiento, dejando lodo en el sitio). Perdida de Circulación Presión Anormal Presión Subnormal Presión Alta

4.0 TIPOS DE CEMENTOLa API define 9 diferentes clases de cemento (de A a H) dependiendo de la proporción de loscuatro componentes químicos fundamentales (C3, C2S, C3A, C4AF siendo C = calcio, S =silicato, A = aluminato y F = fluoruro).

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Clases API Agua deMezclagal / sx

Lechada wt.ppg

Profundidad enpies

BHSTF

A (Portland) 5.2 15.6 0-6000 80-170B (Portland) 5.2 15.6 0-6000 80-170C (Alta Temprana) 6.3 14.8 0-6000 80-170D (Retardada) 4.3 16.4 6000-10000 170-230E (Retardada) 4.3 16.4 6000-10000 170-230F (Retardada) 4.3 16.4 10000-16000 230-320G (California Básico) 5.0 15.8 0-8000 80-200H (”Gulf Coast” Básico) 4.3 16.4 0-8000 80-200

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NotasClase A y B – Uso en poca profundidad. Composición 50% C3S, 25% C2S, 10% C3A, 10%C4AFClase C – Produce alta resistencia temprana debido al alto contenido de C3SClase D, E y F – Cementos retardados debido a molienda gruesa o inclusión de retardadoresorgánicos (lingosulfanatos)Clase G y H – Para uso general, compatible con la mayoría de los aditivos y puede ser utilizadoen un vasto rango de temperaturas y presiones. H es mas grueso - mejor retraso en pozos masprofundos.Clase G es el tipo de cemento comúnmente utilizado.

Otras variantes comunes del cemento, bajo las especificaciones de API, incluyen:Mezcla Pozolan de cemento – 50% Portland, 50% Pozolan (ceniza volcánica de fondo) y 2%BentonitaCal de cemento – Mezcla de cemento Portland y cal. Utilizado para trabajos remediales.Diesel de cemento – "Forzada Gunk”. Mezcla de cemento básico con base aceite utilizado parasellar zonas de perdida. Se asentara en caso de haber presencia de agua.Polvo de Sílice – a temperaturas superiores a los 230F, el cemento primero se reforzara ydespués se debilitara debido a la subsiguiente formación de Silicato de Calcio Hidratado (C2SH).Al adicionar 30-40% de polvo de sílice al cemento, se forma CSH en preferencia al C2SHextendiendo de esta manera la velocidad de temperatura de la mezcla.

5.0 PROPIEDADES DEL CEMENTO

5.1 RendimientoEl rendimiento del cemento en pies cúbicos por saco, es el volumen que será ocupado por elcemento, el agua de mezcla y los aditivos una vez que la lechada este mezclada.

Esto variara dependiendo de la clase de cemento.

5.2 Densidad de la LechadaUna mezcla estándar que comprenda 5 galones de agua y 94 libras (1 saco) de cemento, crearauna lechada con una densidad de 15.8 ppg.La densidad de la lechada es ajustada variando, ya sea la proporción del agua de mezcla o eluso de aditivos. La mayoría de las densidades de lechada se encuentran en un rango 11-18.5ppg.

Los aditivos para ajustar la densidad incluyen:

Materiales reductores de densidad Bentonita (SG 2.65) – reduce una lechada de 15.8 ppg a 12.6 ppg con 12% de bentonita

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Diatomeas

Gilsonita (SG 1.07) Puzol (SG 2.5) – una mezcla 50:50 con 2% de bentonita creara una lechada de 13.3 ppg

Materiales incrementadores de densidad Baritina (SG 4.25) Ilmenita (SG 4.6) Hematites (SG 5.02)

5.3 Agua de MezclaLas proporciones de agua de mezcla detalladas anteriormente, dependen de: La necesidad de una lechada bombeable. Un monto mínimo de aguas libres en caso de permitir que se quede/asiente.

Reducir la proporción de agua de mezcla tiene el siguiente efecto: Causa un incremento en la densidad, fuerza de compresión y viscosidad de la lechada La lechada se hace más difícil de bombear Se construye menos volumen de lechada por saco de cemento utilizado, es decir, baja laresistencia.

Durante una operación de cementación típica una lechada de llenado o relleno y lechadaprincipal o de amarre son muchas veces utilizados. La diferencia entre estas es debido a lareducción en la cantidad de agua de mezcla siendo usada. Un incremento en contenido de aguapara la lechada de amarre, va a permitir tiempos de bombeo y tiempo de asentamiento mas largopero resulta en una fuerza de compresión menor y en agua libre adicional. El agua libre puedevolver a ser utilizada con adicionando bentonita en la lechada para ligar el agua libre.

5.4 Tiempo de Fraguado (Capacidad de Bombeo)El tiempo de fraguado es el tiempo disponible para la mezcla de una lechada, bombeada ydesplazada dentro del anular antes de que comience a fraguar y a asentarse. Este tiempo va adepender de los aditivos utilizados (retardadores para incrementar el tiempo y aceleradores parareducir el tiempo) y las condiciones dentro del agujero descubierto (un incremento en latemperatura, presión y perdida de fluido o filtración va a reducir el tiempo de fraguado). El tiempode fraguado es determinado durante las pruebas de laboratorio. El tiempo para alcanzar 100Unidades Bearden (Bc) es registrado como el tiempo de fraguado. La capacidad de bombeonormalmente cesara alrededor de 70 Bc.

5.5 Fuerza de CompresiónUna fuerza de compresión de aproximadamente un mínimo de 500psi, incluyendo el factor deseguridad, se hace necesaria para apoyar la sarta de revestimiento y soportar diferentespresiones antes de continuar perforando. Para tuberías de revestimiento o sartas de “liner” unafuerza de compresión de aproximadamente 2000 psi es muchas veces requerida para perforar.

El periodo de “Esperar por Cemento” (WOC), permite a la fuerza del cemento a desarrollarse porcompleto. El periodo de tiempo depende de la temperatura, presión, proporción de agua demezcla y del tiempo transcurrido desde el mezclado, en el agujero descubierto. Aceleradores (esdecir CaCI2) puede reducir el tiempo de WOC hasta menos de 3 horas.

5.6 Perdida de AguaEl proceso de asentamiento del cemento es el resultado de una reacción química que resulta endeshidratación. De modo que es importante que cualquier pérdida de agua sea controlada hastaque el cemento sea colocado para asegurar que se mantenga bombeable. La cantidad aceptablede perdida de agua dependerá del tipo de trabajo que se esta realizando.

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Tipo de Aditivo Ejemplo Producto Típico deSchlumberger

Acelerador CaCl2NaCl

S1D44

RetardadorCalcio LingosulfanatoCMHECSolución Salina Saturada

D13, D81D8, D120

Incremento de densidad BaritinaHematites

D31D76

Disminución de densidadBentonitaDiatomeasPozolan

D20D56D61

Reductor de fricción PolímerosCalcio Lingosulfanato

Perdida de fluido Polímeros OrgánicosCMHEC

Flac D59, Flac D60D8

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Trabajo Forzado – esto requerirá una perdida de agua controlada (usualmente 50-200mls) paraasí permitir a la lechada de cementación el ser bombeada a las formaciones antes de que secree un enjarre significante e impermeable.Cementación Primaria – la pérdida de agua es menos crítica y estará usualmente en el ordende los 25-400mls.Trabajo con “Liner” – perdida de fluidos o filtración alrededor de los 50mls.Hueco Horizontal – pérdida de fluidos o filtración menor a 50mls.

5.7 PermeabilidadUna vez asentado el cemento tiene una permeabilidad menor a 0.1 milidarcy (las piedrasareniscas compactas tiene alrededor de 1-10 millidarcies). Disturbios durante el asentamiento, esdecir, colado del gas o prueba de presión, puede incrementarse por varias ordenes de magnitud.

6.0 ADITIVOS DEL CEMENTOLa mayoría de las lechadas de cementación contendrán algunos aditivos para mejorar laspropiedades individuales, dependiendo del trabajo. Los aditivos podrían ser requeridos para: Variar la densidad de la lechada Cambiar la fuerza de compresión Acelerar o retardar el tiempo de asentamiento Controlar la filtración y la pérdida de fluido Reducir la viscosidad de la lechada

Los aditivos podrían ser secos/granulares o líquidos o podrían estar mezclados con el cemento.

Las cantidades de aditivos secos normalmente son expresados en términos de porcentaje porpeso de cemento (% BWOC). Los aditivos líquidos normalmente son expresados en términos devolumen por peso de cemento (gal/sx)

6.1 AceleradoresReduce el tiempo de WOC (tiempo para alcanzar 500 psi de fuerza de compresiónUsado en pozos poco profundos (someros) con bajas temperaturas.Aditivos comunes:Cloruro de Calcio 1.5 – 2.0%Cloruro de Sodio 2.0 – 2.5%Agua de Mar

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DRILLING SCHOOLEstos actuaran con retardadores en concentraciones más altas.

6.2 RetardadoresUtilizado en secciones más profundas en donde las altas temperaturas promueven unasentamiento más rápido. Si el BHT estático es mayor de alrededor de 260F, el efecto delretardador debería ser medido por una prueba piloto.Calcio Lingosulfanato 0.1 – 1.5%Solución Salina Saturada

6.3 Reducción de DensidadUtilizado para reducir el peso de la lechada en donde exista una preocupación por exceder lainclinación de la fractura.También reduce la fuerza de compresión e incrementa el tiempo de fraguado.Permite mayor uso de agua de mezcla (crea un mayor volumen de lechada – y por lo tanto sondenominados “prolongadores”2-20% de Bentonita prehidratada, reduce la fuerza compresiva y la resistencia del sulfato.Mezcla 50:50 de Pozolan con cemento Portland reduce en fuerza compresiva e incrementa enresistencia de sulfato.Diatomeas 10-40%

6.4 Incremento de DensidadUtilizado cuando se cementas en zonas sobre-presurizadas.Baritina BaSO4. Utilizado para densidades de hasta 18ppgHematites Fe2O3 Densidades de hasta 22ppgArena Clasificada 40 – 60 malla. Da un incremento de densidad de 2ppg

6.5 Aditivo para Control de FiltradoUtilizado para prevenir la deshidratación de la lechada y fraguado prematuro. También reduce elcontenido de agua libre.Celulosa CMHEC 0.3 – 1%

6.6 Dispersantes (Reducción de Fricción)Adicionado para mejorar las propiedades de flujo. Reduce la viscosidad permitiendo alcanzarflujo turbulento a una presión circulante menor – menor riesgo de incurrir en perdidas o filtrados.Polímeros 0.3 – 0.5lbs/sx de cementoSal 1 – 16lbs/sx de cementoCalcio Lingosulfanato 0.5 – 1.5lbs/sx

7.0 PRUEBA DE CEMENTOLas recetas de cemento deben ser probadas en concordancia con las 10 especificaciones API.Inicialmente, se diseñará una formulación que se adapte el trabajo de cemento propuesto, esdecir, una lechada de agujero de superficie (conductor) diferiría de una receta con “leer” entérminos de sus requisitos de perdida de agua o filtrado, tiempo de asentamiento, etc.

Una muestra mezclada fresca, que incluya cemento, agua de mezcla y químicos del equipo deperforación, será entonces probada en el laboratorio ANTES de que el trabajo en si se realicepara asegurar que no existan problemas de contaminación. Puesto que el trabajo de pruebarequiere un mínimo de 24 horas para completarse, es importante que las muestras frescas seandespachadas al laboratorio desde el equipo de perforación, lo antes posible.

7.1 Fuerza de Compresión

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DRILLING SCHOOLEsto solía ser la presión no-confinada requerida para aplastar un cubo de cemento de 2”. Serealizaran una serie de cubos de cemento utilizando moldes y permitiendo el asentamiento.Periódicamente, uno de los cubos será sustraído y probada su destrucción. Una prueba masreciente incluye el uso de ondas acústicas y ultrasónicas. El Analizador Ultrasónico de Cemento(UCA) continuamente monitorea el desarrollo de la fuerza de una muestra de cemento asentadobajo condiciones simuladas de temperatura y presión dentro del pozo. Una impresión de lagrafica plasma la historia de asentamiento.

7.2 Contenido de AguaIdealmente, una lechada de cementación debería tener una viscosidad (consistencia) que lepermita desplazar lodo de manera eficiente mientras que permite que se forme una fuerteunificación entre el cemento y la tubería de revestimiento. Esto significa que la lechada debe serasentada sin que se forme ningún agua libre. Agua libre es agua que es forzada fuera delcemento que se asienta, creando bolsas o una capa superficial encima del cemento.

Cantidad Máxima de Agua – proveerá un volumen de asentamiento con máximo de 1.5% deagua libre. El agua libre es determinada al permitir a una muestra de lechada recién mezclada(20 minutos) descansar en un cilindro medido.

Cantidad Normal de Agua – proveerá una lechada con una consistencia de 11 Bc’s (UnidadesBeardon – unidades de consistencia) después de 20 minutos de mezclado.

Cantidad Mínima de Agua – proveerá una lechada con una consistencia de 30 Bc’s después de20 minutos de mezclado.

Nota: Las pruebas de cemento utilizan unidades Beardon para medir la viscosidad, porque estasestán basadas en torque y arrastre.

7.3 Tiempo de FraguadoEsto es medido utilizando un probador de tiempo de fraguado de alta presión/alta temperatura(consistometro).Comprende un contenedor cilíndrico rotativo de lechada con un remo estacionario, siendo todo ellote encerrado en una cámara de presión. Es capaz de simular condiciones de pozo con BHST’sde hasta 500 F y un exceso de 25,000 psi. El contenedor de la lechada rota a una velocidadestándar hasta que se incremente la temperatura y la presión, a una velocidad determinada Eltorque creado en el mango del remo, y debido al cemento que se asienta, es medido en ungrabador de banda. El limite de bombeo o tiempo de fraguado es alcanzado cuando laconsistencia de la lechada alcanza 70-100 Bc’s.

7.4 Densidad de la LechadaEsto es típicamente medido utilizando un balance presurizado. Una muestra de cemento esdecantada dentro de la cámara de muestrero y una tapa es atornillada a la misma. Más adelantese puede inyectar más lechada a través de la válvula sin retorno que se encuentra en la tapa,con una bomba de mano. Esto somete a la lechada a suficiente presión para eliminar lasburbujas de aire atrapadas.

7.5 Perdida de Agua o FiltradoLa prueba de perdida de fluido mide el filtrado generado en un lapso de 30 minutos a través deun filtro de prensa revestido con una malla medida de 325. La prueba puede ser conducida a100 o 1000 psi y a temperaturas de hasta 400 F y con ya sea mezcla de lechada fresca o unaque haya estado en el probador de fraguado por un rato.Sin aditivos, todas las lechadas de cementación puras, tienen una perdida de fluido en exceso de1000 mls. Con largas cadenetas de polímeros aditivos en concentraciones de 0.6 a 1% por pesode cemento (bwoc), la perdida de fluido puede ser reducida a 50-150 mls.

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7.6 PermeabilidadPuede ser medida utilizando un equipo medidor de permeabilidad, pero por lo general no esparámetro principal en el diseño de la lechada de cementación.

7.7 ReologíaLa reología de cementación es determinada utilizando un reómetro de seis velocidades equipadocon la manga de rotor apropiada y el muelle de torsión y “bob”. Después de grabar las lecturasde dial correspondientes a las seis velocidades rotarias preseleccionadas (600, 300, 200, 100, 6y 3rpm), los diferentes parámetros reológicos pueden ser calculados – valores PV, YP, n y K.

8.0 ESPACIADORESDurante el desplazamiento parte de la lechada se contaminara con lodo residual y enjarre de laoperación de la perforación. El efecto de la contaminación alterara las diferentes propiedades delcemento. Los efectos de la contaminación son minimizados al bombear varios espaciadoresantes de la lechada principal.

Antes de bombear cualquier lechada, usualmente se bombearan una serie delimpiadores/espaciadores, incluyendo silbase aceite (para OBM), limpiadores detergentes, “lododesperdicio” (para recuperar fluido de perforación valioso) y una pastilla de viscosidad. Elpropósito de los espaciadores es el de:

Separar físicamente el lodo del cemento – no pueden existir problemas de compatibilidad. Remover lodo/enjarre de pared del espacio anular – se prefiere un régimen de flujo turbulento. Dejar mojada la tubería de revestimiento y la formación de agua- sulfatantes Proveer menos hidrostática de cabeza, es decir, reducir las presiones de bombeo – aceite oagua.

8.1 Características del Espaciador Características de perdida de control de fluido (reducir las presiones de bombeo). Se prefiere un régimen de flujo turbulento para generar un desplazamiento y erosión del enjarrede pared, eficiente. Un mínimo de tiempo de contacto de 10 minutos, es considerado suficiente y determinara elvolumen bombeado Bajo condiciones de flujo laminar, la densidad y presión de fricción del espaciador debería sermayor que la del fluido desplazado.

9.0 EQUIPO

9.1 Zapata de RevestimientoCorrer el fondo de la tubería de revestimiento. Perfil redondeado para asistir la corrida den delagujero. Se le conoce como zapata flotadora cuando es corrida con una válvula de bola.

9.2 Cuello FlotadorUsualmente localizado 2 o 3 juntas sobre la Zapata y actúa como un alto para los tapones decemento. El cuello flotador asegura que habrá cemento sellando las últimas juntas de la tuberíade revestimiento cuando cese el bombeo, es decir, cuando el tapón sea “golpeado”. Algunosprogramas de perforación permiten un desplazamiento adicional hasta un máximo de la mitad dela pista de la zapata, en un intento por corregir un error de eficiencia de bombeo y observar ungolpe de tapón.

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Esto también minimiza el volumen de cemento a ser perforado después.

El cuello flotador también contiene una válvula de bola, la cual previene que el cemento que seencuentra en el espacio anular fluya de regreso a la tubería de revestimiento, cuando eldesplazamiento haya terminado. Una prueba de flujo (o flujo de retorno) es conducida despuésde bombear, para confirmar el soporte correcto. Cuando se corre la tubería de revestimiento y yaque el flotador prevendrá el flujo de retorno, es usual el tener que llenar periódicamente latubería de perforación (cada 5 juntas). En caso de que esto no se haga se podría llegar acolapsar la tubería de revestimiento completa.

9.3 CentralizadoresEstos son ya sea de tipo de fleje con bisagra o sólidos de tipo espiral o "rígidos" y ambas sirvenpara centralizar la tubería de revestimiento en el hueco.

Ventajas de una tubería centralizada:- Mejora la eficiencia de desplazamiento (excentricidad mínima)- Reduce el riesgo diferencial de atrapamiento- Previene problemas clave de asentamiento- Reduce el arrastre en pozos direccionales

Influencia de empate o remoción de lodo

9.5/8" Tubería de revestimiento en un agujero de 12¼"

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Efectos del Empate o Desplazamiento de Lodo

Los centralizadores están amordazados a la tubería de revestimiento utilizando un mecanismode bisagra o de clavado, mientras que un collar de parado sirve para colocarlos en posición. Elespaciado y cantidad de centralizadores depende del ángulo del agujero, peso de la tubería derevestimiento y peso del lodo. Los suplidores pueden proveer un programa óptimo para el uso delos espaciadores, utilizando el criterio recomendado por API. Típicamente los centralizadores seconcentrarían en las secciones críticas, de mayor ángulo, la zapata y justo debajo del colgador,mientras que el resto de la tubería de revestimiento los espaciara muy esporádicamente.

9.4 RaspadoresCepillos de acero que pueden ser amordazados a la tubería de revestimiento y aseguradas concollares de parada. Utilizados para remover físicamente el enjarre, lodo gelificado y escombros.

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9.5 Cabezales de CementaciónEl cabezal de cemento conecta a la línea de descargue de la unidad de cemento hacia la partesuperior de la tubería de revestimiento.Para una aplicación completa al agujero, la tubería de revestimiento es corrida de regreso al pisodel equipo de perforación y los tapones son cargados a la superficie del cabezal de cementación.El lanzamiento incluye remover el reten y bombear el tapón adentro del hueco.

9.6 Tapones de CementoLos tapones de cemento son utilizados para separar la lechada de cementación del espaciador olodo y prevenir la contaminación. En corridas de tubería de revestimiento largas, taponesadicionales son bombeados antes y entre el tren de espaciadores para minimizar lacontaminación causada por varios regimenes dentro de diferentes espaciadores y paramaximizar su efectividad cuando salgan hacia el espacio anular.

Los tapones son normalmente fabricados de goma. Varios aparatos propios son utilizados para"enganchar” los tapones unos a otros para permitir una perforación mas fácil (muchas vecesdenominado perforable PDC).

El tapón de fondo tiene un delgado diafragma en su centro. Después de que aterriza en el collarflotador, el diafragma se ruptura cuando una presión diferencial predeterminada es alcanzada.Normalmente se lanza antes del espaciador o del cemento.

El tapón de fondo tiene un centro sólido.

10.0 PRACTICAS DE CEMENTACION

10.1 Cementación Primaria Asegurarse de que se ha realizado una simulación del trabajo de cementación para establecervelocidades de fluido, mínimas y máximas y ECD’s. Condicionar el lodo para reducir la reología (YP, gels) antes de la corrida final. Confirmar que los tapones están correctamente colocados en el cabezal de cementación –fondo (diafragma) tapón por debajo, tope (solido) tapón. Correr la tubería de revestimiento hasta a unos cuantos pies del fondo. Romper la circulaciónen caso de ser requerido, durante la corrida. Circular por lo menos un volumen de la tubería de revestimiento para asegurar que no hayanada que taponee la zapata y para remover cualquier gas que se haya acumulado durante elviaje adentro del agujero. Bombear espaciadores, soltar el tapón de fondo y bombear la lechada de cementación (dellenado y amarre). Soltar el tapón de tope, despejar la línea de cementación y comenzar el desplazamiento. La velocidad de desplazamiento debe ser alterada dependiendo de lo que se encuentre en elespacio anular (lodo, espaciador o cemento). La mayoría de los espaciadores y cementos,requieren de un flujo torrente (de ser posible) para maximizar la remoción de lodo y reducir lacontaminación del lodo. Cuando el tapón de fondo llega al collar flotador, el diafragma se debería romper permitiendo elbombeo continuo. El volumen de desplazamiento para colocar el tapón de tope, deberá ser calculado conanterioridad. La velocidad de desplazamiento debería ser reducida cuando el golpe de tapón se esterealizando, para prevenir presiones excesivas y cualquier choque al momento que el tapón secolocado.

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En caso de que el golpe no suceda, es practica común, desplazar hasta la mitad de la pista dela zapata nótese que algunos operadores han adoptado una filosofía de “bombear hastagolpear”). Todos los retornos de lodo deberían ser monitoreados por perdidas, lo cual podría serevidencia de la fractura de la formación. En caso de que se observen perdidas, la velocidad de desplazamiento puede ser ajustada parareducir el ECD, i.e. perdidas de presión en el espacio anular. El tapón debería ser golpeado con aproximadamente 1000 psi de diferencial, previamenteconfirmado que el margen de seguridad de ruptura de menos presión de la tubería derevestimiento, no va a ser excedido. En caso de ser requerido la presión puede ser incrementada en este punto y se puede realizaruna prueba de presión de la tubería de revestimiento (es necesario confirmar la presión de todoslos componentes antes de realizar la prueba). La presión deberá ser entonces liberada para confirmar que la válvula flotadora estafuncionando y esta soportando la presión diferencial de fondo debido al pesado cemento en elespacio anular.

10.2 Cementación por EtapasUtilizada en aplicaciones en donde largas secciones de tubería de revestimiento requierencementación, pero existe preocupación por: Largos tiempos de bombeo Altas presiones de bombeo Presión hidrostática excesiva debido a la columna de cemento – excede la inclinación defractura.

Primera etapaRepetición de la cementación primaria

Segunda etapaEsta necesita la inclusión de un collar DV, en la tubería de revestimiento, a una profundidadpredeterminada. La primera etapa coloca al cemento en el espacio anular desde fondo arribahasta el collar DV. Los puertos del collar DV pueden entonces ser abiertos lanzando un dardoespecial (bomba) y trasquilando los pines retenidos (1000-1500 psi). La circulación es entoncesestablecida a través del collar DV. El procedimiento de cementación primaria puede entonces serrepetido, pero sin la reciprocidad de tubería. Más etapas podrían ser incluidas, de ser necesario.

10.3 Cementación con Tubería InternaAccesos de cementación convencional con tubería de revestimiento de gran diámetro, resultaranen: Grandes volúmenes de desplazamiento Duración extendida de desplazamiento Un volumen significativo de cemento permanece en la pista de la zapata.

Como una alternativa, la tubería de revestimiento podría ser cementada a través de la tubería oel conducto de perforación. Se utiliza una zapata flotadora especial, la cual permite al conductode perforación clavarse al proveer un sello hidráulico. La tubería de perforación se correnormalmente, entonces se corre la sarta interna y se clava dentro de la Zapata flotadora. Eltrabajo de cementación procede igual, pero utilizando tapones de tubería de perforación, maspequeños. Después del desplazamiento y confirmación de que la zapata flotadora estaconteniendo la presión diferencial, la tubería o conducto puede ser retirada.

Se necesita tener cuidado con esta técnica, ya que la posibilidad de que la tubería derevestimiento colapso, se incrementa significativamente.

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10.4 Cementación con “Liner”Una sarta de liner usualmente incluye una Zapata y un collar flotador, junto con una tubería derevestimiento mas larga y un colgador de “liner” (colocado hidráulica o mecánicamente) paraasegurar la parte superior. Todo el ensamble es corrido con tubería de perforación y luego secoloca el colgador a unos 300-500 pies dentro de la tubería de revestimiento anterior. Una vezasentado, el lodo es circulado para asegurar una vía de cemento libre de obstrucciones,alrededor del “liner”. Antes de la cementación la herramienta corrida es retraída del colgador delliner para garantizar la remoción posterior de la tubería de perforación.

Las recetas de cementación con “liner” usualmente contienen aditivos extras para control deperdida de fluido, retardo, posible bloqueo de gas, etc. Debido a que las proporciones de mezclason criticas y no existe lechada de relleno, es usualmente mezclado en cargas antes de llevar acabo el trabajo. Esto garantiza la calidad y densidad del trabajo.

Una típica operación de cementación con “liner”, procedería como sigue: Posicionar el “liner” a la profundidad requerida Circular fondo arriba – asegurar una reología baja (YP y gels mínimo); rotar el “liner” Colocar el colgador del “liner” Soltar una herramienta activadora y quitarle peso a la sarta (10-20Klbs) Bombear espaciador Probar con presión las líneas de superficie Bombear la lechada premezclada Soltar el tapón Bombear espaciador Desplazar cemento fuera del “liner” y hacia el espacio anular – rotar el “liner” de ser posible Bombear el tapón hacia abajo, suelta el tapón de limpieza del “liner”. Ambos tapones son bombeados hasta el nivel del “liner” hasta que queden ajustados en elcollar de aterrizaje. Golpear los tapones con 1000 psi Desfogar la presión y revisar si existe flujo de retorno Levantar, posicionar la tubería final en el tope del “liner y circular exceso de cemento haciafuera desde arriba del “liner.

10.5 Cementación ForzadaUtilizar presión hidráulica para forzar al cemento adentro del espacio anular o formación. Susaplicaciones usuales: Sellar las zonas de producción de gas o agua para mejorar la producción. Reparar las fallas de la tubería de revestimiento. Sellar las zonas perdidas Trabajo remedial en trabajos de cementación primaria, es decir trabajos “top up” Prevenir migración vertical de fluido de reservorio a la zona de producción Prevenir el escape de fluidos de las zonas abandonadas

Para bombear cemento a la formación, se requerirá una permeabilidad de 500 darcies. Ya queesto normalmente no ocurre, se deberán utilizar varias técnicas para compensar.

10.5.1 Forzada con Alta Presión Se fractura la formación y el cemento es forzado (se prefieren formaciones densas eimpermeables). Utilizar fluido de fractura libre de sólidos. La creación del enjarre de lodo prevendría la fractura. Debido a que el sobrepeso generalmente provee el máximo esfuerzo principal (acción vertical),las fracturas iniciadas serian orientadas verticalmente, es decir, apartando la rocahorizontalmente contra la dirección del mínimo esfuerzo principal.

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Una vez que la fractura ha sido realizada, el cemento se localizara contra la zona de fractura yluego bombeado hacia la formación, una vez cerrado el pozo. La presión de inyección deberá incrementarse gradualmente a medida que el cemento rellenala fractura.

10.5.2 Forzada con Baja Presión Aquí la presión siempre se mantiene debajo de la presión de fractura Las perforaciones deberán limpiarse – libre de lodo y otros materiales taponantes. Una prueba de inyección, utilizando agua, deberá ser conducida primero para confirma laposibilidad de realizar una cementación forzada. Un acrecentamiento de presión, forzaría al fluido del cemento hacia los poros dejando unenjarre ha ser formado en la superficie, inhibiendo gradualmente el proceso. Cuando el proceso de inyección termina en una locasión, puede comenzar en un sitio distinto ycontinuara hasta que un sello impenetrable ha bloqueado todas las zonas de perdida.

Los adictivos de perdida de fluidos son importantes. El uso de cemento puro y por si mismo,resultaría en la deshidratación de la lechada, debido a la alta perdida de fluido del cemento puro.Esto crearía punteo antes de que toda la zona permeable haya podido ser sellada. Propiedades preferibles de lechada: perdida de fluido 5—200mls; agua: radio de solidos de 0.4por peso.

10.5.3 Forzada Continua El cemento es bombeado lenta y continuamente hasta que se obtiene la presión deseada.Utilizado para reparar daños a la tubería de revestimiento.

10.5.4 Forzada con Estáticos Se detiene el bombeo periódicamente para permitir a la lechada hidratarse y crear el enjarre.Usualmente se bombea en incrementos de 0.25 – 0.5 bbls cada 10-15 minutos

10.5.5 Forzada con Preventores El cemento es bombeado a través de la tubería de perforación, localizado y forzado despuésde cerrar los BOP’s. Debido a que el cemento no puede ser movido al espacio anular, es forzado hacia cualquier

zona perdida. Opción de forzada a baja presión Es difícil colocar el cemento con exactitud. No puede ser utilizada para perforaciones selectivas forzadas. A medida que la tubería de revestimiento es presurizada, restringido por las especificacionesde ruptura.

10.5.6 Forzada con Empacadores El empacador permite a la forzada de cemento para ser más exacto con el objetivo Debido a que el espacio anular es sellado, se pueden utilizar presiones más altas (no estalimitado por la ruptura de la tubería de revestimiento). La profundidad de asentamiento es importante – si el asentamiento se hace a demasiada alturael cemento se contaminara con lodo y exceso de fluido bombeado en la formación, antes que elcemento. Si el asentamiento se hace demasiado bajo se corre el riesgo de cementar elempacador. El empaque se colocara, normalmente, a 30-50 pies sobre la zona de interés con o sin latubería de amarre. Empacador recuperable De uso individual

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La válvula trasera de presión previene el flujo de retorno después de la forzada

Empacador recuperable Usos múltiples Si ocurre el flujo de retorno después de soltar el empacador, vuelva a colocar y fuercenuevamente.

10.6 Tapones de CementoEstos son utilizados para llenar las secciones del hueco y prevenir el movimiento interno defluido. Aplicaciones típicas son:

Abandonar zonas depletadas Sellar zonas de pérdida de circulación Proveer una plataforma de inicio par alas ventanas Aislar una zona para pruebas de formación Abandono de un pozo completo – provisión de barreras (las regulaciones Gubernamentalesespecifican que los tapones deben sellar las zonas de producción, acuíferos, etc.)

Ventana o Reentrada

El mayor problema durante al colocar tapones es la contaminación del lodo, lo cual se puedeminimizar por medio de:

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Utilizar una sección medida del pozo

Utilizar un volumen de tapón suficiente para permitir algo de contaminación - típicamente 500pies de altura. Condicionar el lodo de antemano. Realizar un prelavado antes del cemento. Utilice lechada ya pesada, que contiene menos agua.

10.6.1 Posicionamiento de TapónTapón Balanceado – intenta desplazar suficiente cemento fuera de la tubería de perforación, demodo que la columna de cemento, en ambos, tubería y espacio anular, sea de igual altura. Latubería de perforación o aguijón puede entonces ser retirado, dejando el tapón en sitio.

Tapón Aislante – estos pueden ser posicionados a profundidad con un tapón de cemento de500 pies colocado encima del mismo. Este método da mejor control de profundidad y reduce elriesgo de contaminación.

Tapón Dual – colocar un tapón balanceado inicial, que puede entonces ser etiquetado paramarcar una base de referencia e indicar si un segundo tapón puede ser posicionado (la altura deltapón depende de la posición inicial del tapón inicial).

Nota: Cuando se posicionan una serie de tapones de cementación, es recomendable bombearun dardo de limpieza o bola, después de cada tapón para asegurar que la tubería/”aguijón” no setaponee a si misma con cemento.

11.0 EVALUACION DE TRABAJO DE CEMENTOUn trabajo de cementación ha fallado y requiere trabajo remedial, cuando existe alguna de lassiguientes situaciones: El cemento no llena el espacio anular a la altura requerida El cemento no provee sellado en la zapata El cemento no aísla formaciones indeseables.

La efectividad del trabajo (y por lo tanto la necesidad de trabajo adicional) puede ser medida porvarios medios:

Evaluación de temperatura – correr un termómetro dentro de la tubería de revestimiento paradetectar el tope del cemento. El proceso de hidratación de asentar el cemento es isotérmico(despliega calor) y es detectable desde el interior de la tubería de revestimiento.

Registro de radiación – rastreadores térmicos pueden ser adicionados al cemento antes de queel mismo sea bombeado (Carnolite, por ejemplo).

Registro de mezcla/unión del cemento (CBL) – este es un registro sónico capaz de detector eltope del cemento y determinar la calidad de la capa de cemento. Es corrido con registroseléctricos, emite señales sónicas y debe ser centralizado para generar resultados creíbles. Estopasa por la tubería de revestimiento y es recogido por un receptor a unos 3 pies de distancia.Ambos, el tiempo de transito y la amplitud de la señal son utilizadas para indicar la calidad de lamezcla del cemento. Debido a que la velocidad del sonido es mayor dentro de la tubería derevestimiento que en la formación o el lodo, las primeras señales en retornar son las queprovienen de la tubería de revestimiento. Si la amplitud de esta señal (E1) largues grande, estoindica que la tubería esta libre (mezcla pobre). Cuando el cemento esta firmemente unido a latubería de revestimiento y a la formación la señal es atenuada (debilitada) y es característico dela formación detrás de la tubería de revestimiento. La señal también puede indicar en donde el

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El CBL usualmente da una curva de amplitud y un Registro de Densidad Variable (VDL), el cualindica la fuerza de las señales por medio de la intensidad de las líneas oscuras y claras. Lasseñales de la tubería de revestimiento aparecen como líneas paralelas. Una buena mezcla esrepresentada por líneas onduladas. No hay una escala estándar de API para medir la efectividaddel CBL y muchos factores pueden resultar en malas interpretaciones:

Durante el proceso de asentamiento, la velocidad y amplitud de las señales varíasignificantemente. Es recomendable no correr el CBL hasta 24-36 horas después del trabajo decementación, para obtener resultados reales. La composición del cemento afecta la transmisión de la señal. El espesor del cemento causara cambios en la atenuación de la señal.

El CBL reaccionara a la presencia de un micro-espacio anular (un pequeño espacio entre latubería de revestimiento y el cemento). Esto usualmente se solventa con el tiempo y no es unfactor crítico. Algunos operadores recomiendan correr el CBL bajo presión para eliminar esteefecto (la tubería de revestimiento sufrirá el efecto de “balonamiento” y ocupara cua lquier micro-espacio anular.

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Una de las limitaciones del CBL es que solo da una vista dimensional, cuando la mezcla delcemento esta a una profundidad aceptada. Una herramienta alternativa que puede ser corrida esla Herramienta de Evaluación de Cemento (CET) que utiliza transductores ultrasónicos y losprincipios de una resonancia de espesor de la tubería de revestimiento para dar una imagenradial completa de la mezcla de cemento que se encuentra alrededor de la tubería de

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12.0 CALCULOS DE CEMENTACIONLos cálculos principales requeridos para un trabajo de cemento son: La cantidad de lechada requerida para llenar el espacio anular fuera de la tubería derevestimiento, hasta la altura programada. La cantidad de lodo necesaria de bombear para desplazar el cemento, es decir, golpear eltapón de superficie.

En todos los cálculos de cemento es necesario conocer la resistencia por saco de cementosiendo utilizado, para poder confirmar que hay suficiente material en la locasión (incluyendomaterial para contingencias). La resistencia/saco depende de la cantidad de aditivos en elcemento y la densidad final requerida de la lechada.

Los esquemas son invaluables para clarificar los volúmenes requeridos incluyendo detalles conrespecto a las capacidades anulares (agujero descubierto y agujero descubierto con tubería derevestimiento), diferentes grados de tubería de revestimiento, longitud de las secciones, etc.

12.1 EjemploUn “liner” de 7” debe ser asentado según el esquema a continuación:

Calcule lo siguiente: El monto de agua por saco requerido para resultar en 16 ppg de lechada La resistencia en pies cúbicos/saco El volumen requerido de lechada El tonelaje de mezcla de cemento requerido El desplazamiento de lodo para asegurar el tapón de limpieza

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Material Peso (lbs)VolumenAbsoluto(gal. /lb.)

Volumen (gal)

Cemento 94 0.0382 3.59Polvo de Sílice 32.9 0.0456 1.50D603 3.6 0.110 0.40D109 0.9 0.096 0.09Agua Y / 0.12 0.12 YTOTAL 131.4 + Y / 0.12 5.58 + Y

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El desplazamiento de lodo para bombear el tapón

Tiempo Requerido de Fraguado

Asumiendo lo siguiente:− 30% exceso de volumen del agujero descubierto− Temperatura estática de fondo 270ºF− Formulación de lechada− Clase G + 35% BWOC Polvo de Sílice− D603 @ 0.4 galones por saco− D109 @ 0.09 galones por saco− Agua fresca

Nota:BWOC = por peso de cementoD603 aditivos - un aditivo liquido de perdida de fluidoD109 es un retardador de líquido de alta temperaturaAgua fresca es utilizada como el agua de mezcla, ya que el agua de mar aceleraría el tiempo defraguado.

CálculosLa cantidad de agua por saco requiere resultar en 16 ppg de lechada.Usando una variación de la densidad de la ecuación = masa / volumen, es posible el calcular lacantidad de agua requeridaPrimero es necesario el calcular el peso combinado y el volumen de los componentes de lalechada por saco de cemento seco.

La mayor forma de hacer esto, es en forma de tabulador, como se muestra a continuación:

Para tablas de cálculo de cementación, realice la lectura del volumen absoluto para todos loscomponentes de la lechada.

Un saco de cemento pesa 94 lbs35% BWOC polvo de sílice pesa 35% x 94 lbs = 32.9 lbs

Todas las figures en negro son tomadas de la formación de la lechada.

Todas las figures en azul son calculadas dividiendo el volumen entre el volumen absoluto paradar como resultado el peso.

Todas las figures en rojo son calculadas multiplicando el peso por el volumen absoluto para darcomo resultado el volumen.

Y es el monto de agua requerida

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De modo que para 16 ppg de lechada, los totales pueden ser representados como:

16 = 131.4 + Y / 0.125.58 + Y

Re-acomodando esto nos da:

16 x (5.58 + Y) = 131.4 + 8.33Y

Y = 5.49 gal / saco

La resistencia en pies cúbicos / sacoLa resistencia es el volumen de lechada obtenido de la mezcla de 1 saco de cemento con losaditivos especificados y agua de mezcla, expresada en pies cúbicos/saco de cemento.

Este es el volumen total de la tabla de arriba convertida de galones a pies cúbicos.Por lo tanto Resistencia = (5.58 + 5.49) gal x 0.1337 pies cúbicos / gal

Resistencia = 1.48 pies cúbicos / saco

El volumen requerido de la lechadaEl volumen requerido de la lechada es la suma de lo siguiente: Volumen de la pista de la zapata “Liner” / 8½” volumen del agujero descubierto “Liner” / 12¼” volumen del agujero descubierto Exceso del agujero descubierto “Liner” / volumen de la tubería de revestimiento

Las tablas de cálculo de cemento son invaluables para estos cálculos, ya que tiene lascapacidades y volúmenes precalculados.

Volumen de la pista de la zapata

“Liner” / 8½” volumen

“Liner” / 12¼” volumen

Exceso del agujero descubierto

“Liner”/Volumen de la tubería de revestimiento

VOLUMEN TOTAL

= (13,135 pies – 13,040 pies) x 0.0371 bbl/pies= 3.52 bbl= (13,135 pies – 11,070 pies) x 0.0226 bbl/pies= 46.67 bbl= (11,070 pies – 11,050 pies) x 0.0982 bbl/pies= 1.96 bbl= (46.67 bbl + 1.96 bbl) x 0.3= 14.59 bbl= (11,050 pies – 10,555 pies) x 0.0256 bbl/pies= 12.67 bbl= 3.52 + 46.67 + 1.96 + 14.59 + 12.67 bbl= 79.41 bbl o 445.9 pies cúbicos

El tonelaje de mezcla de cemento requeridoEl tonelaje de mezcla de cemento requerido es calculado, primero tomando el numero total desacos de cemento requerido (volumen total de la lechada dividido entre la resistencia),convertido a tonelaje y luego adicionando un 35% (asignación para el polvo de sílice).

Sacos de Cemento requeridos

Tonelaje de cemento requerido

Tonelaje de mezcla requerido

= 445.9 pies cúbicos / 1.48 pies cúbicos / saco= 301.3 sacos= 301.3 sacos x 94 lbs / saco / 2205 lbs / toneladas métricas= 12.84 toneladas de cemento= 12.84 toneladas x 1.35= 17.33 toneladas

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Conociendo el número total de sacos de cemento requeridos, es ahora posible calcular lascantidades totales de aditivo requeridas y la cantidad de tanques de mezcla de fluido requeridas(incluyendo la asignación para cualquier espacio muerto).

El desplazamiento de lodo para asegurar el tapón de limpiezaEl desplazamiento de lodo para asegurar el tapón de limpieza es simplemente el volumen de latubería de perforación hasta el tapón de limpieza.

Recuerde utilizar un ID promedio de la tubería de perforación (calibrando una cantidad de dejuntas y tomando el ID promedio y hacer una asignación para el disturbio interno de la junta de laherramienta). No asuma que la capacidad de la tubería de perforación es igual a las tablascotizadas. Esto es de igual importancia cuando se asientan tapones de cemento balanceados.

Para este ejemplo una capacidad de DP de 0.0179 bbl/pies es asumidaVolumen para asegurar el tapón de limpieza = 10,579 pies x 0.0179 bbl/pies

= 189.4 bblPara trabajos de cementación con “liner” la habilidad de observar a la tubería de perforacióncorrer el aseguramiento del tapón de limpieza del “liner”, es una herramienta útil que permite elre-computo del volumen del desplazamiento total, en caso de ser requerido.

El desplazamiento de lodo para bombear el tapón.El desplazamiento de lodo para bombear el tapón, es la capacidad del “liner” desde el tapón delimpieza hasta el cuello flotador.

Volumen para golpear el tapón = (13,040 pies – 10,579 pies) x 0.0371 bbl/pies= 91.3 bbl

Tiempo Requerido de FraguadoEl tiempo de fraguado requerido es el tiempo total para mezclar, bombear y desplazar la lechada,Algunas veces es requerido asumir, pero siempre es útil realizar esta revisión y compararlacontra el tiempo de fraguado determinado en las pruebas de laboratorio. En caso de que existatiempo de fraguado insuficiente o excesivo, entonces una nueva formulación de lechada esrequerida.

Asumiendo lo siguiente:Velocidad de mezcla de lechada de 3 barriles por minuto.Velocidad de desplazamiento de 8 barriles por minuto.Tiempo de contingencia de 30 minutos (permitiendo la presencia de fallas, problemas con elequipo)

Tiempo de Fraguado Requerido = Volumen Total de Lechada dividido entre 3 +Volumen Total de Desplazamiento dividido entre 8 + 30

minutos= (79.41 / 3) + [(189.4 + 91.3) / 8] + 30= 92 minutos

La velocidad de mezclado de la lechada debe ser determinada para la unidad de cementación enuso y la velocidad de desplazamiento debe ser modificada de acuerdo al tiempo estimado dedesplazamiento calculado, para asegurar la óptima eficiencia del desplazamiento. Una velocidadmínima debe ser determinada en caso de que se encuentren perdidas y la velocidad dedesplazamiento es reducida.

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12.2 EQUACIONES Y CONVERSIONES UTILES

Pies CúbicosGalonesGallonesBarriles por Pie LinealPies Cúbicos por Pie Lineal

= Barriles x 5.6146= Pies Cúbicos x 7.4805= Barriles x 42= (D2 – d2) x 0.0009714= (D2 – d2) x 0.005454

Donde D

d

1 saco de cemento1 saco de cemento

= diámetro del hueco o diámetro interno de la tubería derevestimiento más larga, en pulgadas

= diámetro exterior de la tubería de revestimiento o del “linerque se esta cementando, en pulgadas.

= 94 lbs= 1 pie cúbico

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Escuela de Perforación

SECCIÓN 9

REGISTROS Y PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Contenido1.0 Registros Direccionales

1.1 Por que Registrar?1.2 Modelos de la Tierra1.3 El Geoide1.4 El Esferoide1.5 Sistemas de División Terrestre

1.5.1 Cuadriculado Universal Transverso (UTM)1.5.2 Proyección Cónica de Lambert1.5.3 Otros Sistemas de División

1.6 Declinación Magnética1.7 Mapas de División1.8 Resumen

2.0 Herramientas de Registro2.1 Factores de Selección de Herramientas2.2 Herramientas Magnéticas

2.2.1 Herramientas de Registro Magnético2.2.2 Disparo Individual Magnético2.2.3 Registro Magnético de Caída2.2.4 Disparo Magnético Múltiple (MMS)2.2.5 Disparo Magnético Electrónico Múltiple (EMS)

2.3 Herramientas de Evaluación Giroscópica2.3.1 Giroscopio de Disparo Simple2.3.2 Giroscopio de Disparo Múltiple2.3.3 Giroscopio de Lectura en Superficie (SRG)2.3.4 Medidor Guía Láser Inercial – “RIGS”

2.4 Sistemas de Medición y Registro Mientras se Perfora MWD2.4.1 Inclinación en MWD2.4.2 Interferencia Magnética

3.0 Métodos de Cálculo Direccional de los Registros3.1 Método Tangencial3.2 Método de Angulo Promedio3.3 Método del Radio de Curvatura3.4 Método de Curvatura Mínima3.5 Incertidumbre del Registro

4.0 Perforación Direccional4.1 Por que Perforar Direccionalmente?4.2 Técnicas de Desviación

4.2.1 Cucharas de Desviación4.2.2 Propulsión4.2.3 Perforación Rotatoria4.2.4 Motores

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4.3 Control Direccional con Sistemas Rotatorios4.3.1 Calibre y Localización de Estabilizadores4.3.2 Diámetro de Lastra Barrena4.3.3 Tipo de Barrena4.3.4 Anisotropía de formación4.3.5 Dureza de Formación

4.4 Control Direccional con Motores de Fondo4.4.1 Turbinas4.4.2 Motores de Desplazamiento Positivo4.4.3 Inclinación de Barrena4.4.4 Torque Reactivo4.4.5 Tamaño y Empleo del Estabilizador4.4.6 Cálculo de Desplazamiento

5.0 Ensamblajes Típicos de BHA5.1 Ensambles Rotarios

5.1.1 Ensamble de Fondo (BHA) para mantener ángulo5.1.2 Ensamblaje para Construir ángulo5.1.3 Ensamblaje para Reducir el ángulo

5.2 Ensambles Navegables5.2.1 BHA en agujero de 17½” – Mantener Tendencia5.2.2 BHA en agujero de 17½” – Tendencia de Construcción5.2.3 BHA en agujero de 12¼” – Mantener Tendencia5.2.4 BHA en agujero de 12¼” – Tendencia de Construcción

5.3 Ensambles Rotatorios Navegables



1.0 MONITOREO

1.1 ¿Por qué tomar registros direccionales?Datos precisos acerca de la posición del agujero perforado son requeridos para monitorear ycontrolar donde se encuentra y hacia donde se direcciona el pozo debido a las siguientesrazones:

Alcanzar el objetivo geológico.

Proveer una mayor definición de la geología y datos del reservorio que permitan laoptimización durante la etapa de producción.

Evitar la colisión con otros pozos.

Definir el punto de descarga del pozo para planear la contingencia en caso de un reventón.

Proveer datos precisos de profundidad vertical para el propósito de un control de pozo.

Proveer datos para otras actividades operativas tales como la corrida y la cementación de latubería de revestimiento.

Cumplir con los requerimientos de la legislación local.

1.2 Modelos de la TierraLa Tierra es convencionalmente descrita como una esfera, pero tiene una superficie muyirregular con cadenas montañosas y profundos cañones mayores a las 5 millas por debajo ysobre el nivel del mar. El problema es como representar cualquier punto sobre la superficieterrestre en una hoja plana. Aunque pequeñas áreas de la tierra parecen tener una superficieplana, al ser vistas, en mayor escala muestran las diferencias. Esto ha hecho necesario mirarmás de cerca la forma de la tierra, y buscar un método para representarla en una superficieplana.

1.3 El GeoideUna superficie suavizada representando la superficie terrestre y referida como tal es referida conel término de “Geoide”, el cuál puede ser reproducido físicamente, aunque es imposible describircualquier punto en su superficie en forma matemática. El Geoide suaviza las irregularidades dela superficie terrestre, pero al hacerlo, crea curvas irregulares de si mismo. Si el nivel del marpudiera ser establecido, este sería considerado la superficie del geoide. Todas lasobservaciones astronómicas son hechas en base al modelo geoide y las latitudes y longitudesastronómicas son posiciones en el.

1.4 El EsferoideLa tierra puede ser representada con mayor precisión en su forma por un esferoide achatado enlos polos por aproximadamente una relación de uno en trescientos debido a la rotación. Estopuede describirse matemáticamente por una ecuación algebraica, que puede ser utilizada comobase para hacer cálculos.Más de una docena de diferentes elipsoides para describir la tierra han sido generadas y seencuentran en uso hoy en día.



En 1924, se definió un elipsoide oficial (basado en el elipsoide Hayford de 1909) y nombradoElipsoide Internacional. Este modelo tenía un factor de achatamiento de 1:297, un radio polar de6,356,911.9 m y un radio ecuatorial de 6,378,388 m. Muchos países no adoptaron este esquemay escogieron definir el suyo debido a las diferentes irregularidades en la forma esferoide en lasdiferentes partes del globo. La lista de modelos de esferoide más utilizados es tabulada acontinuación:



Fig. 2

La Figura 2 representa una sección del meridiano de un esferoide a través de su eje polar OP.OQ representa el plano del ecuador. La figura es una elipse definida por las longitudes OQ y OP.Para calcular los puntos de conexión en su superficie, primero es necesario desarrollar lasfórmulas la curvatura de su superficie con los elementos a, b y f como se define a continuación:

f = (a – b)/a

Donde fab

= Factor de achatamiento= Longitud de OQ (Eje Semi mayor) o radio ecuatorial= Longitud de OP (Eje Semi menor) o eje polar

Así, tenemos tres formas que describen la tierra – su forma irregular, el geoide y el elipsoide(definido en forma matemática que encaja con la forma geoide). Las mediciones hechas en latierra pueden ser referenciadas a la superficie geoide con un mínimo de error. El esferoide quemás cercanamente encaja con el geoide puede ser definido por la observación del arco delmeridiano (ver Fig. 3).

Fig. 3



La Fig. 3 representa una sección del meridiano a través de la cual la forma del esferoide escomparada con la del geoide. La forma de la elipse PAQ puede ser calculada si las longitudesOQ y OP son conocidas.Las latitudes A y B pueden ser determinadas astronómicamente. La posición de B puedetambién ser determinada matemáticamente por el análisis de la superficie del esferoideespecificada por sus longitudes conocidas OP y OQ y por el uso del punto fijo inicial en A.También puede ser determinado por triangulación. La línea base en A (superficie del esferoide)es dejada al nivel del mar (superficie geoide). La cuidadosa triangulación permitirá que laposición B sea determinada. La diferencia en la el posicionamiento de B entre estos dos métodosy el determinado astronómicamente es una medida de que tan cercano coinciden el modeloesferoide y el geoide. Lo anterior sería repetido muc hos meridianos a diferentes latitudes.Gradualmente las longitudes de OP y OQ, son variadas hasta que una coincidencia en losmodelos geoide y esferoide es obtenida.

1.5 Sistemas de División TerrestreLos sistemas de división son líneas que corren de Este-Oeste y de Norte-Sur para generarpatrones de cuadriculado. En un intento para sobreponer un sistema de cuadriculado en unmapa terrestre, se presentan problemas al tratar de representar la superficie esférica de la tierraen dos dimensiones sin incurrir en demasiada distorsión. El cartógrafo debe decidir lascaracterísticas que desea mostrar con mayor precisión. Diferentes sistemas de cuadriculado seencuentran en uso el día de hoy para proyectar la superficie de la tierra en una superficie plana yson clasificados generalmente de acuerdo a su método de construcción: Cilíndrico (UTM) yCónico (Lambert).

1.5.1 Cuadriculado Universal Transverso (UTM)Este es el sistema comúnmente utilizado en el mundo y está basado en la proyección cilíndricadesarrollada por Johanes Lambert en 1772. En esta proyección, el esferoide representando latierra es rodeada por un cilindro que toca la superficie de el esferoide en una línea de longitudespecífica. (Fig. 4).

Fig. 4 – Mapa de Proyección Transversa Cilíndrica

El cuadriculado UTM divide el mundo en 60 zonas iguales los 80 Grados Norte y 80 Grados Sury cada uno tiene 6 Grados de amplitud siendo numerados del 1 al 60, Iniciando por la línea defecha Internacional (180 Grados Oeste) y leyendo hacia el este alrededor del globo. Cada zonaes achatada y cuadriculada. Cualquier punto puede ser referido con su número correspondientede zona, calculando su distancia en metros al ecuador y la distancia en metros al norte osur de su línea de referencia.



Para evitar números negativos, un valor arbitrario de 500,000 metros al Este es asignado almeridiano central en cada zona. Los valores típicamente fluctúan entre los 200,000 metros a los800,000 metros al ecuador. (Extendiéndose 3 al meridiano central en cualquier zona).

Para puntos al sur del Ecuador, el Ecuador es asignado con un valor arbitrario de 10, 000,000 my los valores decrecen hacia el Sur.

Fig. 5 Zona Cuadriculada UTM

1.5.2 Proyección Cónica de LambertEsta proyección fue primero descrita por Lambert en 1772 pero fue poco utilizada hasta laPrimer Guerra Mundial cuando Francia hizo uso de dibujos de los primeros mapas de guerra.Este sistema utiliza un cono opuesto a un cilindro para cubrir el esferoide a ser considerado. Loque produce una representación con líneas de la longitud apareciendo como líneas convergentesy líneas de latitud como arcos de círculos.



Fig. 6 Mapa de Proyección Cónica

La escala entre los paralelos es normalmente sin distorsión y un par de paralelos enconsecuencia serían seleccionados para una particular área de interés. Este sistema es utilizadoen 48 estados de los EU(Incluyendo la mayoría de los estados productores de crudo). El cuadriculado a través de cadaestado es medido en pies con los ejes Este-Oeste signado a un valor de cero, mientras que losejes Norte-Sur están asignados al valor de 2, 000,000 de pies. El ejemplo siguiente es para elSistema Lambert del Sur de Louisiana.

Fig. 7 – Sistema Lambert del Sur de Louisiana.

1.5.3 Otros Sistemas de DivisiónHay otros sistemas de cuadriculado en uso, tales como:Cuadriculado Estereográfico Polar Universal (UPS) utilizado en regiones polares.Marcador Transverso (Gauss-Kriiger) con zonas en 6 utilizado en FSU, China y el Bloque Este.



1.6 Declinación MagnéticaLa tierra posee un campo magnético debido a su núcleo relativamente rico en Hierro. Las líneasde fuerza asociadas con este campo son horizontales en el ecuador mientras, en los polos, sonrepresentados por líneas verticales. El ángulo de declinación, es el ángulo entre las líneashorizontales y las líneas de fuerza magnética. Los polos de este campo magnético “cambian” conel tiempo y la diferencia entre su posición i.e. norte magnético, y los polos geográficos i.e. nortereal (los ejes de rotación de la tierra) es conocido como Declinación Magnética. La distanciaactualmente medida es de 1000 millas. El ángulo de declinación es tomado como el ángulo entreel componente horizontal del campo magnético de la tierra y las líneas de longitud.

La fuerza del campo magnético es medida en micro Tesla (mT) y varía de 30 mT en el ecuador a60 mT en los Polos.

Fig. 8 – Los Monitoreos Magnéticos siguen las líneas de flujo de la tierra

Una gráfica Isogónica es un mapa entre las líneas de igual declinación sobre impuesta y esusualmente acompañada con la corrección anual, la cual debe ser aplicada siguiendo la fecha deproducción del mapa. La declinación puede ser hacia el Oeste o el Este. La declinación al Oestesignifica el polo magnético significa que el polo magnético está a la izquierda del norteverdadero.

EjemploLa Declinación Magnética de Houston en la carta Isogónica de 1985 fue de 7 Este. El cambioanual es de 8’ por año al Oeste (1 = 60’).Para 1991, la declinación magnética debe ser cambiada:8’ por año x 6 año = 48’ OesteLa nueva declinación magnética en1991 = 7 0’ – 0 48’ = 6 12’ Este.Para convertir de norte magnético a norte real es cuestión considerar las posiciones de los dospolos en relación a la lectura magnética:



EjemploConvierta las siguientes lecturas del polo norte magnético a lecturas del polo norte real1. Norte 45 Este (Azimutal 45) con 5 de declinación EsteRespuesta: Norte 50 Este (50)

2. Sur 80 Oeste (Azimutal 260) con 5 de declinación Oeste(255)

Perforación Direccional

Respuesta: Sur 75 Oeste

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1.7 Mapas de DivisiónEn tierra, las mediciones son corregidas con respecto al Norte Real en tanto que en operacionescosta afuera, son corregidas respecto la Cuadriculado Norte Estándar. Un sistema cuadriculadoes un sistema de coordenadas rectangulares esquematizada en un mapa. Un valor arbitrario delatitud y longitud ha sido normalmente seleccionado y en este caso el Cuadriculado Nortecoincide con el Norte Real (Fig.10).

Fig. 10 Norte Cuadriculado y Norte Geográfico

Cuadricula de Declinación – Corrección angular convirtiendo las lecturas del Norte Magnético alNorte Cuadriculado.Cuadrícula de Convergencia – Angulo entre el Norte Real y el Norte Cuadriculado.



Relaciones entre cuadriculado, Norte Real & Norte Magnético

Malentendidos se han generado en la relación entre estas referencias ocasionando errores en elmonitoreo en el pasado. Los diagramas polares, citados, deberán ser incluidos con todos losdatos de evaluación para clarificar cual sistema de referencia está siendo utilizado.

1.8 ResumenUsando la información previa, ahora es posible calcular con razonable precisión la posición enrelación a otros puntos de la superficie terrestre. De cualquier forma, es imperativo conocer quemodelo y que sistema de cuadriculado está siendo utilizado. Ya que habrá variaciones de unlugar a otro. Los mapas de evaluación de la Milicia Inglesa son derivados del Esferoide Aéreobasados en las medidas del Meridiano de Greenwich. Para el Mar del Norte el posicionamientocosta afuera y el trabajo de evaluación, es práctica normal trabajar con el Esferoide Internacionalbasado en el Meridiano Central (3 Este) en proyección UTM. Cerca de las áreas terrestres delMar del Norte puede ser confuso respecto a que sistemas son utilizados. El principio esasegurarse que los sistemas que están siendo referenciados con claramente especificados enlos datos de evaluación antes de ser utilizados.

2.0 HERRAMIENTAS DE EVALUACIÓNLa evaluación es la ciencia de localizar con precisión un punto en el espacio. En la construcciónde un pozo esto significa apropiadamente localizar un punto en el agujero. Permite que lalocalización del fondo del hueco sea determinada en forma relativa a un punto en la superficie auna profundidad vertical dada. También provee información de las irregularidades en latrayectoria del pozo (patas de perro), tendencias durante la perforación y orientación de lasherramientas desviadoras.



Los sistemas actuales incluyen la telemetría, paquetes de mediciones eléctricas, sistemasfotográficos y sistemas de lectura en tiempo real.

2.1 Factores de Selección de HerramientasExisten un número de factores que influencian en la selección de la herramienta de monitoreo: Tamaño del objetivo – El tamaño del objetivo influye en la precisión de la evaluación. Latitud del pozo – A mayor latitud, mayor la influencia entre el campo magnético y velocidad delas herramientas giroscópicas. Dirección del Objetivo – Las evaluaciones Este/Oeste requieren procedimientos especiales. Tipo de instalación – Presencia de interferencia magnética en plataformas con múltiples pozos. Costo de Equipo de Perforación – El sistema MWD puede ser más efectivo en costo enequipos con altas tasas de perforación. Máxima Inclinación Propuesta – Algunas herramientas de evaluación tienen limitaciones deángulo de agujero. Condiciones de Agujero – Altas Temperaturas o reducidos tamaños de agujero pueden limitarel uso de algunas herramientas. Profundidad de evaluación – La precisión de la evaluación depende de la profundidad. Hueco Abierto o Entubado – Impacta en las herramientas magnéticas.

2.2 Herramientas Magnéticas

2.2.1 Herramientas de Evaluación Fotográfica MagnéticaTodas estas herramientas deben correrse dentro de una lastra barrena no magnética (hecho abase de aleación de Níquel)) para eliminar cualquier interferencia magnética de la sarta deperforación.

2.2.2 Disparo Individual MagnéticoUsado para grabar simultáneamente la dirección magnética de un agujero no cementado y suinclinación de desviación de la vertical. Sus componentes son:

Cronómetro o sensor de movimiento

Cámara.

Unidad indicadora de ángulo

Debido a las incertidumbres concernientes al tiempo que se toma la herramienta para descenderde la superficie a la profundidad de medición, un sensor de movimiento fue desarrollado parareemplazar el cronómetro. Después de que la herramienta ha sido “armada” y puesta en uncontenedor de protección (1.75” o 1.375”) ya sea en un cable de registro o puesta en caídalibre, una vez que permanece estática en el fondo, un circuito electrónico en la herramienta lodetecta y activa la cámara. La cámara previamente enfocada graba la orientación magnética y laposición de la sarta dando el ángulo de inclinación. Los discos de con ángulos indicando lasescalas en ellos están disponibles en rangos variados dependiendo del ángulo del agujero: 0 -10, 0 - 20 y 15 - 90. De vuelta en la superficie, el disco es extraído, y sus lecturasinterpretadas para conocer la orientación del agujero.

El disparo individual es normalmente corrido con registros eléctricos durante la fase deperforación para proveer una medida individual de la orientación actual del fondo del agujero opuede ser en caída libre previa a la sacada de la tubería de perforación.



2.2.3 Evaluación de Caída MagnéticaEsta herramienta es similar a las excepto que utiliza película de 10 mm para permitir el grabadode diferentes tipos de evaluación. Esta herramienta es corrida y eventualmente asienta en unretenedor por encima de la barrena. Un cronómetro mecánico, es sincronizado con un reloj en lasuperficie, permitiendo que una serie de evaluaciones sean almacenadas cuando la sarta deperforación es recuperada dando una vista simple de la orientación del agujero descubierto.

2.2.4 Disparo Magnético Múltiple (MMS)Es utilizado normalmente al final de la construcción de una sección y es utilizado para grabar laorientación del agujero perforado. La herramienta es una unidad alimentada por bateríasconsistente en un cronómetro, una cámara con película de 16 mm y un ensamble debrújula/péndulo normalmente encerrada en un contenedor de 1.75”. Una mini versiónmultidisparo en un contenedor de 1.375” está también disponible. Esencialmente, la herramientatoma una fotografía de de la brújula/péndulo periódicamente mientras la sarta es levantada. Unavez de regreso en la superficie, la película puede ser revelada, y correlacionada contra laprofundidad y la orientación de la sección de hueco dibujado.

2.2.5 Disparo Magnético Electrónico Múltiple (EMS)Es lo último en tecnología y se compone de de ambos: Acelerómetros en tres ejes ymagnetómetros para tomar mediciones de ángulo de agujero y dirección. También calcula elángulo de desviación magnético y el campo de fuerza en cada estación de evaluación. Estosdatos son utilizados para calcular la interferencia magnética dando mayor confiabilidad a losdatos de monitoreo. Esta herramienta también mide la temperatura en el rango de 0 - 125C (32- 257F). Después de ser armada en superficie, la herramienta es corrida en forma semejante auna de disparo múltiple y puede ser programada para operar en cualquier modo ya sea disparosencillo, multidisparo o modo de orientación de corteza. Más de 1023 puntos de evaluaciónpueden ser almacenados



Siguiendo con la evaluación, la herramienta es reconectada a un sistema computarizado y lainformación procesada utilizando un punto de referencia, por ejemplo la zapata anterior. Comoopción puede correrse la longitud requerida de NMDC’s para evitar la interferencia, es posibleacortar esto y aplicar un factor de corrección para eliminar la interferencia adicional.

2.3 Herramientas de Evaluación GiroscópicaDonde la interferencia magnética no puede ser impedida, los sistemas giroscópicos sonutilizados. Hay dos tipos de giroscopios Utilizados – aquellos que varían con el tiempo yaquellos con el sentido de rotación de la tierra Por ejemplo: Los Giroscopios de velocidad. Estospueden ser corridos sin lastra barrenas no magnéticas ya que la brújula magnética esreemplazada por una brújula giroscópica de disco controlada por un motor eléctrico a altas RPM.

2.3.1 Giroscopio de Disparo SimpleUtilizado para orientar herramientas en áreas de alta interferencia magnética. Ej. : Punto deDesvío en una plataforma con otras tuberías conductoras cercanas. Esta herramienta consistede un cronómetro, una cámara y una brújula giroscópica sensible. El giroscopio es primeroorientado a la superficie en una dirección conocida y entonces bajado a la profundidad deevaluación debidamente protegida. Después de grabar los datos, la herramienta es recuperada yla película descargada y revelada.

2.3.2 Giroscopio de Disparo MúltipleEs utilizado para grabar la orientación de un pozo con o sin tubería de revestimiento. Laherramienta es alimentada por una batería. La unidad giroscópica es inicialmente alineada conuna dirección conocida y un mecanismo para medir el tiempo es sincronizado con un reloj ensuperficie. Es entonces cuando se corre un registro eléctrico y de evaluación conforma laherramienta desciende. Esto reduce el error debido a la desviación giroscópica la queincrementa la no uniformidad con el tiempo. Para corregir esto, muchas revisiones a la variaciónson hechas durante la corrida y el sacado de la herramienta. Cuando la herramienta permaneceestacionaria, un número de evaluaciones (surveys) son tomadas en la misma locación. Estospueden entonces ser comparados con posterioridad para permitir la corrección a la desviación

2.3.3 Giroscopio de Lectura en SuperficieEjemplo – Seeker de BHI, Keeper de Sperry SunUtilizado para perforar y orientar en áreas donde la interferencia magnética es un problema. PorEjemplo: Desviación en plataforma donde hay otras tuberías conductoras de pozos adyacentes.La herramienta es conectada directamente a la superficie mediante un sistema de lectura vía uncable y un substituto de entrada lateral. Una vez que la orientación deseada ha sido alcanzada,la herramienta es recuperada para permitir que el substituto de entrada lateral sea removido.Otras variantes son ahora equipadas con una conexión humidificada que habilita a que la señaleléctrica sea separada y continuar la perforación rotaria por un periodo de tiempo sin sacar elensamblaje.

El sistema giroscópico usado en “SRG” por sus siglas en ingles, se compone de un ejeortogonal (todos son ángulos rectos con respecto a ellos mismos) acelerómetro y magnetómetro.El acelerómetro mide el vector gravitacional relativo a los ejes de la herramienta de los cuales elfrente de la herramienta y la inclinación pueden ser determinados. El magnetómetro mide loscomponentes de los campos magnéticos de la tierra relativos a los ejes de la herramienta, losque combinados con la lectura del acelerómetro determinan el azimutal.

2.3.4 Medidor Guía Láser Inercial (“RIGS”)Esta es una herramienta de alta precisión, cuenta con un sistema de evaluación de altavelocidad el que colecta datos de evaluación mientras la herramienta es corrida dentro delagujero. Abarca los tres ejes inerciales de navegación y tiene una precisión de 1-2 pies/1000pies de hueco registrado con una precisión horizontal de 2.6 pies/ 1000 pies. Estos



resultados son típicamente tres veces más precisos y completados en la mitad del tiempo encomparación con el uso de un giroscopio.

Al inicio de la evaluación, la herramienta es alineada para derivar la referencia del norte realmediante la medición de la rotación terrestre. Cuando es bajada en el pozo, el sistema denavegación inercial mide cambios en espacios tridimensionales generando coordenados paranorte/sur, este/oeste. Este sistema de monitoreo continuo elimina los errores generados usandoel método de cálculo de punto a punto de la geometría del hueco como es hecho con losgiroscopios y otros sistemas de evaluación convencionales.

Un registro eléctrico de medición de profundidad y un localizador de coples de tubería sonusados para verificar el sensor de profundidad y restringir los errores a menos de 0.5 pies / 1000pies mientras que centralizadores mantienen la herramienta centralizada en el hueco perforado.La herramienta puede ser utilizada solamente en agujeros para tuberías de revestimientomenores a 7” debido a su tamaño físico.

Un registro típico utilizando el sistema RIGS consiste de: Alinear el sensor a la superficie - 12 min. Hacer un chequeo a la variación – 3 min. Correr la herramienta en el agujero a 300ft/min. A la profundidad final, revisar la variación inercial – 3 min. Recuperar la herramienta mientras se completa la segunda evaluación (survey) a 300ft/ min. En superficie, completa la variación final – 3 min.Tiempo Total para evaluar un pozo simple de 10,000 pies = 88 min.

2.4 Sistemas de Medición de Evaluación de MWDLos sistemas de MWD de hoy utilizan sistemas transmisión mediante cables a superficie. Laenergía es generada por una turbina dentro del agujero por la vía de una turbina de lodos o debaterías. Los datos son transferidos por un pulso de presión vía la columna del fluido deperforación (ya sea un pulso negativo o positivo). Estos sistemas fueron desarrollados en losaños 70 Por Teleco, siendo la primera compañía en proveer comercialmente el servicio en 1978.Estos tomaron parte en forma común durante los 80 y han continuado desarrollándose consensores adicionales, siendo ahora la norma como los sensores de Rayos Gama y deResistividad.

Estos sistemas son, sin embargo, basados en mediciones magnéticas y deben ser compensadoso protegidos de interferencia magnética.

2.4.1 Inclinación en MWDEjemplos: “Teledrift” o “Anderdrift”Estos sistemas se componen de un instrumento de señales mecánicas capaz de detectarinclinaciones en el agujero mayores a 10.5 (Anderdrift 5, Teledrift 10.5). La transmisión de laseñal es por la vía de una serie de pulsos emitidos a través del lodo, los cuales son detectadospor un transductor usualmente colocado en la tubería vertical.

En principio, la herramienta contiene un péndulo en el fondo que puede moverse a través de unaserie de Bordes y un pistón de señal capaz de atravesar una serie de restricciones anulares.Este ultimo crea los pulsos en el lodo. En el sistema Teledrift, hay un sistema de código por loque la desviación de la vertical se incrementa con el número de pulsos emitidos. Un máximo desiete pulsos pueden ser generados (0.5/ pulso), lo que significa que la herramienta puedeoperar en un rango de 3.5 entre 0 y 10.5. Los ajustes son fácilmente alcanzables en el campopara asegurar que la herramienta pueda responder a cualquier ángulo en el agujero mayor a10.5. Muchas otras opciones también existen para permitir que la herramienta detecte un rango


Componente Unidades Electro-magnéticosParte superior de la Sarta de Perforación 300 EMUBarrena, mores de lodo y un substituto curvo 2500 EMU


de ángulo mayor en el agujero. Esto se hace incrementando el ángulo medido por pulso el cualpuede reportar 1 o 1.5 por pulso. Esto da un máximo, de inclinación de agujero de 15.

El sistema Anderdrift genera pulsos de lodo similares pero es diferente en la relación entre laposición del péndulo y el pistón. El Anderdrift puede generar más de once pulsos, cada unorepresentando 0.5, pero esto funciona en sentido inverso. Así un pulso indicará un ángulo deagujero de 5 o más mientras que once pulsos un ángulo de cero grados.

Las lecturas, son generalmente tomadas en la conexión. Las bombas deben apagarse por unminuto para permitir que la herramienta mida el ángulo de desviación y se prepare para laseñalización. La tubería debe permanecer estacionaria durante este periodo. Las bombas sonencendidas nuevamente y puestas a un máximo de 360 gpm, manteniendo el gasto. Con laherramienta Teledrift el primer pulso llega después de 10–15 segundos y las lecturassubsecuentes deben llegar después de un periodo similar. El bombeo debe continuar hastaalrededor de un minuto después de grabado el último pulso. El periodo de pulso para elAnderdrift es de alrededor de 5 Segundos.

2.4.2 Interferencia MagnéticaDurante el proceso de perforación, los componentes metálicos de la sarta de perforación semagnetizan debido al campo magnético de la tierra. Este magnetismo inducido influencia lasherramientas de evaluación (survey) magnéticas por lo que deben se protegidasresguardándolas con coples no magnéticos. La longitud requerida de los espaciadoresmagnéticos depende de los siguientes factores:

Fuerza del campo magnético del acero magnetizado de la sarta de perforación por encima ypor debajo del mecanismo sensor.

Dirección de dirección del agujero como relativo al norte magnético o al sur.

Inclinación de agujero

Locación geográfica (relacionada al “ángulo de inclinación”)

2.4.2.1 Fuerza del Polo MagnéticoCuando la sarta de perforación se magnetiza, los dos extremos se convierten en los polosmagnéticos de la sarta. En el hemisferio norte, el polo norte es el extremo de la sarta que seencuentra dentro del agujero. La interferencia magnética varía de forma inversa con el cuadradode la distancia entre la fuente y el sensor/brújula.

Fuerza de Interferencia (Fuerza del Polo) / (Distancia)2

Así, si la fuerza F1 es encontrada como resultado de la separación de 4 pies entre el cople deacero magnetizado y el sensor, por lo que a la separación de 12 pies, la fuerza de interferenciaF2 sería:

F1 x (4)2 = F2 x (12)2

F2 = F1 / 9

Ya que la sarta de perforación es mucho más larga que su diámetro, puede analizarse sinembargo está compuesto de fuentes de puntos discretos localizados en los extremos delagujero. La fuerza de los polos magnéticos depende de los componentes individuales del aceroque componen la sarta de perforación.Grindrod y Wolf en1983 presentaron valores para el campo magnético de cuatro diferentesensambles. Estos valores generalizados son:


Barrena, Estabilizadores NB , ensamble corto(packed assy)

200 EMU

Barrena y Estabilizador NB 500 EMUCombinaciones 250 EMU


La fuerza aproximada del polo es seleccionada para el polo apropiado – ya sea el superior (UP)o El inferior (LP). Si la fuerza del polo es medida en (Wb), entonces la distancia es en metros;Si la fuerza del polo es medida en Unidades Electromagnéticas (EMU), entonces la distancia esen pies.La distancia superior (UD) y la distancia inferior (LD) son meramente distancias respectivas delsensor a la sección magnetizada más cercana de la sarta. La sarta de interferencia (IF) puedeser ahora calculada:

IF (Superior) = UP/(UD)2 yIF (inferior) = LP/(LD)2

AsíIF (Total) = IF (Superior) + IF (inferior) o = IF (Superior 1) + IF (Superior 2) + IF (lnferior)Estos dos casos se representan esquemáticamente en las Fig. 13A y 13B.

Ambas sección la superior y la inferior tienen polos individuales

2.4.2.2 Inclinación del AgujeroUna herramienta de medición magnética (brújula o magnetómetro) solo utiliza la componentehorizontal del campo magnético terrestre. Similarmente, será influenciado por la componente



horizontal de cualquier magnetismo inducido en la sarta de perforación. Cuando la sarta seaproxime a mayores ángulos en los pozos desviados, la fuerza de interferencia será mayor.

2.4.2.3 Dirección del AgujeroLa dirección (azimutal) en la que la sarta es posicionada es también un factor en ladeterminación del efecto de la fuerza de interferencia en el sensor magnético. Cuando ladirección es de Este u Oeste, el efecto es mayor.

Para un pozo, que esté siendo perforado en dirección Este, el sensor magnético leerá unazimutal que es menos que el azimutal real.

Para un pozo, que este siendo perforado en dirección Oeste, el sensor leerá un azimutal mayorque el real.

2.4.2.4 Locación GeográficaAsí como el sensor se afectará por la componente horizontal del campo magnético terrestre,

también se afectará por la amplitud de la componente horizontal. Esto varía según la locacióngeográfica (Fig. 8) y es mayor en la zona del ecuador, ya que el ángulo de desviación del campomagnético terrestre aumenta. El efecto resultante de esto es que la componente vertical decampo magnético terrestre aumenta mientras que la componente decrece. Así, cualquierherramienta que dependa de la componente horizontal de campo magnético terrestre Será másfácilmente afectada por otros efectos del campo horizontal más allá del Ecuador .

Un sensor magnético será por tanto mas sensible al norte magnético en el ecuador que en lospolos. Si no hay fuerza de interferencia presente, se verá mayor influencia en las lecturasdireccionales cerca de los polos que en el ecuador Aunque la fuerza de interferenciapermanezca igual. En efecto, cualquier Reducción en el campo natural terrestre permitirá que elcampo magnético de la sarta tenga mayor impacto.

2.4.2.5 Selección de Lastra Barrenas No-Magnéticas



Los sensores magnéticos deben estar dentro de Lastra barrenas no magnéticos para minimizarlos efectos de la interferencia derivados del magnetismo inducido en la sarta de perforación ypara prevenir cualquier distorsión del campo magnético terrestre en la cercanía de los sensores.La composición de losLastra barrenas no magnéticos es regularmente una de las siguientes:

1. K Moneles, en aleación conteniendo 30% Cobre y 65% Níquel2. Acero Cromo/ Níquel compuesto de 18% Cromo y 13% Níquel3. Acero Austenítico (Aleación de hierro en forma cristalizada) a partir de cromo y manganeso (>18% Mn)4. Aleación de Bronce a parir de Cobre y berilio

Los K Moneles y la aleación Berilio-Cobre son costosas pero resistentes a la corrosión

El Acero Austenítico es el más común, pero es susceptible a la corrosión en ambientesaltamente salinos.

El Acero Cromo / Níquel tiende a corroerse, causando daño al enroscado.

Como se describe, el número de lastra barrenas no magnéticos y la posición del sensor/brújula,dependen de la inclinación del hueco perforado, el azimutal y la locación geográfica. Los gráficosson provistos por la mayoría de los contratistas desviadores que indican el número de lastrabarrenas Requeridos para diferentes inclinaciones y azimutales en diferentes locacionesgeográficas.

Alternativamente los datos obtenidos pueden ser corregidos por la interferencia magnética de lasarta de perforación, uno de los paquetes computacionales disponibles en el mercado.

3.0 Métodos de Cálculo de EvaluaciónUna herramienta de evaluación direccional mide la inclinación y el azimutal en un número deestaciones de registro a profundidades especificadas. Estos valores son usados para calcular auna profundidad dada, las coordenadas Norte y Este , la profundidad vertical real según elsistema de referencia especificado. La severidad de la pata de perro y la sección vertical(Desplazamiento horizontal) pueden también ser calculadas.

Hay muchos métodos para calcular la localización tridimensional de una estación de evaluación.Estos métodos se listan a continuación por orden de precisión:

Método Tangencial

Método del Angulo Promedio

Método del Radio de Curvatura

Método de la Curvatura Mínima



3.1 Método TangencialEste fue el primer método utilizado. Los cálculos están basados en el ángulo de inclinación y ladirección del ángulo de desviación (Azimutal) al menor de dos puntos de monitoreo (survey). Ladistancia de curso (distancia entre dos puntos monitoreados) es tomada como una línea recta.Se asume que la línea tenga el mismo ángulo de desviación y dirección que el punto inferior deregistro. Los errores con este método pueden ser significativos y por tanto este método esimpreciso.

Para dos estaciones de monitoreo, S1 y S2, donde la profundidad medida, MD1 y MD2, lainclinación, I1 y I2, y el azimutal, A1 y A2, son conocidos, el Norte, Este y la Profundidad Real(TVD) pueden ser calculadas en S2 .

Norte2 = Norte1 + [(MD2 – MD1) x sen I2 x cos A2]Este2

TVD2

Ejemplo

= Este1 + [(MD2 – MD1) x sen I2 x sen A2]= TVD1 + [(MD2 – MD1) x cos I2]



3.2 Método de Angulo PromedioEste método utiliza en ángulo de inclinación y un promedio de la dirección del ángulo dedesviación (azimutal) entre dos puntos de evaluación. Este reduce significativamente los erroresgenerados utilizando los métodos anteriores y asume que el curso varia en línea recta entre dospuntos evaluados. El método de pata de perro entre dos puntos registrados debe ser corto. Si ladistancia entre los dos puntos es corta, por lo que una trayectoria en línea recta se asume seaproxima de forma cercana al agujero perforado real.Es simple calcular a mano en el campo. Para dos estaciones de monitoreo dadas , S1 y S2,donde las profundidades medidas, MD1 y MD2, la inclinación, I1 y I2, y el azimutal, A1 y A2, sonconocidos,Entonces el Norte, Este y Profundidad Real (TVD) puede ser calculado en S2 como se muestra:

Ejemplo



3.3 Método del Radio de CurvaturaEste método asume que el agujero es un arco sin irregularidades entre los registros. Requiere dealgunos cálculos complejos que son mejor utilizados en una calculadora programable ocomputadora. El método de cálculo no es afectado por longitudes mayores. Asume que latrayectoria tiene un radio constante de curvatura.

Para dos puntos de registro, S1 y S2, donde la profundidad medida, MD1 y MD2, laInclinación, I1 y I2, y el azimutal, A1 y A2, son conocidos, el Norte, Este y la Profundidad Real TVDpueden ser calculadas en S2 de la siguiente forma

Ejemplo



3.4 Método de Curvatura MínimaEste método toma información de la inclinación y el azimutal de cada punto registrado y crea unacurva suavizada. Este es un método complejo no recomendado para hacer cálculos a mano. Esampliamente utilizado por operadores y compañías de perforación direccional.

Para dos puntos de monitoreo, S1 y S2, donde las profundidades medidas, MD1 y MD2, lainclinación, I1 y I2, y el azimutal, A1 y A2, son conocidos, el Norte, Este y Profundidad Real TVDpueden ser calculadas en S2 de la siguiente forma

Ejemplo



3.5 Incertidumbre en la EvaluaciónLa incertidumbre en la evaluación es el rango en 3D en que la posición actual de un punto deregistro puede ser comparada con la posición calculada. Este es el resultado de la combinaciónde datos ambiguos individuales registrados durante las evaluaciones. La magnitud deincertidumbre es determinada por un tipo de herramienta, calidad y modelo combinados conimprecisiones utilizadas para correr la herramienta y el ambiente en el que se utiliza.La incertidumbre se clasifica de dos modos:

Estadística en las lecturas del sensor de los que los valores de inclinación y azimutal sonobtenidos.

Sistemática, tales como variaciones en la calibración de linealidad, sensibilidad, sesgo ytendencia.

Para evaluaciones normales de hueco descubierto, los cuales tienen una longitud significativa yun numero de puntos de monitoreo significativo, la incertidumbre sistemática dominará laincertidumbre estadística. Por lo que, Wolf y de Wardt introdujeron en 1981 una herramientasistemática de error. Este acercamiento para calcular la posición se ha convertido en un estándarde la industria.

El efecto de estas diferencias es una incertidumbre en las posiciones medidas, resultante en unaincertidumbre acerca de la posición calculada para el agujero descubierto. Típicamente, laincertidumbre en la dirección lateral es mayor que las incertidumbres por arriba o por debajo dela profundidad medida.. Consecuentemente, la incertidumbre resultante en una estación deevaluación tiene una forma elipsoidal. La incertidumbre se acumula a través de la trayectoria delpozo, y será la mayor durante la última estación de registro

La herramienta FINDS (Herramienta de Dirección Inercial o Ferranti Inercial Direccional Tool, eninglés) ha sido la herramienta mas precisa de evaluación utilizada a 0.5 pies en cualquierdirección. De cualquier modo, su tamaño (10.625”) efectivamente la restringe en corridas deTuberías de Revestimiento de 13.375”. Actualmente los registros giroscópicos tienen unaprecisión de 1.5 / 1000 pies y más de 3 / 1000 pies en secciones horizontales. La precisión delas herramientas MWD es cuantificada en variación de grados:

InclinaciónAzimutalFrente de Herramienta

0.1 – 0.251.0 – 1.51.5 – 3.0

En agujeros menores a 5, la precisión disminuye y un sistema alternativo debe ser utilizado.

4.0 PERFORACIÓN DIRECCIONAL

4.1 POR QUE PERFORAR DIRECCIONALMENTE?La perforación direccional es la ciencia de dirigir el agujero a través de una trayectoriapredeterminada a un objetivo designado en el subsuelo.

Las aplicaciones más comunes de perforación direccional son:

Perforación de pozos múltiples de estructuras costa afuera

Inclinación controlada en pozos verticales

Perforación Lateral (Ventana)

Perforación de pozos de alivio

Perforación horizontal o pozos multilaterales para mayor exposición en la formación productora



4.2 Técnicas de DesviaciónLas principales técnicas de desviación son:

Cucharas de Desviación (Whipstock)

Propulsión

Perforación Rotaria

Motores

4.2.1 Cucharas de Desviación (Whipstock)Este fue el principal método de desviación de pozos utilizado entre 1930 – 1950. Fuereemplazado por la introducción de los motores de fondo. Recientemente se ha visto unresurgimiento debido a los pozos multilaterales y re-perforaciones.Existen dos variantes de esta herramienta, el recuperable y la cuchara permanente. Ambasproveen los medios para orientar mediante una cuña cóncava de acero, la cual es utilizada paradesviar la sarta de perforación. Dependiendo del estilo de cuchara utilizada, el número de viajespara iniciar a desviar el agujero, puede ser uno o varios. Mucho depende de como la cuchara esy orientada en el agujero y como se efectué la molienda de inicio.

4.2.2 Propulsión (Jetting)La propulsión puede ser utilizada para orientarse en formaciones suaves y es típicamenteutilizada en la parte superior del agujero. El ensamblado consiste de una barrena tricónicaModificada con una de las toberas (jets) significativamente más grande que las otras dos o conuna abierta y las otras dos tapadas . En esencia, la barrena es orientada hacia abajo y lasbombas de lodos son puestas al gasto máximo por 5-10 pies, la mesa rotaria perfora los residuosy un monitoreo (survey) es tomado en la superficie con un giroscopio . Este procedimiento puederepetirse hasta alcanzar el ángulo deseado y es así como la desviación es obtenida. Esta técnicapuede utilizarse para construir ángulos mayores a los 15 y crear patas de perro 3 / 100 pies.

El método de propulsión es económico y facilita que el agujero sea rápidamente perforado sinefectuar cambios en el ensamblado de la sarta. Permite que un agujero en calibre sea perforadocon pequeños cambios en la dirección en formaciones suaves con horas de rotación reducidas yprovee un medio de direccional seguramente en un agujero somero donde existen numerososconductores de pozos adyacentes .

4.2.3 Perforación RotariaHistóricamente, siempre ha sido posible controlar la inclinación de los pozos direccionalesdurante la perforación rotaria mediante la corrección del diseño de ensamble y el uso de losparámetros de perforación apropiados. El control de azimutal, de cualquier forma, siempre hasido difícil.Los factores que afectan el comportamiento de los ensambles rotarios serán discutidosposteriormente .

4.2.4 MotoresMotores (ya sean motores de desplazamiento positivo o turbinas), equipados con un substitutocurvo o un “bent housing”, permiten que la barrena sea orientada y perfore en la direcciónseleccionada sin ninguna rotación de la sarta de perforación. Esto permite un control total sobreel azimutal y la inclinación.Otros factores que afectan el desempeño de estos sistemas de direccionamiento serándiscutidos posteriormente.

4.3 Control Direccional con Sistemas RotatoriosLas tendencias direccionales están relacionadas a la dirección de la fuerza resultante en labarrena. Al respecto, el ángulo de inclinación de la barrena (ángulo entre el eje de la barrena yel eje del hueco) se cree influye. Esto es debido a que la barrena está diseñada para perforar



paralelo a su eje. En ensambles rotarios con un estabilizador cercano a la barrena, el ángulo deinclinación de la barrena Es pequeño y la magnitud de la fuerza resultante es un factor clave.

La trayectoria está afectada por los siguientes parámetros:

Calibre y localización de los estabilizadores

Diámetro y longitud de lastra barrenas

Peso en la barrena

Velocidad de Rotación

Tipo de Barrena

Anisotropía de Formación (propiedades varían horizontal/verticalmente) y el ángulo dedesviación de los planos del lecho.

Dureza de Formación

Gasto

Velocidad de Penetración

4.3.1 Calibre y Localización de EstabilizadoresEl calibre y la localización de estabilizadores, combinados con los parámetros de perforación,tienen un marcado efecto en la habilidad del ensamble rotario pata construir, caer o mantener lainclinación. Existen tres principios fundamentales:

Principio Fulcrum

Principio de Estabilización

Principio de Péndulo

4.3.1.1 Principio FulcrumUn ensamble con un agujero en calibre cerca de la barrena tendrá un estabilizador y de 40 – 120pies de lastra barrenas antes de colocar el siguiente estabilizador que construirá el ángulocuando se le aplique peso.El aplicar peso causará que las lastra barrenas se flexionen y que cerca del estabilizador de labarrena se cree un Fulcrum o punto de pivote. Esto crea una fuerza de oposición en la barrena lacual crea una curvatura hacia arriba en el agujero hasta que el peso es reducido.



Principio Fulcrum

La velocidad de construcción se incrementa cuando:

Hay un incremento en la distancia entre la barrena y el primer estabilizador – este es elelemento de diseño más importante en un ensamblaje Fulcrum para construir el ángulo. Cuandola distancia se incrementa, la capacidad de construcción se incrementa debido a un mayor efectode palanca ejercido en el punto de pivote (Cerca del estabilizador de la barrena). Una vez que elestabilizador de la primer sarta se encuentra a los 120 pies de la barrena, no se verá mayorefecto ya que los lastra barrenas estarán en contacto con el agujero descubierto.

Incremento en la inclinación del agujero – Conforme se incrementa, los lastra barrenas tienenuna componente mayor en los ángulos rectos al eje del agujero y ejercen una fuerza mayor en elFulcrum.

Reducción del diámetro de lastra barrenas – la rigidez de este es proporcional a la cuartapotencia del diámetro. Así que, usando un diámetro ligeramente menor la flexibilidad delensamble se incrementará enormemente. Un lastra barrena más pequeño de la misma formaincrementará el espacio anular y permitirá flexionarse antes de entrar en contacto con el huecoperforado.

Incremento en el peso en la barrena - cuando este se incrementa, dobla las lastra barrenasentre los estabilizadores, lo que incrementa la fuerza de carga en la barrena.

Reducción a la velocidad rotaria – Una velocidad de rotación alta tenderá a enderezar la sarta.Por lo que,

Bajas velocidades (70 – 100 RPM) serán utilizadas con estos ensambles.

Reducción en el gasto – En formaciones suaves, un alto gasto de bombeo puede lavar elagujero y reducir las velocidades de construcción.

4.3.1.2 Principio de EstabilizaciónEl principio usado es que tres o más estabilizadores en calibre cada uno separado por un copledesviadoIncluyendo el cercano a la barrena, estos resistirán cualquier efecto de deflexión y preferiráseguir una trayectoria recta. Estos ensambles son llamados ensambles empacados ytípicamente se utilizan en secciones tangenciales en conjunto con altas velocidades de rotación(120 – 160 RPM).

4.3.1.3 Principio de PénduloEste fue el primer principio direccional desarrollado y se compone de un estabilizador menor alcalibre del hueco o de ninguno cerca de la barrena. La barrena experimenta una menor fuerzadebido a la gravedad.. Reduciendo el peso en la barrena y manteniendo la posición para ayudara prevenir la caída puede incrementar el efecto. Si la barrena para el primer estabilizador es muygrande entonces, las lastra barrenas pueden reducir su contacto con las paredes, disminuyendosu efectividad y pueden hacer que la barrena se direccione hacia arriba. Manteniendo unavelocidad de rotación (120 – 160 RPM) aunado a un bajo peso en la barrena inicialmenteayudará a iniciar la caída. Una vez que la trayectoria ha iniciado, más peso puede ser puestopara acelerar el proceso.

Guías:

Las secciones entre la barrena y el primer estabilizador así como entre el primer y el Segundoestabilizador deben ser tan rígidas como sea posible .



No se requiere de estabilizador cerca de la barrena si es del tipo PDC o cuando no sepresenten problemas de azimutal. Si se utiliza una barrena tricónica o de tres conos, serecomienda el uso de un estabilizador bajo calibre por (¼” o ½”) de diámetro.

Debe haber dos estabilizadores con una longitud no mayor a los 30 pies entre ellos.

Utilice una barrena con bajo peso de forma inicial hasta que la tendencia de caída se hayestabilizado entonces incremente el peso gradualmente.

Use alta velocidad de rotación (dependiendo del tipo de barrena).

4.3.1.4 Estabilizadores de Calibración VariableEstas herramientas permiten que el ensamble rotario se comporte de forma dependiente segúnel calibre del estabilizador. Ej.: Ya sea en calibre o bajo calibre.La herramienta “Andergauge” se compone de un estabilizador con aspas ajustables creadas porla activación de cilindros, los cuales pueden extenderse o ser retirados para variar el calibre de laherramienta en el hueco . Este es afectado por el peso en la barrena con las bombas fuera paraasegurar en su lugar y repetir el procedimiento para retraer los pistones, por ejemplo si sedesean que esté bajo calibre. Si se coloca apropiadamente en la parte inferior del ensamble,entonces el ensamble puede comportarse de acuerdo al calibre y como es discutido porensambles rotarios tradicionales.

Las aspas ajustables en el Sperry-Sun AGS™ de estabilizador ajustable, también se componende de muchas filas de cilindros los cuales pueden ser extendidos y retraídos mediante en uso de“encendido-apagado de bombas”. Este ciclo de bombas permite que los cilindros se retraigan porcompleto y luego sen asienten alternadamente en posiciones en calibre y bajo calibre . Laposición de la herramienta puede ser fácilmente monitoreada por observación de la presión en lasarta (Fig. 16), ya que hay una presión diferencial de 150-250psi entre posiciones.



4.3.2 Diámetro de la Lastra BarrenaProveen de rigidez, así como dan peso al ensamble perforador y pueden ser comparados acilindros de paredes gruesas para propósitos de diseño. Su rigidez depende de su momentoaxial de inercia y su módulo de elasticidad (Vea Sección 8 Diseño de Sarta de Perforación).

Con un ensamble del tipo Fulcrum, reduciendo el diámetro del cople para incrementar latendencia de construcción debido a que los coples son mas flexibles y que pueden flexionarseante de entrar en contacto con el agujero. Una vez que esta situación ocurra, incrementar elpeso en la barrena tendrá muy poco efecto adicional.

Con ensamble de tipo empacado, el reducir el diámetro del cople puede crear una ligeratendencia construir ya que los coples son más flexibles.

Con un ensamble de tipo péndulo, este debe ser tan rígido como sea posible y por tanto loscoples más grandes deben ser usados. Reducir el diámetro del cople incrementará el espacioanular y permitirá a los coples flexionarse en la parte inferior antes de hacer contacto. Estoreducirá la velocidad de caída ya que hará que la barrena gire hacia arriba. Utilizando coples dediámetro menor se reducirá el efecto del peso en la BHA y con ello se reducirá el efecto depéndulo debido a la gravedad.

4.3.3 Tipo de BarrenaLas barrenas tricónicas no tienen efecto en la construcción, permanencia o ángulo de caída.Pero tienen, un impacto en el azimutal y tenderán a “deslizarse” hacia la derecha . Este efecto esenfatizado con los dientes largos en formaciones suaves, Parcialmente debido a que lavelocidad de penetración se acentúa y parcialmente debido a que el cono mayor se contrarresta.De manera contraria, barrenas con dientes cortos en formaciones duras tendrán mucho menostendencia a deslizarse a la derecha.

Las barrenas PDC usando poco efecto de peso en y altas velocidades de rotación han mostradoproducir una ligera tendencia al “deslizamiento”. Sin embargo, no producen efecto en el ángulode desviación. Una barrena con un calibre menor tendrá un mayor impacto en el ajuste delángulo que una barrena con un calibre mayor, la cual tenderá a mantener la trayectoria. Elcalibre de una barrena actúa como estabilizador y a mayor calibre, mayor será el efectoestabilizador.

4.3.4 Anisotropía de FormaciónLa anisotropía de formación (la variación en las propiedades de la formación en diferentesdirecciones en la roca) tiene cierto efecto en la respuesta direccional. La mayor parte de laperforación petrolera se da lugar en rocas sedimentarias, las que por definición, fueronnormalmente depositadas en capas y así exhiben su anisotropía. La experiencia en perforaciónha demostrado que la barrena será defeccionada de manera dependiente al ángulo deincidencia de la barrena , diferentes teorías han sido propuestas para describir l reacción de labarrena bajo estas condiciones . La “ teoría de formación de astillas” sugiere que los dientes dela barrena generan un esfuerzo compresivo perpendicular a la cara del diente y que la falla delcorte mas fácilmente entre las capas. Así el tamaño de la astilla variará dependiendo deldiente/ángulo de capa. Como se muestra en la Fig. 17, la barrena es preferentemente dirigidahacia el área de máxima remoción de astillas por la fuerza de desviación resultante ( Fd ) y lasiguiente gráfica, derivada experimentalmente, puede ser usada como guía para indicartendencias en la deflexión.

Esta tendencia a la deflexión no deseada puede ser reducida a través del uso de ensamblesempacados. Un estabilizador en calibre cerca de la barrena reducirá el deslizamiento mientrastendencias de deflexión más serias requerirán ser tomadas en cuentas antes de armar elensamble de perforación.



Formación de Astillas



Máxima fuerza de desviación como función del decremento en la formación

Significado de “Declinación hacia arriba” y “Declinación hacia abajo”



Respuestas a la desviación para diferentes ángulos de declinación

4.3.5 Dureza de FormaciónFormaciones muy suaves pueden ser lavadas, por la simple acción de la propulsión o lacirculación del lodo. Bajo estas condiciones, puede resultar complicado construir un ángulo. Sipor anticipado, la barrena puede equiparse con toberas grandes para reducir la velocidad.Gastos reducidos en las bombas pueden ser usados excepto previo a que las conexiones seanlevantadas para asegurar que la barrena y BHA no se encuentran obstruidas con recortes. Unlavado excesivo puede producir un efecto de caída aun con un ensamble bastante rígido.

En formaciones duras, las BHA se comportan de forma más predecible debido a que el agujerosiendo regularmente en calibre y con la habilidad de proveer de mayor fuerza de contacto entrelas lastra barrenas crea un ángulo de declive en la barrena. El mayor problema en formacionesduras es crear un ensamble para efectuar la inclinación. La reducción del peso en la barrenapuede ser requerida para maximizar la velocidad de caída pero esto posiblemente cree unconflicto con un incremento en peso en la barrena para alcanzar una velocidad de penetraciónrazonable .

4.4 Control Direccional con Motores de FondoHay dos clases distintivas de motores – las turbinas y los motores de desplazamiento positivos(PDM’s).Los cuales ofrecen las siguientes ventajas en relación directa a su transmisión de fuerza motriz ala barrena más que transmitirlo a la superficie.

Eliminación de la vibración lateral Reducción de desgaste en sarta y tubería de revestimiento



Menor torque en sarta, especialmente en agujeros desviados Fatiga de carga reducida en tubería de perforación Puede correrse con poco peso a velocidades continuas Habilidad para orientarse y perforar hacia adelante

4.4.1 TurbinasEl desarrollo de las Turbinas comenzó en 1924 in la antigua URSS y los EU. El desarrollo hacontinuado en Rusia hasta el día de hoy para utilizarlos como la norma para la perforación desus pozos direccionales. Esta situación ha sido favorecida por la falta de suficiente tuberíaresistente a la fatiga para la perforación rotaria.

En otras partes, los PDM han reemplazado a las turbinas como el primer tipo de motordireccional seleccionado, mientras las turbinas son usadas más selectivamente según lascondiciones.

Las turbinas solo pueden ser energizadas por un fluido de perforación líquido

Una turbina consiste de aspas y estatores montados en ángulos rectos al flujo del fluido

Los rotores están colocados en la flecha propulsora mientras que los estatores están pegadosa la tubería externa

Cada par de rotor / estator son conocidos como un etapa

Las turbinas típicamente están equipadas con 75 – 250 etapas.

Los estatores direccionan el flujo a los rotores accionando la flecha en sentido de lasmanecillas del reloj

La potencia de "turbodrill" es proporcional al número de etapas

La potencia de salida de cualquier etapa es dependiente de el número de aspas, espacio entreaspas, Ángulo, forma y área de flujo.

Las turbinas de desvío son unidades cortas (30 pies) mientras que las turbinas de ángulo rectoson mucho mayores y están compuestas de muchas secciones – sub de circulación, Secciónsuperior de motor, Secciones de Potencia 1 – 2 , una sección de rodamientos y una sección deflecha incorporando el estabilizador cercano a la barrena.

Las turbinas son mecanismos de alta velocidad (500 – 1000 RPM). Cuando hay una vía por laque fluya el fluido, el aplicar peso excesivo causará que se atasque.

Las turbinas regularmente operan mayor en formaciones de mayor dureza o durezas mediadonde las altas velocidades y el bajo peso en la barrena proveerán los parámetros óptimos paraperforación .

Para formaciones altamente abrasivas, las turbinas usadas pueden correrse con barrenas dedientes de diamante. Hoy día con el uso de las barrenas PDC, tiende a reemplazarlas.

El continuo desarrollo del Motor de Desplazamiento Positivo/barrena combinado ha llevado alreemplazo mayoritario de turbinas desde fines de los 80.



4.4.2 Motores de Desplazamiento Positivo (PDM) Los conceptos originales PDM fueron desarrollados en 1956 basados en el concepto Moineau,principio de la bomba en reversa Ej.: El flujo de un fluido mueve la flecha de una bomba.

La bomba puede ser energizada por el fluido de perforación, aire o gas y se compone decuatro secciones:

1. Válvula de descarga – una válvula de desviación permitiendo a la sarta llenarse o vaciarsecuando es puesta en movimiento.

2. Ensamble de Motor – Se componer de un estator con forma espiral, una flecha de acerosólido rota a través de la longitud de la cavidad. La parte superior está libre mientras que lainferior está fija a un vástago conector.

3. Vástago Conector – Equipado con una junta universal a cada extremo para acomodar larotación excéntrica del rotor y transferir esta rotación a la flecha.

4. El rodamiento y el ensamble de la flecha – consisten de rodamientos de empuje y unrodamiento radial para permitir una rotación suave de la flecha. Los rodamientos son lubricadospor el lodo. La flecha es conectada a un sub en la barrena la que es la única parte rotatoriaexterna del motor de lodo. El motor está diseñado para que el rotor sea forzado a girar en sentido de las manecillas delreloj cuando el fluido de perforación es bombeado a través de las cavidades entre el rotor y elestator. Los Motores son definidos por la razón del número de lóbulos en la sección del rotor al estator.Siempre hay más de un lóbulo estados y estos pueden variar de 2 a 11 por lóbulos estatores consu correspondiente 1 a 10 lóbulos rotores. El torque producido por los PDM es proporcional a la presión diferencial a través del motor.Cuando se aplica peso en la barrena, la presión de circulación se incrementa. Cuando la barrenadeja de perforar, la presión disminuye. Así, la presión en la bomba puede utilizase como ambas,peso en la barrena e indicador de torque.

4.4.3 Inclinación de la BarrenaEl control direccional con los motores de fondo está basado en la inclinación de los ejes de labarrena con respecto al eje del agujero y / o creando una fuerza en la barrena. Si la sarta y porconsecuencia el cuerpo del motos son rotados desde la superficie, la barrena tenderá a perforaren línea recta hacia delante.Sin embargo, si la sarta no es rotada, la barrena perforará en forma curva determinada por laorientación de la fuerza lateral o la inclinación de los ejes de la barrena.

La inclinación de los ejes de la barrena es causada por la incorporación del substituto curvo porencima del motor o por el uso de otro motor con inclinación ajustable. El ángulo de inclinación esdependiente de los requerimientos direccionales.

Un ángulo de inclinación alto es recomendado para iniciar el desvío. Así mismo producirá unamayor pata de perro, que la programada para permitir que una parte de la perforación sea



completada en modo rotatorio el cual producirá una mayor velocidad de penetración. Así, unasección típicamente desviada, será perforara por orientar el desplazamiento de los 10 piesiniciales y los restantes 20 pies perforados en modo rotatorio. Como regla, el ángulo deinclinación seleccionado producirá una pata de perro 1.25 veces la severidad máxima requeridapor el plan de pozo. Cuando se tenga la posibilidad de escoger, un herramienta con una mayor capacidad de patade perro debe ser seleccionada ya que permitirá que una mayor parte de la perforación seacompletado en modo rotario . Cuando haya tangente o se perfore un agujero recto, un ángulo de inclinación menor esrecomendado para reducir el desgaste de la barrena .

4.4.3.1 Substituto Curvo o “Bent Sub”Este es un cople corto que se posiciona directamente por encima del motor, con su seccióninferior compensada de la vertical. La cantidad de descentralización varía entre 1 y 3 gradoscomúnmente. El interior indica la dirección en la que la barrena perforará (frente de laherramienta) y una herramienta de orientación (MWD) es normalmente posicionado por encimadel substituto curvo. Este tipo de ensamble ofrece control sobre la dirección, una desviaciónsuave y puede ser usado para construir a hacer un ángulo de descenso.

4.4.3.2 “Bent Housing” AjustableUn elemento ajustable de inclinación es posicionado en el motor que también mantiene el acopleflexible/conexión del vástago. Este toma lugar por debajo del ensamble del motor y cercano a labarrena, dando un mayor control direccional (Fig. 21). El rango del ángulo de inclinación “benthousing” es entre los 0 a 3 grados y es fácilmente reasentable en el sitio.



Sistema Direccional – Motor/”Bent Housing”

4.4.4 Torque ReactivoEl torque reactivo es la tendencia de la sarta para girar en dirección opuesta a la de la barrena.Cuando el rotor gira a la derecha, el estator es sujeto de una fuerza de giro a la izquierda.Dependiendo del tipo de formación y longitud de la sarta, la tubería girará causando que labarrena perfore hacia la izquierda. Este torque hacia la izquierda se incrementa cuando máspeso es puesto en la barrena y presión de la bomba es aplicada. La experiencia en la locaciónpuede ser utilizada para controlar este efecto mediante el ajuste de la orientación del substitutocurvo.

4.4.5 Tamaño de Estabilizador y LocalizaciónLa mayoría de las combinaciones “bent housing” / motor los utilizan: Sistema completamente estabilizado con rodamientos y estabilizadores superiores (primerasarta) Sistema parcialmente estabilizado con rodamientos Sistema resbaladizo Ej. Sin estabilización

El grado de estabilización es determinado por la respuesta direccional deseada.

La severidad de la pata de perro que puede ser generada como función de El ángulo de inclinación El tamaño del motor estabilizador y la primera sarta estabilizadora arriba de la barrena


Tamaño de Agujero Calibre del PrimerEstabilizador

8-1/2” 8” a 8-3/8”9-7/8” 9-1/8” a 9-5/8”12-1/4” 11-3/4” a 12”14-3/4” 14-1/8” a 14-1/2”17-1/2” 16” a 17”

8-1/2” 1/8”12-1/4” ¼”17-1/2” 3/8”


Las distancias entre la barrena, el motor estabilizador y la primer sarta estabilizada (esta es lacombinación del Fulcrum y el principio de estabilización para ensamble rotario).

4.4.5.1 Motor EstabilizadorEl motor estabilizador posiciona la barrena y el motor en el agujero de forma centralizada.

Es usualmente enroscado o de diseño de conexión rápida.

Siempre es bajo calibre

Típicamente, 1/8” por debajo de los diámetros de agujero, para mayores de 17½” y mayores ladiferencia es de ¼”.

La longitud del calibre no debe exceder la longitud en calibre de la barrena.

4.4.5.2 Primer EstabilizadorEste es normalmente corrido directamente después del motor o con un cople muy corto comoespaciador.

No debe ser mayor que el motor estabilizador y debe ser de un diseño similar.

Para construir o hacer descender la BHA se incrementa el grado de bajo calibre del primerestabilizador

Con motores grandes (los que generan una tendencia de construcción con la rotación), elprimer estabilizador debe siempre tener el mismo calibre que el rodamiento estabilizador.

Con motores de tamaño estándar, un bajo calibre del primer estabilizador es requerido paraproducir una tendencia para mantener el ángulo en la rotación.

Para mantener en rotación, use la siguiente guía:

Para construir a 0.25/100 pies en modo rotario, use la siguiente guía:

Nota: La anterior no aplica a motores grandes.Note: La anterior debe ser utilizada solo como guía. Los resultados pueden verse afectados porlas formaciones perforadas y variarán de una región a otra.

4.4.5.3 Estabilizadores de Calibre VariableLos estabilizadores de calibre variable son normalmente corridos como estabilizadores en laprimera sarta estabilizadora para dar un mayor grado de control durante la perforación rotaria.Algunos proveedores también se encuentran diseñando estabilizadores para motores concalibre variable.

4.4.6 Desplazamiento de Perforación



Un estimado de la proporción de deslizamiento de perforación que será requerido puede serdeterminado por la siguiente ecuación:

% Porcentaje de Desplazamiento en Pies = DL – DLR(DLO-DLR)

X 100

Donde DLDLODLR

= Pata de perro requerida= Pata de perro actual orientada= Pata de perro cuando hay perforación rotaria

Debe recordarse que el desplazamiento perjudica la limpieza del agujero, especialmente ensecciones largas tangenciales a ángulos relativamente altos. Por lo que debe haber un equilibrioentre ser contundente al limpiar el hueco y el desplazamiento.

5.0 ENSAMBLAJES TÍPICOS DE BHA

5.1 Ensambles Rotarios

5.1.1 Ensamble BHA para mantener ánguloDependiendo de las características de la formación, WOB, RPM, Tipo de Barrena, etc. Elensamble siguiente generalmente mantendrá o mostrará un ligera tendencia de variación de 0.1– 0.5/100 pies.

BarrenaEstabilizador en calibre cercano a la barrenaLastra BarrenaEstabilizador en calibreLastra BarrenaEstabilizador en calibreLastra Barrena para dar peso a la barrena (WOB)MartilloLastra Barrena para operar el MartilloTubería de Perforación Ultrapesada (HWDP)

5.1.2 Ensamble (BHA) para construcciónDependiendo de las características de la formación, WOB, RPM, Tipo de Barrena, etc. Elsiguiente ensamble normalmente construirá un ángulo de 1.5 – 2.5/100 pies

BarrenaEstabilizador en calibre cercano a la barrena2 Lastra BarrenaEstabilizador en calibreLastra BarrenaEstabilizador en calibreLastra Barrena para dar peso a la barrena (WOB)MartilloLastra Barrena para operar el MartilloTubería de Perforación Ultrapesada (HWDP)

El ensamble es comúnmente referenciado como Ensamble de Construcción de 60 pies.Incrementando el espacio entre la barrena y el primer estabilizador se incrementará el ángulo de



construcción. Disminuyendo el espacio entre la barrena y el primer estabilizador disminuirá lavelocidad de construcción.

5.1.3 Ensamble (BHA) para descensoDependiendo de las características de la formación, WOB, RPM, tipo de barrena, etc. Elsiguiente ensamble creará un descenso de 1.5 – 2.0/100 pies

BarrenaEstabilizador en CalibreLastra BarrenaEstabilizador en CalibreLastra Barrena para dar peso en Barrena WOBMartilloLastra Barrena para operar el martilloTubería de Perforación Ultrapesada (HWDP)

Este ensamble es referido comúnmente como Ensamble de Péndulo de 30 pies. Incrementandoel espacio entre la barrena y el primer estabilizador se incrementará la velocidad de descenso. Eldecremento del espacio entre la barrena y el primer estabilizador disminuirá la velocidad dedescenso.

Un ensamble de Péndulo de 60 pies es a veces utilizado para perforar pozos verticales a travésde formaciones suaves o de dureza media, aunque debe tenerse en consideración que si muchopeso en la barrena es aplicado, puede causar puede convertirse en un ensamble deconstrucción.

5.2 Ensambles de Desviación

5.2.1 Ensamble (BHA) para agujero de 17½” – Tendencia Constante(Mantener Angulo)17½” Barrena tricónica11¼” Motor direccional con motor estabilizador de 17¼”16½” Primer sarta de estabilizadorSubstituto Flotador9½” NMDC (Coples No Magnéticos)9½” MWD16½” Estabilizador no magnético2 x 9½” NMDC (Coples No Magnéticos)Combinación2 x 8” Coples de Acero (incremento o decremento si es requerido)Martillo8” Coples de AceroCombinaciónTubería de Perforación Ultrapesada (Lo suficiente para proveer peso en la barrena)

5.2.2 Ensamble (BHA) para agujero de 17½” – Tendencia de Construcción17½” Barrena PDC11¼” Motor direccional con motor estabilizador de 17¼” motor17¼” Primer sarta de estabilizadorSubstituto Flotador9½” NMDC (Coples No Magnéticos)9½” MWD16½” Estabilizador No Magnético



2 x 9½” NMDC (Coples No Magnéticos)Combinación2 x 8” Coples de Acero (incremento o decremento si es requerido)Martillo8” Coples de AceroCombinaciónTubería de Perforación Ultrapesada (Lo suficiente para proveer peso en la barrena)

5.2.3 Ensamble (BHA) para agujero de 12¼”– Tendencia Constante(Mantener Angulo)12¼” Barrena9½” Motor direccional con motor estabilizador de 12-1/8”12” primer sarta de estabilizador8” NMDC (Coples No Magnéticos)8” MWD12” Estabilizador No Magnético2 x 8” NMDC (Coples No Magnéticos)Martillo8” Coples de AceroCombinaciónTubería de Perforación Ultrapesada (Lo suficiente para proveer peso en la barrena)

5.2.4 Ensamble (BHA) para agujero de 12¼” – Tendencia de Construcción12¼” Barrena9½” Motor Direccional con motor estabilizador de 12-1/8” motor11” primer sarta de estabilizador8” NMDC (Coples No Magnéticos)8” MWD11¾” Estabilizador No Magnético2 x 8” NMDC (Coples No Magnéticos)Martillo8” Coples de AceroCombinaciónTubería de Perforación Ultrapesada (Lo suficiente para proveer peso en la barrena)

5.3 Ensamblajes Direccionales RotatoriosLos ensamblajes direccionales rotatorios, permiten la inclinación y un control de azimutalmientras se efectúa la perforación rotaria. Estos serán discutidos en la Sección 13- Avances enTecnología.


SECCIÓN 10

EVALUACIÓN DE FORMACIONES

Contenido

1.0 Introducción1.1 Registro de Lodo1.2 Toma de Núcleo1.3 Análisis de Registro1.4 Tipos de registro1.5 Invasión de Lodo

2.0 Definición de Reservorio2.1 Porosidad2.2 Permeabilidad2.3 Saturación de Fluido

3.0 Presentación de Registro4.0 Registros Eléctricos

4.1 Calibrador4.1.1 Principio4.1.2 Presentación de Registro4.1.3 Aplicación

4.2 Rayos Gamma4.2.1 Principio4.2.2 Presentación de Registro4.2.3 Aplicación4.2.4 Limitaciones

4.3 Registro de Densidad4.3.1 Principio4.3.2 Presentación de Registro4.3.3 Aplicación4.3.4 Limitaciones

4.4 Registro de Neutrones4.4.1 Principio4.4.2 Presentación de Registro4.4.3 Aplicación4.4.4 Limitaciones

4.5 Registro Sónico4.5.1 Principio4.5.2 Presentación de Registro4.5.3 Aplicación

4.6 Registro de Resistividad4.6.1 Principio4.6.2 Presentación de Registro4.6.3 Aplicación

4.7 Probador de Formación5.0 Registro con Tubería de Perforación6.0 LWD

6.1 Telemetría6.1.1 Pulso Negativo6.1.2 Pulso Positivo6.1.3 Electromagnético

7.0 Seguridad de la Locasión con Registros de Densidad y de Neutrones

1.0 INTRODUCCIONUna gran variedad de información del pozo esta disponible y puede ser utilizada por el geólogo ypetrofísico para refinar los modelos geológicos y petrofísicos y para obtener un mejorconocimiento del reservorio, establecer cuan grande es el reservorio y como se desempeñará sies colocado bajo producción.

La información puede ser obtenida de las siguientes Fuentes:

La data obtenida durante la perforación

Grado de Penetración

Análisis de Cortes

Perdidas/Ganancias de Lodo

Muestras de gas / petróleo / agua

Análisis de Núcleo

Litología

Presencia de muestras

Porosidad

Permeabilidad

Análisis especial de núcleo

Análisis de Registro (registros eléctricos y MWD/LWD)

Registros Eléctricos

Registros Acústicos

Registros de Radioactividad

Mediciones de Presión

Registros Especiales

Pruebas de Productividad

Probador de Formación

Prueba de Sarta de Perforación

Prueba de Producción

1.1 Registro de LodoLa información recolectada durante la perforación es usualmente incorporada como parte de losservicios de registro de lodos.

El registro de lodo provee un record de grado de penetración, litología (deducido del análisis decorte) y la descripción de los cortes en base a la profundidad junto con comentarios generalessobre los parámetros de perforación, tipo y propiedades de lodo, muestras de hidrocarburo,corridas de registros, cortes de núcleo, etc.

1.2 Toma de NúcleoLos núcleos proveen información más exacta que los cortes. Sin embargo, y a menos que hayacircunstancias especiales dictadas, usualmente solo es efectivo, monetariamente hablando,realizar la toma del núcleo en la sección de reservorio del pozo.

Una toma de núcleo permite que se realice una descripción litológica detallada del reservorio.Pruebas adicionales pueden ser realizadas en el laboratorio para establecer la porosidad ypermeabilidad de la roca, los cuales pueden entonces ser utilizados para calibrar la respuesta delas herramientas de registro.

1.3 Análisis de Registro

Los registros pueden ser obtenidos corriendo herramientas especializadas en registros eléctricoso, como ya se ha vuelto más común, incluyendo una herramienta de LWD como parte de la sartade herramientas de MWD. Hágase notar que no todos los registros eléctricos están disponiblescomo registros de LWD. Un registro es la grabación de las propiedades físicas de lasformaciones perforadas, basados en la profundidad.

1.4 Tipos de RegistroLos registros se pueden clasificar en tres familias:

1. Grosor del Reservorio (Rayos Gamma y Potencial Espontáneo). Discriminado entre rocas dereservorio y rocas que no pertenecen al mismo.2. Porosidad (Densidad, Neutrones, Sónico). Utilizado para calcular porosidad, identificarlitologías y diferenciar petróleo de gas.3. Resistividad (Registro lateral, Inducción, Microresistividad). Junto con los registros deporosidad son utilizados para calcular las saturaciones de hidrocarburo.

También se pueden correr registros adicionales para medir propiedades específicas.Probador de Formación – mide las presiones de la formación y puede sacar pequeñas

muestras.Medidor de Inclinación – mide la inclinación y el acimut de la formaciónVSP – usado para calibrar evaluaciones sísmicasCalibrador – usado para corregir otras mediciones de los registros, volúmenes del cemento,

etc.

La respuesta de las herramientas varía bajo condiciones diferidas de presión, temperatura,ambiente de fluidos y tamaño del agujero descubierto. Normalmente se requiere calibración paraasegurar la calidad y exactitud del registro.

La velocidad de la grabación es una función del tipo de sonda, la calidad de la data requerida y lainformación ha ser recolectada.

La interpretación detallada de registro es realizada por poderosas estaciones de trabajo, muchasveces instaladas en las unidades de registro. Análisis “mirada rápida” pueden aun ser realizadas,sin embargo no es la intención de esta sección el cubrir este tema.

1.5 Invasión de LodoLa mayoría de los pozos son perforados con un hidrostático de lodo que es mayor que la presiónde la formación. En otras palabras, allí hay una presión diferencial intentando empujar el lodoque esta adentro del pozo hacia la formación. A través de las lutitas no sucede nada, ya que laslutitas no son permeables, de modo que no hay sitio adonde el lodo de perforación pueda ir.

A través de una capa porosa y permeable (un reservorio) esta presión diferencial empuja filtradode lodo adentro de la roca de reservorio desplazando el líquido de reservorio. La profundidad deesta invasión varia de centímetros a metros dependiendo de la presión diferencial, la porosidad yla permeabilidad de la formación y la habilidad del liquido de perforación para formar el enjarre,el cual ayuda a reducir la cantidad de fluido invasor. La profundidad de esta invasión o zonadeslavada puede ser importante, ya que si es demasiado profunda algunas herramientas noserán capaces de leer más allá de ella.

2.0 DEFINICION DE RESERVORIOUn reservorio es una formación porosa y permeable con uno o más fluidos. El reservorio estacompuesto de una matriz rocosa y cierta cantidad de espacios vacíos que contienen fluidos.Puede ser destacado por los siguientes parámetros:

2.1 PorosidadEl volumen ocupado por todos los fluidos de la formación. Es el radio del volumen de losespacios vacíos al volumen total.

Donde Vp

Vb

= porosidad= volumen de los espacios vacíos= volumen total

2.2 PermeabilidadLa habilidad con la cual un fluido puede fluir a través de la formación. La permeabilidad no escuantificable y es directamente obtenida de los registros. Se expresa utilizando la ecuaciónDarcy.

Donde QA

∆PL

K

= grado de flujo= área seccional cruzada= diferencial de presión= viscosidad del fluido en flujo= largo= permeabilidad

La permeabilidad es medida en Darcies, en donde 1 Darcy = 0.9869 x 10-12 m2

2.3 Saturación de FluidoEl radio del volumen de fluido presente en los poros al total de volumen de los poros.

3.0 PRESENTACION DE REGISTROLas mediciones de los registros son presentadas gráficamente en un cuadriculado estándar deAPI, el cual consiste en tres pistas de información y una columna de profundidad.

La pista 1, en el lado izquierdo de la columna de profundidad, siempre tiene una escala lineal yusualmente presenta la data litológica.

Las pistas 2 y 3 del lado derecho de la columna de profundidad son muchas veces combinadas ypodrían estar, ya sea en una escala lineal o una escala logarítmica o una combinación de lasdos. Estas pistas presentan información tal como data de resistividad y porosidad.

Varios parámetros pueden ser grabados en la misma pista.

La escala vertical de profundidad del registro podría ser 1:1000 o 1:500 para propósitos decorrelación, 1:200 para evaluaciones petrofísicas o 1:40 para la correlación con núcleos. En USAlas escalas verticales son muy a menudo 1:1200, 1:600 y 1:240.

El colector de registros también contiene información útil sobre el pozo y el fluido de perforaciónque se esta utilizando al momento que el registro es grabado.

4.0 REGISTROS ELECTRICOS

4.1 Calibrador

4.1.1 PrincipioLas herramientas calibradoras miden el diámetro y forma del agujero utilizando uno o másbrazos, simétricamente colocados en la herramienta de registro. Las variaciones en el diámetrodel agujero causan el cierre o apertura de los brazos del calibrador.

4.1.2 Presentación de RegistroEl registro del calibrador siempre es grabado en la pista 1, a la izquierda de la columna deprofundidad, en una escala lineal graduada en pulgadas. Una linea vertical indicada en la mismaescala representa el tamaño de la barrena y las fluctuaciones del calibrador alrededor de estevalor.

Se pueden observar tres casos típicos:

Valor del Calibrador = tamaño de la barrenaEl agujero se considera en medición-típico de formaciones compactas

Valor del Calibrador > tamaño de la barrenaEl agujero es sobremedido causado por una formación débil o desconsolidada o una formación

que has sido parcialmente disuelta por el fluido de perforación.

Valor del Calibrador < tamaño de la barrena

El agujero es considerado sustituto-medido causado por la hinchazón de la formación o laformación de un enjarre grueso.

4.1.3 AplicaciónLas mediciones del calibrador pueden ser utilizadas para:

Mediciones de volúmenes del hoyo para cálculos de cementación

Selección de puntos preferibles para tomar pruebas de presión de formación

Selección de asientos adecuados para los empacadores para las pruebas en el agujerodescubierto.

Correlación de lecturas de registros para que el efecto del tamaño del agujero y el grosor delenjarre, generen una interpretación mas cuantitativa.

4.2 Rayos Gamma

4.2.1 PrincipioEl registro de rayos gamma mide la radioactividad natural de las formaciones. Los elementosmas comunes que emiten radiación natural son potasio (K), torio (Th) y uranio (U).

Estos tres elementos emiten rayos gamma continuamente, los cuales son recogidos por eldetector de radiación montado en la herramienta de rayos gamma.

La mayoría de las rocas de reservorio (arenisca, caliza y dolomía) no contienen o contienensolamente pequeñas cantidades de estos tres elementos y por lo tanto tienen un nivel bajo deradiación de rayos gamma. Otros tipos de roca (por ejemplo lutitas) contienen una alta cantidad

de átomos de potasio y torio, resultando en un nivel alto de radiaciones de rayos gamma. Estecontraste en los niveles de radiación puede ser utilizado para diferenciar entre las diversasformaciones.

4.2.2 Presentación de RegistroNormalmente los RG son presentados en la pista 1. Es grabado en una escala lineal, graduadaen unidades API, de 0 a 100 o de 0 a 150 API, incrementándose hacia la derecha.Sabemos que los RG son un indicador general de formaciones de lutitas, pero se debe tenercuidado, ya que otras formaciones también pueden exhibir altos valores de RG.

4.2.2.1 Radioactividad en Lutitas o ArcillasEl potasio y el torio coexisten con lutitas y arcillas y son muy buenos indicadores de lutitas.

4.2.2.2 Radioactividad en Formaciones ClásicasGeneralmente las formaciones clásicas muestran emisiones radioactivas débiles, las cuales danbajos valores de RG. Sin embargo, y bajo ciertas circunstancias, estas formaciones estánasociadas con elementos detríticos, los cuales pueden contener potasio y así mostrar nivelesmás altos de radioactividad natural. Un ejemplo de esto es la presencia de mica dentro de lasecuencia de areniscas “Brent” en el Mar del Norte.

4.2.2.3 Radioactividad en Formaciones de CarbonatoPor lo general los carbonatos no son radioactivos. Sin embargo y bajo condiciones inciertaspueden contener materia orgánica, la cual da una respuesta radioactiva debido a la presencia deUranio 238. También existen carbonatos de lutitas con una radioactividad significante, deacuerdo al tipo de lutitas.

4.2.2.4 Radioactividad en Formaciones EvaporativasEvaporables como la halita y anhidrita tienen valores de RG extremadamente bajos (<5 API).

4.2.3 AplicaciónLos RG (Rayos Gamma – también identificados como GR) tiene tres usos principales:

Discriminación entre las formaciones de reservorio y no-reservorio.

Herramienta de correlación

Calculo de contenido de arcilla o lutitas.

4.2.3.1 CorrelaciónDebido a su habilidad de repetir, los RG

4.2.3.2 Calculo del Contenido de ArcillaSe puede realizar una aproximación del contenido de arcilla o lutitas de una formación, utilizandola siguiente formula:

Donde: Vsh = Contenido de arcilla o lutitasRG lectura = Lectura de los RG en el punto de interésRG min.

RG máx.

4.2.4 Limitaciones

= Lectura de los RG en una formación limpia= Lectura de los RG en una formación 100% lutitas

Para uso cuantitativo la velocidad de registro debería estar alrededor de los 1200 pies/hora.Para uso cualitativo se pueden utilizar velocidades mayores de registro pero dará como resultadouna curva llana. Los lodos de potasio incrementaran las lecturas.

4.3 Registro de Densidad

4.3.1 PrincipioUna fuente fuerte de rayos gamma bombardea la roca con rayos gama de energía media. Estosrayos gamma chocan con electrones en la formación. En el proceso, estos rayos gama pierdenparte de su energía y son esparcidos por todos lados. La velocidad de conteo de los rayosgamma esparcidos alcanzando la herramienta de detección, da una indicación de la densidad dela formación. A partir de esta densidad se puede valuar la porosidad de la formación.

4.3.2 Presentación de RegistroGeneralmente la densidad es grabada en las pistas 2 o 3, muchas veces junto con el registro deneutrones en una escala lineal.

4.3.3 AplicaciónSe puede calcular la porosidad a partir de la densidad de bulbo grabada por la herramienta,utilizando la siguiente ecuación:

Donde: m

b

f

= Porosidad= Densidad de la matriz de la roca= Densidad de bulbo del registro= Densidad del filtrado de lodo

4.3.4 LimitacionesLa herramienta de densidad tiene una profundidad de investigación de 10 a 15 cms., de modoque son solo las grabaciones en la zona deslavada.

4.4 Registro de Neutrones

4.4.1 PrincipioUna fuente de neutrones bombardea la formación con neutrones de alta energía. A medida quelos neutrones chocan con átomos presentes en la formación, bajan la velocidad. Los átomos dehidrogeno los hacen especialmente lentos. La herramienta mide los neutrones que regresan endos distancias, desde la fuente y en base a esto calcula la cantidad de átomos de hidrogeno enla formación. La herramienta asume que todos los átomos de hidrogeno están únicamentepresentes en el espacio de los poros de la formación y en base a eso calcula un valor deporosidad.Las principales herramientas corridas son: Porosidad de Neutrones en Pared Lateral (SNP), que es una herramienta tipo bloque Registro Compensado de Neutrones (CNL), que es una herramienta tipo mandril

4.4.2 Presentación de RegistroEl registro de neutrones es generalmente grabado en las pistas 2 o 3 junto con la curva dedensidad. La escala de la curva esta representada en unidades de porosidad (pu). Debido a quela referencia del pu son calizas llenas de agua, se requiere de corrección para las diferentesformaciones.

4.4.3 AplicaciónEl registro es utilizado para calcular los valores de porosidad de la formación.

4.4.4 LimitacionesEn formaciones contenedoras de gas la baja densidad de átomos de hidrogeno causa unalectura de baja porosidad. Cuando es combinada con un registro de densidad, se hace notar unmarcado “efecto gas” en donde el registro de densidad se mueve hacia la izquierda (incrementode porosidad/disminución de densidad) y el registro de neutrones se mueve hacia la derecha(disminución de porosidad).

Las lutitas contienen agua arcillosa. La herramienta de neutrones interpreta esta agua comoporosidad, cuando en realidad no hay ninguna porosidad efectiva presente.

La herramienta de neutrones tiene una profundidad de investigación de 15 a 20 cms y solo grabaen la zona deslavada.

4.5 Registro Sónico

4.5.1 PrincipioLa herramienta sónica mide el tiempo que le toma a un acústico u onda sonora viajar a través dellodo y la formación.

La herramienta corrida comúnmente hoy en día es el Compensado de Hueco (BHC) sónico, queautomáticamente corrige las lecturas para cualquier efecto del hueco.

Por lo general, la herramienta necesita estar bien centralizada en el agujero.

4.5.2 Presentación de RegistroUsualmente el registro sónico es grabado en la pista 3 en una escala lineal, El tiempo de viaje esgrabado en microsegundos/pies en un rango de 40 a 140 incrementándose hacia la izquierda.

4.5.3 AplicaciónEl registro sónico puede ser utilizado como sigue:

Calcular porosidad (no tan efectivo como los registros de densidad o neutrones).

Identificación y correlación de la litología.

Detección de presión excesiva.

4.6 Registro de Resistividad

4.6.1 PrincipioLa herramienta de resistividad mide la resistividad de la formación hacia una corriente eléctrica.La mayoría de las rocas son resistentes a las corrientes eléctricas, comparadas a los fluidos, loscuales son por lo general, buenos conductores, con la excepción del hidrocarburo.

En el caso de formaciones porosas, y como resultado de la invasión de fluido, el filtrado de lododesplaza los fluidos de formación y crea tres diferentes zonas con diferentes resistencias.

Estas zonas son conocidas como:

Zonas deslavadas cerca de la pared del hueco con resistividad de Rxo.

Zona transitoria con resistividad de Ri

Zona virgen o sin invadir con resistividad de Rt

De acuerdo a Archie, en las formaciones contenedoras de agua el radio de Rt a Rxo esconstante, mientras que en un reservorio contenedor de hidrocarburo el radio no es constante yel Rt se incrementa más que Rxo. Utilizando esta formación, diferentes lecturas pueden sertomadas en la zona no invadida y en la zona deslavada.

En la roca no perteneciente al reservorio no existe filtrado invasorio, de modo que Rxo = Ri = Rt.

Largas sondas espaciadoras, tales como el registro lateral (LL), registro lateral dual (DLL) yregistro esféricamente focalizado (SFL), realizan lecturas en la zona no-invadida. Ellos tienenlargo espaciamiento entre el transmisor y el receptor (24” a 64”) y pueden ser influenciados por eltipo de lodo.

Pequeñas sondas tipo bloque, tales como el microregistro (ML) microregistro lateral (MLL) ymicroregistro esféricamente focalizado (MSFL), leen en la zona deslavada. Tienen espaciospequeños de unas cuantas pulgadas, entre el transmisor y el receptor.

Si se utilizan lodos no conductivos entonces los registros de inducción pueden ser utilizados paramedir la resistividad de la formación.

4.6.2 Presentación de RegistroLa resistividad es grabada en la pista 2 en una escala de registro desde 0.2 hasta 2000 ohm m.

4.6.3 AplicaciónUtilizado para diferenciar entre intervalos de hidrocarburo y agua.Utilizado para cuantificar la saturación de agua en los intervalos de hidrocarburo.

4.7 Probador de FormaciónLos probadores de formación (RFT – repetir probador de formación, MDT probador de dinámicasmodulares o FMT probador de formaciones múltiples, siendo este ultimo la herramienta devariedades mas comunes) son corridos para obtener presiones de formación, inclinaciones depresión, estimados de permeabilidad y muestras de formación.

La herramienta tiene un bloque que contiene un empaque sellador del lado opuesto de un brazo.En la profundidad de interés, el brazo se abre, forzando al bloque y al empaque sellador a entraren contacto con la formación. Se obtiene información de pre-prueba y de la presión formada. Deesta información se puede determinar la permeabilidad de la formación y la presión de laformación. Al revisar esta información a diferentes profundidades, también se pueden determinarlas inclinaciones de la presión.

Dependiendo de la permeabilidad de la formación podría tomar algún tiempo obtener un juegovalido de lecturas. En pozos de sobrebalance alto, el riesgo de que la herramienta se atasquediferencialmente, es alto (el RFT no es conocido como el “Repetir Herramienta de Pesca” pornada!). Planes de contingencia para la recuperación de registros de un probador de formacióndeberán ser establecidos antes de correr esta herramienta (o cualquier otro registro deimportancia).

Se debe tener cuidado con la herramienta de MDT, ya que esta herramienta tiene la habilidad debombear pequeños volúmenes de fluido de formación dentro del agujero. En pozos condensadoso de gas, pequeños volúmenes en profundidad pueden fácilmente convertirse en grandesvolúmenes en la superficie, de modo que siempre es sabio seguir el programa de MDT concuidado y no asumir que es solo otra corrida de registro.

5.0 REGISTRO CON TUBERIA DE PERFORACIONEn pozos altamente desviados (ángulo mayor a 60 grados) y en otros pozos con condición pobrede agujero, es común correr registros eléctricos al final de la tubería de perforación, utilizando latubería de perforación para empujar los registros hasta la profundidad requerida.

Un procedimiento típico para una operación como esta, es como sigue:

Armar sarta de herramienta de registros eléctricos

Conectar el conector húmedo a la tubería de perforación

RIH tubería de perforación hasta la profundidad requerida, rompiendo circulación en intervalosregulares para asegurar que los puertos en el conector húmedo no están bloqueados.

Conectar el sustituto de acople de entrada lateral

Armado de poleas de registros eléctricos

Instalar el conector húmedo y bombear hacia abajo

Asegurar y probar el conector húmedo. Asegurar el sustituto de acople de entrada lateral.

RIH a la profundidad requerida

POOH (Sacar Tubería Fuera del Hoyo) registro según sea requerido

Una vez que el registro este completo POOH al sustituto de acople de entrada lateral.

Recobrar el conector húmedo y desarmar registros eléctricos.

POOH (Sacar Tubería Fuera del Hoyo)

Antes de comenzar una operación de registro con tubería de perforación, se requiere unadetallada reunión de planificación, que necesita enfocarse en:

Comunicación entre el perforador y el operador de “winche” de registros eléctricos.

Procedimiento de conexión después de correr el sustituto de acople de entrada lateral paraminimizar el riesgo de encrespar el cable.

Trabajando con poleas y cables en el mástil mientras se corren bloques hacia arriba y haciaabajo.

Medidas de contingencia en caso de pegar la tubería.

Control de incidentes de pozos (tomar nota que la mayoría de los preventores anulares NOsellaran contra la tubería de perforación y el cable de registros eléctricos).

6.0 LWDAparte de las mediciones de inclinación y acimut (las herramientas tradicionales de MWD), lasiguiente data también puede ser medida y transmitida a la superficie en tiempo real o grabadapara análisis posteriores:

Rayos Gamma

Resistividad

Densidad

Porosidad de Neutrones

Sónico

Mecanismos de Perforación (Vibración, Peso en Barrena dentro del Agujero, Torque dentro delAgujero)

presión Durante la Perforación

Calibrador Acústico

Aparte de proveer información sobre las formaciones, igual que con los registros eléctricos, losregistros de evaluación de formación (gamma, resistividad, densidad y porosidad de neutrones)también pueden ser utilizados para realizar perforación dirigida en pozos horizontales,asegurándose que la trayectoria se mantiene dentro de una formación predeterminada, o que porlo menos minimice la cantidad perforada de formación no perteneciente al reservorio.

Las mecánicas de perforación y los registros de presión durante la perforación proveeinformación que puede ser utilizada para optimizar el desempeño de perforación, reducirproblemas asociados con las limpiezas y minimizar problemas asociados con la falla de la sartade perforación, alertando al perforador y al perforador direccional de vibraciones dentro delhueco y compresión de la sarta de perforación.

La evaluación de formación trabaja bajo el mismo principio y tiene la misma aplicación que losregistros eléctricos.

6.1 TelemetríaLa data de registro adquirida durante la perforación, puede ser, ya sea grabada en memoria otransmitida en tiempo real, de regreso a la superficie. Las tres técnicas disponibles hoy en día,son:

Pulso Negativo

Pulso Positivo

Electromagnético

6.1.1 Pulso NegativoLa herramienta de pulso negativo utiliza una compuerta deslizante y una válvula de asiento, paraventilar el fluido momentáneamente desde el interior de la sarta de perforación hacia el espacioanular, creando una baja de presión que se propaga a la superficie, en donde puede ser grabadapor un sensor en un “standpipe manifold” o múltiple.

La amplitud de una señal de pulso negativa es una función de las diferentes presiones entre elagujero de la sarta de perforación y el espacio anular. La mayoría de las herramientasespecifican una baja de presión mínima de 350 psi.

La mayoría de las herramientas tienen una velocidad de flujo masivo límite para prevenir laerosión excesiva de la compuerta y los componentes de asiento.

La válvula de pulso es impulsada por baterías de litio.

Si un sustituto de acople flotador esta siendo corrido dentro sustituto de acople para prevenir elflujo de retorno a través de la válvula cuando se tropieza con el daño de prevención.

6.1.2 Pulso PositivoEl sistema de pulso positivo es usualmente impulsado por una turbina de lodo que cabe dentrodel pulsador del sustituto de acople. La turbina impulsa un generador eléctrico y una bombahidráulica. El generador provee potencia eléctrica para ambos, el control de circuito del pulsadory los sensores, mientras que la bomba hidráulica provee potencia para el solenoide hidráulicoque activa una válvula de alivio para inducir un pulso de presión.Para transmitir data, la válvula de alivio es extendida dentro de un orificio de flujo restringiendo elflujo de lodo dentro de la sarta de perforación y creando un incremento momentáneo de presiónque se propaga a la superficie, donde puede ser grabado por un sensor de presión en el“standpipe manifold” o múltiple.

6.1.3 Electromagnético

En el presente los sistemas telemétricos electromagnéticos, solo pueden ser utilizados en pozosen tierra firme. La data es transmitida a la superficie utilizando ondas electromagnéticasgeneradas por un sustituto de acople de fondo, que vieja a través de las formaciones hacia lasuperficie. En la superficie las ondas electromagnéticas son recibidas como un voltaje potencialentre una sarta de perforación conductiva y un electrodo de fondo. El electrodo de fondo esusualmente una estaca de metal en el fondo, a unos cientos de pies del pozo.

El sistema no requiere de un fluido de perforación para transmitir la data, de modo que esidealmente para perforación bajo-balance.

La herramienta normalmente funciona con baterías.

7.0 Seguridad de la Locasión con Registros de Densidad y de NeutronesDebido a que los registros de densidad y neutrones requieren el uso de fuentes radioactivas, sedeberá llevar a cabo una reunión de seguridad antes de correr estas herramientas. Solamente elpersonal autorizado podrá manejar material radioactivo.

SECCIÓN 11

PROBLEMAS DE PERFORACIÓN

Contenido

1.0 Introducción2.0 Pesca3.0 Perdida de Circulación

3.1 Practicas Preventivas3.2 Acciones Remediales

4.0 Estabilidad del Agujero4.1 Lutitas Fracturadas Naturalmente4.2 Peso Incorrecto del Lodo4.3 Invasión de Presión4.4 Invasión de Fluido y Esfuerzo de Hidratación

5.0 Hidratos5.1 Inhibición5.2 Control de Posos5.3 Pruebas de Pozo

1.0 INTRODUCCIONLos problemas de perforación cubren eventos no-rutinarios como por ejemplo:

Control de Pozos

Atrapamiento de Tubería

Pesca Pérdida de Circulación

Estabilidad de Agujero

Hidratos

Contaminación del Lodo

Limpieza del Agujero

Daño de Formación

Control de Pozos no será cubierto en este manual. Vea el Manual de Servicios de Perforación-Control de Pozos de de Schlumberger (Schlumberger Drilling Services Well ControlManual).

Atrapamiento de Tubería no será cubierto por este manual. Vea el Manual del Perforador deServicios de Perforación-Atrapamiento de Tubería (Schlumberger Drilling Services Driller’s StuckPipe Handbook).

Algunos de los temas listados arriba ya fueron cubiertos en secciones anteriores de este manualy no serán discutidos nuevamente.

La clave de tratar con problemas de perforación es la de estar al tanto de lo que podríaposiblemente ocurrir y tener planes y equipo de contingencia en el sitio, para poder manejarlos.

2.0 PESCAHay una gran variedad de herramientas de pesca disponibles para cubrir un complete rango deescenarios.

Sin embargo la regla más importante es siempre tener equipo de pesca suficiente en el equipode perforación para poder realizar un primer intento de pescar cualquier herramienta que se hayaquedado dentro del pozo. Para lograr esto es importante tener esquemas de todas lasherramientas, incluyendo las herramientas de registros eléctricos, que muestren las dimensionesexternas e internas de las mismas.

Por supuesto, si la logística es un tema, entonces se puede tener equipo adicional en la locasión.Una lista típica de equipo de pesca incluye:

Pescante de Cuñas

Suficientes cuñas (Espiral y/o Canasta) para cubrir todos los tamaños, tanto extra grandescomo ultra pequeñas.

Guías de Pescantes de Cuñas y Extensiones

Martillos y Aceleradores de Pesca

Compensadores de Movimiento Vertical

Machuelos

Juntas de Seguridad

Canastas Chatarreras de Circulación Inversa

Molinos

Siempre asegúrese de que las dimensiones de cualquier herramienta de pesca estén disponiblesy establecidas antes de correrlas en el pozo. NO SE CONFIE DE ESQUEMAS GENERICOSPARA LAS MEDIDAS. Esto también aplica para herramientas de reemplazo (combinaciones,etc.).

Siempre asegúrese que todo el personal relevante esta en conocimiento de como opera cadaherramienta en particular.

Siempre asegúrese que las herramientas han sido revestidas correctamente antes de correrlasen el pozo. De ser posible, realice una revisión de funcionamiento.

Siempre asegúrese que las herramientas de pesca están incluidas en las rutinas demantenimiento preventivo. Todos los elastómeros (por ejemplo empaques de pescantes decuñas) tienen una corta vida de almacenamiento. Asegúrese de que estén correctamentealmacenados y reemplazados con regularidad.

3.0 PERDIDA DE CIRDULACIONLa perdida de circulación puede ocurrir en cualquier momento. Las medidas preventivasdeberían ser establecidas durante la planificación de pozo y los tratamientos de perdida decirculación deberían ser especificados el Programa de Fluidos de Perforación.

3.1 Practicas Preventivas Minimizar la carga del espacio anular – el incremento en ECD debido al exceso de cortadoresperforados, es una causa común de perdida de circulación, especialmente en las partessuperiores del agujero. Esto puede ser minimizado controlando el ROP.

Mantener buenas propiedades del fluido de perforación – mantener las fuerzas del gel, puntode resistencia y viscosidad a niveles que limpiaran el agujero eficientemente. Mantener nivelesbajos de sólidos con el uso eficiente del equipo de control de sólidos.

Minimizar las presiones de suabeo y oleada – Rompa la circulación regularmente en los viajesdentro del agujero. Traiga las bombas lentamente hacia arriba después de las conexiones. Rotela tubería antes de encender las bombas. Reduzca la velocidad de viaje en caso de que ocurranperdidas.

Mantenga el ECD a un mínimo – Reduce las restricciones del espacio anular. Mantenga loshidráulicos en el nivel mínimo requerido para limpiar el agujero. Considere controlar el ROP.

3.2 Acciones RemedialesLas perdidas deberían ser manejadas tan pronto ocurran.

El agujero deberá ser mantenido lleno en todo momento, incluso si esto significa cubrir elespacio anular con agua de mar.En algunos pozos podría ser recomendable tener una presa lista y mezclada con una pastilla deLCM o correr LMC en el sistema de fluido de perforación. Alternativamente, y en especial en lasección de reservorio, LCM tal como carbonato de calcio, puede ser corrido como un agente depeso.

La formulación de pastillas de LCM es generalmente diseñada alrededor de la severidad de laspérdidas, utilizando concentraciones mas bajas para perdidas de filtración y concentracionesmás altas para perdidas totales. Usualmente una combinación de materiales granulares,escamosos y fibrosos en diferentes grados, es mezclada y bombeada para curar las perdidas.Las formulas y concentraciones típicas, se muestran a continuación. .

Tipo de LCM Filtración1 – 10 bbl/hr

Parcial10 – 50 bbl/hr

Severa50 – 500 bbl/hr

Granular 5 – 10 ppb 10 – 15 ppb 20 – 25 ppbEscamoso 5 – 10 ppb 5 – 10 ppb 10 – 15 ppbFibroso 0 – 5 ppb 10 – 15 ppb 15 – 20 ppb

LCM Granular - Tapón de nuez, Carbonato de Calcio, GrafitoLCM Escamoso - Celofán, MicaLCM Fibroso - Celulosa, Fibra de madera, Formica Pulverizada

Se debe tener cuidado de no taponar la sarta de perforación (toberas o herramientas de fondotales como MWD).En caso de que ocurran perdidas totales o si la pastilla de pérdida severa no funciona, entoncesse debe considerar el uso de una pastilla de barita o diesel y bentonita (forzada “Gunk”) o diesel,bentonita y cemento o silicato de sodio y cemento.

4.0 ESTABLIDAD DEL AGUJEROLa inestabilidad del agujero ocurre generalmente en las lutitas. Las lutitas tienen una bajapermeabilidad y están parcialmente compuestas por minerales arcillosos. Las causas principalesde inestabilidad de las lutitas son:

Lutitas naturalmente fracturadas

Peso incorrecto del lodo

Invasión de presión

Invasión de fluido y esfuerzo de hidratación

Vibración de la sarta de perforación

4.1 Lutitas Fracturadas NaturalmenteCon formaciones fracturadas naturalmente, la roca es mecánicamente incompetente, antes deque la perforación se lleve a cabo. Este es problema, con el cual se debe vivir y los problemasdeben ser minimizados estableciendo procedimientos que optimicen la limpieza del agujero,reduzcan fluctuaciones de presión y minimicen la vibración de la sarta de presión. El uso delescariador podría ser necesario en los viajes.

4.2 Peso Incorrecto del Lodo

Existe un incremento de esfuerzo en la roca alrededor del agujero, a medida que se perfora elpozo. Este incremento de esfuerzo es contrarestado, en la mayoría de los casos, por la presiónhidrostática de la columna de lodo. Si el esfuerzo de la roca es mayor que la presión hidrostáticadel lodo, es decir, el peso del lodo es demasiado bajo, entonces la lutita puede fallar yfragmentarse. Una vez que la falla ha ocurrido, la lutita fragmentada puede fácilmente caerdentro del pozo.

En caso de que la presión hidrostática del lodo sea demasiado alta entonces la roca puedederrumbarse y perdidas pudieran ocurrir.La distribución del esfuerzo alrededor del agujero depende de la inclinación y acimut. Esto tiendea ser peor en pozos desviados, razón por la cual pesos mayores de lodo son muchas vecesrequeridos para perforar pozos desviados.

Graficas de estabilidad del agujero descubierto pueden ser generados por medio de modelos decomputadora, para mostrar el peso mínimo requerido del lodo, para perforar a ciertas

inclinaciones y acimut.

4.3 Invasión de Presión

En formaciones permeables se genera un enjarre en la pared del agujero que actúa como unamembrana impermeable.

La lutita tiene una permeabilidad extremadamente baja y no se forma enjarre. La presiónhidrostática del lodo esta, por lo tanto, directamente en contacto con la formación y se igualaracon la presión de los poros alrededor del agujero. Con tiempo, la presión hidrostática seintroducirá gradualmente en la formación. Esto se conoce como invasión de presión de poros.

A medida que ocurre la invasión de la presión de los poros, los niveles de esfuerzo en la roca, seincrementan. Si los niveles de esfuerzo llegan a un punto en donde son mayores que la presiónhidrostática del lodo, la roca fallara y se fragmentara.

El suabeo puede muchas veces causar que la roca falle, ya que esto disminuye la presiónhidrostática del lodo a un punto en donde el esfuerzo de la roca es mayor, iniciando la falla yfragmentación. La invasión de presión puede ser reducida, utilizando un lodo con base no-agua.

4.4 Invasión de Fluido y Esfuerzo de HidrataciónTodas las lutitas tienen el potencial de hidratarse, hincharse y desintegrarse cuando entran encontacto con el agua. El grado de hidratación es determinado por las cargas presentes en lasplaquetas de arcilla. Cuando ocurre la invasión de presión de poros en la pared del agujero lahidratación puede resultar en la falla de las lutitas, resultando en cortadores suaves y bolas dearcilla. La hidratación puede ser reducida por medio del uso de sales (KCI) y/o poligliceros o lodobase no-agua.

5.0 HIDRATOSLos hidratos son sólidos en la naturaleza y tienen tendencia de adherirse a superficies metálicasy tienen una estructura de tipo cristalina en la cual las moléculas de gas están completamenteencerradas centro de la estructura de cristal de agua congelada.

La formación de hidratos es función de la presión, temperatura, composición del gas y lacomposición de la fase acuosa.

Las moléculas naturales del gas, desde el metano hasta el isobutano, sulfuro de hidrogeno ybióxido de carbono, pueden formar hidratos.

A medida que las profundidades del agua se incrementan, también la probabilidad de queocurran los hidratos se incrementa debido a las presiones más altas y las temperaturas masbajas del lecho marino.

El riesgo de formaciones de hidratos debe ser minimizado por medio del uso de suficientesinhibidores del sistema de lodo y practicas apropiadas de control de pozos. En adición, sedeberán establecer planes de contingencia que demarquen el curso de las acciones ha sertomadas en caso de la formación de hidratos.

5.1 InhibiciónLa inhibición del sistema de lodo puede ser lograda utilizando ya sea inhibidores termodinámicoso quineticos.Los inhibidores termodinámicos bajan el nivel de actividad de la fase acuosa del lodo,suprimiendo la temperatura requerida para la estabilidad de los hidratos a una presióndeterminada. Los inhibidores termodinámicos típicos son sales, alcoholes y glicol, como semuestra a continuación:

Sales Alcoholes y GlicolCloruro de Sodio MetanolCloruro de Potasio EtanolCloruro de Calcio GlicerolFormiato de Sodio Glicol de EtilenoFormiato de Potasio Glicol de PropilenoBromuro de Sodio Glicol PolialcalinoBromuro de CalcioBromuro de Zinc

Sistemas de lodo conteniendo tanto como 20-26% por peso de cloruro de sodio con polímeroshan sido utilizados en profundidades de agua mayores a 7,500 pies para prevenir la formaciónde hidratos.El uso de inhibidores quineticos esta aun en sus inicios. Esencialmente ellos disminuyen lacantidad de formación de hidratos. Todavía queda mucho por aprender de su funcionamiento.

5.2 Control de PozosEs mas probable que se formen hidratos mientras se circula hacia fuera, un flujo de gas a travésdel choke y/o linea para matar. La velocidad incrementada y el enfriamiento expansivo en laslíneas o periodos de cierre con el flujo de gas cerca del lecho marino, ofrecen condicionesideales para la formación de hidratos.

Obviamente los mejores medios para prevenir la formación de hidratos en esta instancia, esevitando un flujo de gas. Sin embargo se deben tener planes de contingencia en caso de que loshidratos ocurran durante un evento de control de pozos. Esto podría incluir tubería flexible encorrida o una segunda sarta de tubería dentro del “riser” y circulando lodo caliente o químicosgeneradores de calor en la parte superior del BOP.

5.3 Pruebas de PozoSiempre incluya un sustituto de acople de inyección química, preferiblemente debajo del lechomarino e inyecte metanol o etanol para reprimir los hidratos de formación.

Un tramo de cable con puerto, es requerido para permitir que la linea de inyección química pasepor debajo del BOP. Una cantidad adecuada de válvulas deberán ser instaladas por encima y

por debajo del tramo de cable con puerto.

SECCIÓN 12

ADELANTOS DE LA TECNOLOGÍA

Contenido

1.0 Perforación Horizontal2.0 Perforación Multilateral de Pozo3.0 Perforación de Hoyo Esbelto y Perforación con Tubería Flexible

3.1 Perforación de Hoyo Esbelto3.2 Perforación con Tubería Flexible

4.0 Perforación de Bajo-balance5.0 MWD, LWD y Perforación Dirigida6.0 Toma de Núcleo

1.0 PERFORACION HORIZONTALLa perforación horizontal se ha convertido en un procedimiento común durante la última décaday cubre, hoy en día, el rango de tipos de pozo indicado anteriormente. Por lo general los pozoshorizontales son perforados en áreas de desarrollo en donde las formaciones y presiones, sonconocidas. Sin embargo, existe el elemento de tiempo extra requerido para planificar y diseñarun pozo horizontal – tomara el doble de tiempo de planificación, diseño y ordenado del equipo ytomara aproximadamente un 50% de tiempo extra para perforar. Esto es debido al costoadicional de equipo especializado, coacciones de seguridad y el tiempo que toma el completar laconstrucción a lo largo de la reentrada horizontal. También, mientras mas larga sea la secciónhorizontal a ser perforada, mas bajo será el rango de construcción. La mayoría de los pozoshorizontales son perforados utilizando construcciones de radio mediano.

Algunos factores adicionales necesitan ser considerados cuando se perforan pozos horizontales,especialmente la necesidad primordial de control de pozos en donde exista un requerimientomayor de mantener presión constante de fondo durante el matado de un pozo. La limpieza depozo también es mas difícil debido a la presencia de “formación de dunas” a través de lassecciones de construcción y también puede incrementar las posibilidades de suabeo. Laperforación horizontal se ha convertido en la norma en muchas áreas en donde el requisito esmaximizar la producción. Los actuales registros de distancia solo se encuentran limitados por laslimitaciones de los equipos de los equipos de perforación respectivos, especialmente lacapacidad de izamiento y los máximos grados de flujo y capacidad de bombeo.

DefiniciónLa perforación horizontal es el proceso de dirigir una barrena de perforación hacia el seguimientode una senda horizontal, aproximadamente a 90 grados desde la línea horizontal.

Propósito

Maximizar la producciónRealzar la producción secundariaRealzar el último recobroReducir la cantidad de pozos requeridos para desarrollar un campo

Tipos Principales

Radio Corto (1-4 grados / 1 pie) pozos poco profundos, pueden ir desde verticales –horizontales en 50 pies.Mediano (8-20 grados/100 pies) Reservorios Fracturados, necesitan 300 pies paraalcanzar la construcción.Radio Largo (2-8 grados/100 pies) Costa Afuera, reservorios inaccesibles, necesitan1500 pies.Radio Ultra Corto (casi sin construcción)

Aplicaciones:

Reservorios compactos (permeabilidad < 1md).Reservorios FracturadosReservorios Económicamente InaccesiblesReservorios de Crudo PesadoReservorios de canales arenosos y núcleos de arrecifeReservorios con agua/problemas de toma de núcleo con gasReservorios estratificados delgados

Coacciones:

CostoEspaciamiento de pozos y restricciones de otorgamiento de permiso de uso de tierras(“leasing”)Características de reservorio

Métodos de producciónCantidad de alcanceCoacciones del equipo de perforación – capacidad de izamiento, bombas, etc.Disponibilidad de equipo – evaluación, toma de núcleo, herramientas de LWD, etc.Coacciones de la profundidad de inicioCoacciones del desplazamiento horizontal

2.0 Perforación Multilateral de PozoAntes de intentar mover hidrocarburo dentro de agujeros descubiertos verticales que podrían noestar bien posicionados, la actual industria esta ahora dirigiéndose hacia el uso de pozoshorizontales, multilaterales y ramificados, que mueven el agujero descubierto mas cerca de loshidrocarburos que allí se encuentran.

Los sistemas de pozos multilaterales, permiten que múltiples agujeros descubiertos productoressean radicalmente perforados desde una sección individual de un agujero matriz. Una diferenciaimportante entre este método y la desviación lateral convencional, es que ambos el agujeromatriz y las extensiones laterales producen hidrocarburo.

Debido a que un solo agujero individual vertical es requerido, los diseños de pozos multilateralesrequieren un tiempo menor de perforación, muchas veces tienen requisitos menores de equipo ymaterial e incrementan la producción de hidrocarburo.

La perforación multilateral y los métodos de completación han sido practicados desde mediadosde los 40. Las primeras aplicaciones fueron desarrolladas para la minería en donde muchosagujeros fueron perforados desde el eje matriz.

Estos hoyos cortos y direccionalmente desplazados fueron alcanzados con porta-barrena conángulo y la convencional tecnología de perforación rotaria, de aquellos tiempos. Muchaspatentes fueron emitidas cubriendo herramientas multilaterales o multi-taladro y métodos parauso en minería (“Gilbert”, “Rhem”), pero la tecnología no fue utilizada inicialmente en el campopetrolero.

Por años, la fractura hidráulica (a pesar de no ser un competidor de la perforación multilateralmoderna) suministro una gran exposición de área entre el pozo y el reservorio. Sin embargo,con los significativos avances en la tecnología de perforación horizontal a mediados de los 80 ysu evolución hacia la perforación multilateral a mediados de los 90, el desempeño de un pozovertical con fractura hidráulica, puede ahora ser rápidamente sobrepasado por un pozo horizontalo multilateral correctamente orientado, en un reservorio anisotropico de gran área. Mas aun, lospozos horizontales proveen mejores resultados en reservorios con grandes topes de gas oacuíferos de agua.

La primera aplicación moderna y extensa de perforaciones multilaterales, fue realizada en lasformaciones de Austin Chalk en Texas, durante finales de los 80. Altos grados iniciales deproducción y altos grados de declinación, requerían incrementación de exposición de la cara delreservorio para lograr el máximo de producción en el menor tiempo posible.

DefiniciónLa perforación de múltiples hoyos de drenaje desde un agujero descubierto vertical sencillo,horizontal o inclinado para mejorar el recobro de hidrocarburo y minimizar el costo del dólar porbarril.

Propósitos e Impulsores

CostoConsideraciones de los agujeros descubiertos y ha ser descubiertosIncremento de Reservas

Incrementar la recuperación generalReducir el costo general por barril recobradoReducir la cantidad de pozos requeridos para el reservorioOptimizar el recobro secundarioExtender la vida del pozo

Coacciones

Complejidad – seis tipos diferentesAplicaciones limitadas actuales de pozo – 18,000’MDEstabilidad de Cementación y JuntasOrientación de la VentanaHabilidad de re-entrar ambos multilateralesDRA requerido – incluyendo perforación, completación y reservorioTipo MecánicoContingencia presupuestariaSelección de buenos candidatos - mejor en programas de múltiples pozosTiempos de Ventaja – tiempo promedio 6 meses

3.0 PERFORACION DE HOYO ESBELTO Y PERFORACION CON TUBERIAFLEXIBLELa perforación de hoyo esbelto es una tecnología que re-emerge, esperándose de ella que hagamejorías paso a paso, en la eficiencia y economía de la construcción de pozo. Los pozos sonnormalmente clasificados como “hoyos esbeltos”, si el intervalo de producción esintencionalmente perforado con un diámetro de barrena menor de 4.75 pulgadas (Hough 1995).“McCann et al” sugirió un criterio de “hueco angosto” (una sarta de perforación-a-hoyo con unradio de diámetro mayor a 0.8) para distinguir el hoyo esbelto, de pozos de perforación reduciday convencionales. Ambas definiciones son aceptables.

Las técnicas principales de perforación de hoyo esbelto, incluyen: taladrado continúo perforación rotaria convencional perforación con motor de fondo y perforación con tubería flexible

Ellos comparten muchos rasgos relacionados al lodo, incluyendo volúmenes pequeños decirculación y hoyo, pequeñas bombas y altas inclinaciones de presión de fricción (dentro de lasarta de perforación y/o anular). Las diferencias claves relacionadas al lodo entre los métodosson la velocidad rotaria de la sarta de perforación y el hueco anular, pudiendo ambos, variarnotablemente.

La toma continua de núcleo, adaptada y proveniente de la industria de minería de roca-dura,requiere el uso de fluidos de perforación libre de sólidos.

La rotación a alta velocidad (hasta un máximo de 1000 rpm) crea fuerzas centrifugasextraordinarias que pueden causar que los sólidos del lodo se enjarren en las paredes internasde la barra de perforación (sarta de perforación) e interfieran con la recuperación de registroseléctricos del barril muestrero.

Formulaciones innovativas de lodo basadas en formiato de salmuera (principalmente formiato depotasio, hasta un máximo de 1.6 sg), han producido los mejores resultados (Downs, 1993).Salmueras de alta densidad hechas con formiato de sal son inofensivas (no-peligrosas) ycompatibles con ambos, polímeros convencionales de campo petrolero y formaciones de aguaconteniendo sulfatos y carbonatos.

La toma continua de núcleo también utiliza, normalmente, huecos anulares muy angostos,algunos menores a 0.25 pulgadas. Perdidas de presión anular que pueden, sin ser esto unacaracterística, exceder las perdidas de presión de la barra de perforación (sarta de perforación),se convierten en críticos para la perdida de circulación y asuntos concernientes a control depozos. La rotación de la tubería también incrementa la perdida de presión anular (McCann et al.,1993). El alto sobre balance resultante podría contribuir a daños en la formación.

Las velocidades de rotación para hoyos esbeltos convencionales perforados (Sagot and Dapuis,1994) son considerablemente menores (usualmente menos de 350 rpm), mínimos paraperforación con motor de fondo y no existentes para perforación con tubería flexible. El contenidoultra-bajo de solidos no es requerido, a pesar de que los solidos (específicamente finos) deberánser minimizados y controlados con sumo cuidado, para un desempeño máximo.

Diferentes tipos de fluidos de perforación han sido utilizados con excito para pozos de hoyoesbelto. Sin embargo fluido de biopolímeros/salmuera tienen ventajas distintivas. Las salmuerasproveen densidad libre de solidos, inhibición y estabilidad de temperatura mejorada.Biopolímeros, tales como xantan y “welan gum” son compatibles con las salmueras y proveenuna excelente viscosidad, suspensión y reducción de arrastre en flujos turbulentos (en contenidobajo de solidos). Almidón o derivados del almidón pueden ser adicionados para controlar laperdida de fluido y la solubilidad en acido. El carbonato de calcio puede proveer el enlace, encaso de ser requerida.

Goodrich et al. (1996) reporto el exitoso uso de fluidos de perforación xantan/salmuera libre desolidos, para un proyecto de tubería flexible en Prudhoe Bay, Alaska.

Las afirmaciones incluyen alcance horizontal incrementado, mejoramiento de limpieza de pozo,mejor estabilidad de formación, menores presiones de bombeo y tendencias reducidas deatropamiento de la tubería. La perdida de fluido es controlada por la penetración de filtración dealta viscosidad, en la formación.

3.1 Perforación de Hoyo EsbeltoDefiniciónLa perforación de hoyo esbelto es definida como los hoyos con barrenas de < 7” de diámetromientras que una completación de hoyo esbelto es una en donde el tamaño de la tubería deproducción es menor a 4 pulgadas de diámetro.

Aplicaciones

Pozos exploratoriosAhondamiento de pozos existentePozos Horizontales y MultilateralesPozos con baja producción

Beneficios

Opción de menor costo (tamaño menor de equipo, menos materiales, menor fuerzalaborar, menos espacio.Menor impacto ambiental.Menor riesgo desde el punto de vista monetario/de costo.

Limitaciones

Disponibilidad del equipo y límites de peso en locasión (incluye el equipamiento delequipo de perforación)Control de PozosHerramientas de pesca y habilidad para realizar trabajos remedialesLimitado a pozos de menor profundidad

3.2 Perforación con Tubería FlexibleTubería Flexible consiste de: Tubería Flexible Cabeza Injectora Carrete de Tubería Flexible BOP Equipo Preventor de Arremetida Unidad de Potencia Cabina de Control Motores de Fondo y Herramientas de MWD

Coacciones

Tamaño de Tubería Flexible (1-3 pulgadas de diámetro)Pozos poco profundos y tamaño de agujero con menos de 8-1/2”Los tamaños de las ventanas (re-entradas) están limitados a < 2-3/8”Pozos Multilaterales < 3-3/4”Hidráulicos limitados para limpieza anular del hoyoLimites de PandeoLimites de Fatiga de la Tubería

Ventajas

SeguridadEficienciaEquipos de Perforación Pequeños – mucho menos costososMenos PersonalMenor Impacto AmbientalCosto general de perforación menor

4.0 PERFORACION DE BAJO-BALANCEPara la perforación de calcita fracturada, piedra caliza o reservorios depletados, un fluido deperforación muy bajo en solidos es preferido, debido a que el fluido invasor puede ser removidopor medio de producción. Una alta carga de solidos en los fluidos podría causar que el lodo entreel sistema de fractura y se gelifique El lodo gelificado podría ser imposible de remover. Algunaspiedras calizas o calcitas fracturadas también tienen una permeabilidad baja de matriz, de modoque una perdida de fluido podría ocurrir a consecuencia de las fracturas. Estas formaciones sonalgunas veces perforadas en bajo-balance con salmuera libre de sólidos. La perforación de bajo-balance permite al petróleo ser producido al mismo momento en que el pozo es perforado, y elpetróleo es separado del fluido de perforación libre de solidos, en la superficie.

DefiniciónPerforación de bajo balance es un proceso en donde la inclinación de la presión del fluido deperforación del agujero descubierto, es menor que la inclinación de la presión de formación queesta siendo perforada.

Requisitos

Paquete especial rotativo de BOP (Preventores) o tubería flexible para perforaciónEquipo de separación de superficie (separación de cuatro fases).El peso de la manguera de fluidos de perforación puede ser reducido por medio de lainyección de gas nitrógeno o aire.Preferiblemente un sistema de circulación de flujo cerrado.

Aplicaciones

Zonas depletadas por presiónFormaciones débiles y permeablesFormaciones susceptibles a daños por alta producción

Beneficios

Reducción de daños de formaciónGrado Más Veloz de Penetración (Faster Rate of Penetration – ROP)Podría eliminar tuberías pegadasPodría eliminar perdidas de lodo en formaciones altamente permeablesEvaluación de formación mejorada

5.0 MWD, LWD Y PERFORACION DIRIGIDANinguna otra tecnología utilizada en construcción de pozos ha evolucionado más rápidamenteque “mediciones-durante-perforación” (MWD), “registro-durante-perforación” (LWD) y PerforaciónDirigida. En los inicios de la historia petrolera, perforadores y geólogos, muy a menudo debatíancondiciones ambientales y mecánicas en la barrena de perforación. No fue hasta que losavances en componentes electrónicos, materiales científicos y tecnología de batería hizotecnológicamente realizable el hacer mediciones en la barrena y trasmitirlas de regreso a lasuperficie, que las preguntas posicionadas por perforadores y geólogos pioneros, comenzaron atener respuesta.

Las primeras mediciones has ser introducidas comercialmente, fueron direccionales, y casi todaslas aplicaciones fueron llevadas a cabo en pozos costa afuera, perforados direccionalmente.

Fue fácil demostrar los ahorros de tiempo de equipo de perforación que podían ser alcanzados alimplementar mediciones tomadas durante la perforación y transmitidas por medio de latecnología del día.

Los disparos individuales (orientación dentro del hoyo tomada por un instrumento que mide elacimut o inclinación en un solo punto), muchas veces tomaban varias horas del tiempo delequipo de perforación ya que eran corridas hasta el fondo con líneas de acero, que luego teníanque ser recogidas.

Mientras, MWD logro cierta cantidad de objetivos de confiabilidad mínima, era menos costosoque disparos individuales y fue ganando popularidad en concordancia. Lograr aquellos objetivosconfiables en el severo ambiente dentro del agujero descubierto, es uno de los desafíos dualesde la tecnología de MWD y LWD. El otro desafío es suministrar mediciones de registroseléctricos de calidad.

A comienzos de los 80, fueron introducidos simples mediciones cualitativas de parámetros deformación, muchas veces basadas en métodos probados con tecnología en los inicios de losregistros eléctricos.

Geólogos y personal de perforación utilizaban mediciones de resistividad normal y rayos gammanaturales para seleccionar puntos de toma de núcleo puntos de revestimiento. Sin embargo,limitaciones en estas mediciones los restringieron de reemplazar registros eléctricos porevaluaciones cuantitativas de formación.

A finales de los 80, las primeras mediciones rigurosamente cuantitativas de parámetros deformación, fueron realizadas.

Inicialmente, las mediciones fueron guardadas en memoria de herramienta, pero pronto lasmediciones de resistividad, porosidad de neutrones y densidad gamma, fueron transmitidas a lasuperficie, en tiempo real.

Paralelamente a las mediciones cualitativas y a la telemetría, el extenso uso de sistemas deMWD (combinado con el desarrollo de motores de fondo navegables), hizo que la perforaciónhorizontal fuera mas realizable y, por lo tanto, mas común.

Pronto, la planificación y manejo de pozos horizontales, basados en el modelo geológico, seconvirtió en algo inadecuado. Aun con litología conocida de pozos desalineados e informaciónsísmica bien definida, la geología de un pozo direccional muchas veces variabasignificativamente sobre el intervalo horizontal, por lo tanto la navegación geométrica (por mediodel uso de mediciones direccionales) fue rápidamente observada como algo inexacto einefectivo.

En respuesta a estos resultados tan pobres por parte de la navegación geométrica, los primerosmotores instrumentados fueron diseñados y desplegados a comienzos de los 90.

Recientes desarrollos en la tecnología de MWD y LWD incluyen sensores que miden la velocidadacústica y proveen imágenes eléctricas de formaciones inclinadas.

DefinicionesCapacidad para perforar, registrar y navegar en pozos de radio largo y mediano, paramantenerse en la zona de producción, reducir la exposición del hoyo y mejorar el control dedesvío.

Aplicaciones

Pozos desviados largos y pozos ERD.Pozos de cama delgada o con fallaPozos de perfil de diseñador – es decir, pozos Horizontales y Multilaterales.Pozos con áreas de producción pequeñas e imperfectas.

Beneficios

Puede perforar, registrar y navegar en pozos de radio largo y mediano.Puede cambiar la trayectoria del hoyo mientras rota – control total en 3ra dimensión.Ahora tienen herramientas de FE y MWD disponibles.Puede delinear reservorios en una escala de tiempo mucho menor.Agujeros descubierto de mayor valor – capaces de permanecer en la zona deproducción.Puede reducir la exposición del hoyo y mejorar el control de desvío.Reducción de cantidad de pozos

En los pozos horizontales y mientras se utilizan herramientas de FE & MWD, se necesita tomaren consideración:

Limites de flexión de las herramientas.Posición de los sensores desde la barrena.Profundidad de Investigación de los sensoresRestricciones Ambientales – fluidos de perforación, etc.Tiempo Real contra Información de Memoria

Leyenda (de izquierda a derecha y de arriba a abajo)

Sección de Poder NaviDrillCollar FlexibleEstabilizador SuperiorRNTEstándar AKOModulo de Perforación DirigidaArreglo Navegable

6.0 TOMA DE NUCLEOPara la información detallada de formaciones que son objetivos, ambos programas derecuperación, tanto el primario, como el secundario, son esenciales. Las muestras de núcleopueden producir esta información crítica de subsuelo. Con núcleos de calidad, las compañíaspetroleras pueden comprender mejor las características de la formación y pueden lograr losobjetivos de producción más eficientemente.

Los núcleos de alta calidad proveen la información litológica, de porosidad y de permeabilidadmás exacta para construir el modelo geológico del reservorio. Estos modelos son herramientasimportantes, por ejemplo, al evaluar permeabilidad horizontal y vertical.

Las muestras de núcleo pueden proveer al petrofísico y al ingeniero de reservorio de saturaciónexacta, humedad y propiedades eléctricas de la formación. Cuando un desplazamientosecundario es el objetivo, las muestras de núcleo, son esenciales.

La calidad del núcleo es la clave. La muestra debe ser obtenida sin alterar sus propiedadesnativas (o “en-sitio”). La aplicación informada de herramientas y técnicas especializadas, puedeproducir muestras de núcleo de calidad.

Los adelantos de tecnología de toma de núcleo, durante los últimos años, incluyen:

Toma de núcleo durante la perforación (“BHI Coredrill”)Toma de Núcleo con Baja InvasiónToma de Núcleo con GelTecnología antigiratoriaToma de Núcleo con Alta Presión

SECCIÓN 13

EQUIPO DE COMPLETACIÓN

Contenido

1.0 Introducción2.0 Tipos de Completación / Clasificación

2.1 Interfase entre Pozo y Reservorio2.1.1 Completación en Agujero Descubierto2.1.2 Completación de Agujero Entubado y No Cementado2.1.3 Completación de Tubería Cementada y Disparada

2.2 Métodos de Producción2.2.1 Flujo Natural2.2.2 Bombeo Artificial (Artificial Lift)

3.0 Equipo de Completación3.1 Árbol de Navidad

3.1.1 Árboles de Superficie3.1.2 Árboles de Lecho Marino3.1.3 Elección de Árbol

3.2 Cabezal de Pozo3.2.1 Colgador de Tubería de Producción

3.3 Válvula de Seguridad Bajo Superficie (Surface Safety Valve SSSV)3.3.1 Definiciones3.3.2 Mecanismos de Cierre3.3.3 Certificación3.3.4 Tipos de SCSSV3.3.5 Sistema de Seguridad Anular (ASV)3.3.6 No-Ecualizado o de Ecualizado.3.3.7 Control de Línea Sencillo o Balance de Líneas Dual.

3.4 Juntas de Chorro, Acoples de Flujo y Juntas Cortas3.4.1 Coples de Flujo (Flow Couplings)3.4.2 Juntas de Chorro (Blast Joints)3.4.3 Juntas Cortas (Pup Joints)

3.5 Niples de Aterrizaje3.5.1 Seguros de Niple3.5.2 Junta de Diámetro Interno Controlado

3.6 Camisa Deslizante3.7 Mandriles

3.7.1 Mandril de Cavidad Lateral (SPM)3.7.2 Mandril de Calibración3.7.3 Mandril de Inyección Química

3.8 Dispositivos de Expansión y Métodos de Anclaje3.8.1 Receptáculo de Espacio Pulido (PBR )3.8.2 Ensamble con Junta y Sello de Expansión3.8.3 Niple de Anclaje

3.8.4 Anclador de Corte3.8.5 Anclador Hidráulico

3.9 Empacador de Producción3.9.1 Componentes del Empacador3.9.2 Permanente o Recuperable3.9.3 Empacador Permanente3.9.4 Empacador Recuperable3.9.5 Recuperando y Moliendo3.9.6 Empacador por Activación Mecánica3.9.7 Empacador por Activación Hidráulica3.9.8 Empacador de Doble Espacio3.9.9 Extensión de Molino (MOE)3.9.10 Extensión de Sello (SBE)

3.10

3.11

Herramientas Activadas a Distancia3.10.1 Herramienta para Aislamiento de BL de Schlumberger

(LTIV)3.10.2 Herramienta Ocre3.10.3 Herramientas Hidrostáticas3.10.4 Sistema de Herramienta de Baker Oil (Baker Oil Tools Edge

System)3.10.5 Tapón de Desvanecimiento Halliburton (Halliburton Mirage

Disappearing Plug)3.10.6 Tapón de Yunque PESCola de Tubería3.11.1 Junta Perforada3.11.2 Guía de Entrada de Línea de Acero

4.0 Programa Típico de Completación5.0 Programa Típico de Reparación

1.0 INTRODUCCIONLa etapa de completación es el proceso de convertir un pozo perforado en un seguro y eficientesistema de producción o inyección.

Previo al inicio de cualquier diseño debe contarse con la siguiente información Parámetros del Reservorio

− Porosidad, permeabilidad, homogeneidad, espesor, ángulo, perfiles de presión agua/ gas /aceite Características de Rocas

− Dureza de roca, potencial de daño a la formación. Restricciones de Producción

− Manipulación de fluidos, presiones de inyección. Características de Fluido

− Densidad, composición, Relación Gas-Aceite (GOR), toxicidad, punto de fluidez, tendencia aformación de escoria, ceras, asfáltenos, CO2, contaminantes. Datos de Evaluación del Pozo

− Flujos, presión, temperaturas, muestras. Información de las instalaciones

− Línea de control de las presiones de bomba, tamaño de líneas, muestreo / pruebas /monitoreo, restricciones de seguridad Datos de perforación

− Perfil de pozo, programa de entubado (y restricciones), válvula de seguridad y restriccionesde profundidad Aspecto económico del campo

− Marco de tiempo e importancia de los fluidos, tiempo de vida del campo, variación entreCAPEX y OPEX e implicaciones de impuestos.

Aunque alguna de la información, podría no estar todavía disponible puede ser sometida adiscusión con otros miembros del proyecto. Ej. : Si un tamaño de tubería es requerido paraproveer un cierto flujo, es necesario que pueda correrse dentro de la tubería de revestimiento deproducción, por lo que necesita discutirse con el ingeniero de perforación.

La información es usada para determinar que tipo de completación se llevará a cabo, el tamañode la tubería, la especificación del material y el equipo de completación adicional utilizado.

El diseño de tubería (similar al diseño de tubería de revestimiento) es dependiente. Ya quenecesita acoplarse a las cargas de tensión, colapso y estallamiento para la completa vida delpozo.

Hablando de forma general entre más simple sea el completación mayor será su confiabilidad.

2.0 TIPOS DE COMPLETACIÓN / CLASIFICACIONHay un sin número de formas de clasificar las completaciones. No obstante los principales tiposse muestran a continuaciónInterfase entre pozo y reservorio

Método de producción

Etapa de completación

− Agujero Descubierto− Agujero entubado y no cementado− Agujero entubado y cementado− Flujo natural− Requiere bombeo artificial− Inicial− Re-completación− Reparación

Ventajas Desventajas

Exposición del pozo a toda la zona productoraIncapacidad para controlar la relación gas-aceite y/o aceite agua (excepto en el caso deagua en el fondo)

Evita el costo de disparar Se necesita asentar la tubería de revestimientoantes de perforar o registrar la zona.

La interpretación de datos de registro no es tancrítica

Dificultad para controlar el pozo en la etapa decompletación.

Reducida diferencial de presión debido altamaño del área de flujo

Inconveniente para producir formaciones encapas constituidas de reservorios reparadoscon propiedades de fluidos incompatibles.

Costo en la tubería de revestimientoligeramente reducido

Imposibilidad para estimular selectivamentezonas separadas entre el intervalo decompletación.

Facilita la profundización del pozo

Requiere de limpiezas frecuentes si las arenasproductoras no son completamentecompetentes o si el borde de la capa de rocaentre la Zapata y la cima de la formación no esestable.

Relativa facilidad para convertir el pozo acompletación por tubería cortaNo existe riesgo de daño a la formaciónresultado de la cementación de la tubería derevestimiento

2.1 Interfase Entre Pozo y Reservorio

2.1.1 Completaciones en Agujero DescubiertoEn un completación a agujero descubierto (también conocido en inglés como “barefoot”), latubería de revestimiento de producción es asentada en la capa rocosa justo arriba de la zonaproductora, mientras que la parte inferior del agujero permanece sin entubar. Es común que, laúltima etapa de perforación de la zona sea llevada a cabo con fluidos de perforación especialesno dañinos a la formación o con una columna de lodo bajo balance. Esta forma de completaciónproviene de la época de la perforación con cable, es raramente utilizada al día de hoy.

2.1.2 Completación en Agujero Entubado y No CementadoPara prevenir los problemas de colapso de las arenas que obstruyen los sistemas de producción,los productores de crudo de antaño colocaban un tubo ranurado o mallas alrededor de la seccióndel agujero perforado o un filtro de arena en el hueco.

El método de completación en tubería corta (liner) más simple y viejo involucra el uso de lacorrida de un tubo ranurado dentro del agujero. Las ranuras son cortes los suficientementepequeños para que las arenas produzcan a través de ellos. Este método es todavía usado enalgunos lugares al día de hoy, pero ya que implica muchas de las desventajas inherentes a lascompletaciones en agujero descubierto. (Ej. Falta de control), su uso no es muy difundido.

Para arenas muy finas, mallas de cable enrollado o de bronce son utilizadas en lugar de lamáquina cortadora de ranuras. Esta técnica es razonablemente efectiva como método de controlde arena en arenas gruesas uniformes con pocas o sin partículas finas. (Ej. En California)Algunas veces este es el único sistema de control de arena que puede ser usado debido a la

caída de presión y a las consideraciones de colocación (Ej. En arenas de crudo pesado no

consolidadas) Aunque, de cualquier forma, la completación con liner no cementado no esrecomendada más debido a que:

El movimiento de las arenas en el pozo tiende a causar daño a la permeabilidad por la mezclade arena de diferentes tamaños y partículas de arcillas. Las arenas finas de formación tienden a obstruir las ranuras o la malla A altos gastos de producción, la malla se erosiona cuando la arena de formación se muevehacia el agujero perforado. Un pobre soporte de la formación pude causar que las capas de arcillas se colapsen y tapenlas ranuras o la malla. Una falla de formación puede causar que el liner se colapse.

Para eliminar estos problemas, los operadores han recurrido a métodos de control de arena másefectivos tales como el empaque de grava, en el que el espacio anular ente la malla y el agujeroson llenados con arena gruesa clasificada y con el uso de mallas pre-empacadas. En algunoscasos, aún donde el control de arena es planeado, puede ser mejor emplear una completacióncon tubería y un empaque de grava externo – esta configuración se ha convertido en la normapara aceites ligeros y desarrollos de gas por la gran flexibilidad que provee.

2.1.3 Completación en Agujero Cementado y DisparadoPor mucho el tipo más común de completación al día de hoy involucra la cementación de latubería de producción o liner a través de la zona productora, y subsecuentemente proveercomunicación con la formación a través de disparos hechos en la tubería de revestimiento y elcemento. Idealmente, los disparos deben penetrar cualquier zona dañada a través del huecooriginal y crear un conducto limpio a través de la formación no dañada. Si el pozo está entubadoy no ha sido disparado durante las primeras etapas de la operación de completación, el controlde pozo será más sencillo y los costos de completación pueden reducirse.

Usando varias técnicas de control de profundidad, los intervalos de producción son disparados ypuestos a fluir, por consiguiente deben evitarse en lo posible fluidos no deseados (gas, agua),formaciones débiles pueden producir arenas y pueden encontrarse secciones no productoras obarreras de arcillas.

Esta selectividad, es completamente dependiente de un buen trabajo de cementación y unaperforación adecuada, así mismo permite que un mismo agujero pueda producir de diferentesreservorios separados sin haber comunicación entre ellos. Esto se hace mediante la colocaciónde empacadores de aislamiento en una sección no disparada del tubo. La selección de losdisparos puede así mismo ser usada para controlar el flujo o la estimulación de varias partes dela zona productora. Mediante el cierre o el taponamiento parcial de intervalos seleccionados,pueden inyectarse fluidos los que pueden ser desviados a zonas menos permeables (agua,fluidos de estimulación, o cemento)

La cementación de la tubería a la profundidad total TD más que la completación del pozo puedereducir la probabilidad del control de pozo. Además, la decisión de asentar la tubería derevestimiento de producción puede posponerse hasta que los registros eléctricos del agujerodescubierto de la prospectiva de la zona productora han sido evaluados, substancialmentereduciendo los costos de pozo seco, si no se encuentra que sea productor.

En resumen, las ventajas de una completación de hueco entubado, cementado y disparadoincluyen: Operaciones más seguras. Selección con mayor información de las zonas a ser completadas. Reducción a la sensibilidad al daño de perforación. Facilitar la estimulación selectiva. Posibilidad de completación en zonas múltiples

Reducción de costos en pozos secos. Facilitar el planeamiento de las operaciones de completación.

Este tipo de completación es el generalmente usado a menos que haya una razón para preferirla completación de agujero descubierto o completación de liner no cementado. Aún donde elcontrol de arena es planeado, las completaciones disparadas con empacadores de gravainternos han resultado ser la norma para desarrollos de crudos ligeros y gas por la granflexibilidad que proveen.

2.2 Métodos de Producción

2.2.1 Flujo NaturalEl flujo natural es cuando el reservorio puede fluir a superficie, a un gasto económicamenteviable, debido a la presión del reservorio sin ninguna ayuda externa.

2.2.1.1 Completación por Tubería tipo “Tubingless”Las completaciones del tipo “Tubingless” son de bajo costo pero raramente utilizadas comotuberías de producción, ya que están expuestas a la presión del reservorio y a la corrosión.Además de que algunos dispositivos de seguridad no pueden ser instalados.

2.2.1.2 Completación por Tubería de ProducciónPor mucho, el método más común de completación de pozos es correr una o múltiples sartas detubería dentro del pozo, dependiendo del número de zonas a ser completadas.

2.2.2 Bombeo ArtificialCuando un pozo no fluye de forma natural a superficie a un gasto económicamente viable, lastécnicas de bombeo artificial pueden ser usadas para acelerar la producción. Métodos comunesde bombeo artificial para operaciones costa afuera son: Bombeo Neumático (Gas Lift) Bombas Eléctricas Sumergibles (Electric Submersible Pumps ESP)

2.2.2.1 Bombeo NeumáticoEl levantamiento por gas es usado para aligerar la columna hidrostática generada por el fluidodentro del pozo, reduciendo la viscosidad del fluido, reduciendo la fricción de la tubería yañadiendo energía adicional para favorecer el levantamiento del fluido contenido en la tubería ysu salida del pozo. Se requieren mandriles de levantamiento por gas, para ser instalados aprofundidades seleccionadas a lo largo de la tubería para optimizar el gasto.

Las válvulas de levantamiento por gas añaden vías potenciales de fuga a la tubería y los pozoscon estos sistemas normalmente requieren de una intervención adicional de registros eléctricospara cambiar las válvulas y asegurar un óptimo desempeño del pozo.

2.2.2.2 Bombas Eléctricas Sumergibles (ESP)Las ESP son usadas para mover grandes volúmenes de líquidos con baja relación de gas /líquido de pozos de agua, pozos de crudo con alta relación de agua y pozos de crudo con altadescarga.

Al ser alimentadas eléctricamente, un cable de alimentación debe correrse hacia abajo en elespacio anular entre la tubería de producción y el pozo.La confiabilidad de este equipo puede variar significativamente debido a una multitud de razones.

3.0 EQUIPO DE COMPLETACIÓN

Esta sección esta diseñada para explicar los principales componentes normalmente usados encompletación. Aunque toda completación consta de los siguientes elementos, las razones paraincluirlos variarán considerablemente.Por lo que debe tenerse en cuenta:

Control de Presión Primario (árbol) Control de Flujo (del reservorio o posterior a la tubería de producción) Control de Emergencia del Flujo (Ej. válvula de seguridad) Inyección de químicos Adquisición de Datos Control de Presión y Temperatura (Ej. Aislamiento) Bombeo Artificial Capacidad de Reparación

3.1 Árbol de NavidadEl árbol de navidad es el sistema de control de presión localizado en el cabezal de pozo. El árbolconsiste de una serie de válvulas que proveen de una interfase entre el reservorio, lacompletación y a través de las instalaciones de producción. Hay muchos otros propósitos delárbol de navidad tales como:

Proveer una fuerte barrera a la presión entre el reservorio y la superficie. Un medio que permite la producción controlada o la inyección. Un medio para matar al pozo previo a las operaciones de reparación o mantenimiento. Un sistema que permite la intervención en las diferentes etapas de trabajo.

El tipo de árbol de navidad a ser usado tiene un gran impacto en los costos de completación, eldiseño de completación y las capacidades de intervención. Esencialmente hay dos tipos de árbolprincipales, estos son los árboles superficiales y los árboles de lecho marino.

3.1.1 Árboles Superficiales Los árboles con brida convencional son usados en la mayoría de los pozos de tierra y en pozoscosta afuera con flujos de bajo a moderados. Los árboles de bloque sólido son utilizados algunas veces en costa afuera, especialmente enpozos de altos flujos y altas presiones bajo condiciones de operación críticas ya que reducen elaumento de la turbulencia y puntos de fugas potenciales. Bajo condiciones altamenteturbulentas, una configuración en “Y” es disponible para las salidas. Los árboles de carrete horizontal, en esta configuración el árbol es instalado antes que lospreventores (BOP) La tubería de revestimiento y la de producción son entonces instaladas através del árbol. Todas las válvulas del árbol están localizadas a un lado del agujero vertical yson por tanto ‘horizontales’.

3.1.2 Árboles de Lecho Marino Árboles Convencionales de espacio dual. Estos tienen dos espacios verticales para acceder ala tubería de producción y el anular. Están designados por el tamaño del espacio Ej. 4 x 2, 5 x 2o 7 x 2. Así como hay acceso al anular a través del árbol, cualquier consideración especial comolevantamiento por gas debe ser tomada en cuenta. Árboles Horizontales de Carrete. Como en los árboles horizontales, el BOP es corrido despuésdel árbol. Árboles en Línea. Estos son de nuevo desarrollo, donde las válvulas del árbol están alojadasen el cabezal de pozo y son parte de la completación.

.3.1.3 Elección de Árbol

Los árboles horizontales tienen la gran ventaja de no tener que retirarse, para recuperar latubería de producción. Estos tienen el potencial de ahorrar tiempo y dinero en formaconsiderable cuando se efectúan intervenciones tales como el reemplazo de las ESP.Adicionalmente, ya que todas las válvulas se encuentran lejanas del agujero vertical, lainstalación y la adición de sartas dentro de la tubería de producción se facilita. Esto abre amayores oportunidades para mejorar el levantamiento por gas.

Una segunda válvula maestra es usualmente requerida para acidificar en pozos críticos donde laválvula de servicio es difícil (Ej. En lecho marino o pozos satélites) Esto también puede serespecificado en las regulaciones locales.Algunas compañías especifican una segunda válvula maestra debajo de cualquier válvula quesea parte del sistema ESD para facilitar la reparación ya que existe el riesgo de desgaste porcierres.Las dos salidas son regularmente especificadas para alta presión ácida en los pozos críticospara permitir la instalación permanente de una línea de matar. Esto también puede serespecificado en las regulaciones locales, la filosofía de seguridad de la locación o losrequerimientos de certificación. Además de ser conveniente para la ecualización de la válvula yla buena limpieza.

Donde frecuentes trabajos de reparación a través de la tubería de producción u operaciones deregistros sean esperados, una válvula de achique (swab valve) es normalmente usada.Alternativamente, la válvula de achique puede ser temporalmente instalada en, o en lugar de, latapa del árbol durante operaciones de entrada en pozo.Para el arreglo de la válvula de producción “wing valve”, el estrangulador y la válvula de flujo sedebe tomar en cuenta el programa de como se llevará el pozo, como será controlado y como lasprincipales válvulas de ESD serán ecualizadas. Si un estrangulador motorizado ajustable esusado, este deberá ser del tipo de cierre completo para poder resistir la erosión durante laapertura.

Las pérdidas de presión a través del árbol de navidad, el estrangulador y la conexión de flujodeben ser consideradas en el pozo en el análisis de descarga y pueden ser significativamentereducidas a la máxima capacidad del pozo, evitando la turbulencia y cambios repentinos en ladirección.La localización de puntos de inyección de químicos y la velocidad de flujo provista deberántomarse en cuenta, particularmente donde la inyección de químicos es requerida en la tubería deproducción para proteger el DHSV y el árbol de los gases hidratados o para ecualizar lasválvulas ESD antes de abrirlas.Si las tres válvulas están automatizadas, es altamente deseable tener planteada una secuenciade ESD en la que la válvula “wing” o la válvula de flujo se cierren primero para cortar la salida,antes que el SCSSV y la válvula maestra comiencen a cerrar. En pozos de gas en lugares fríos,es común que la parte más baja de la válvula maestra sea demorada en niveles bajos de alarmapara asegurar que algo de metanol sea vertido en el SCSSV antes de que el pozo completo seaaislado.

3.2 Cabezal de PozoEl cabezal de pozo transfiere las cargas de la tubería de revestimiento y de la completación a latierra vía la tubería de revestimiento superficial y provee un sistema de sello y válvulas paracontrolar el acceso a la tubería de producción y el espacio anular. Está hecho de uno o máscarretes de tuberías de revestimiento, carretes de cabezal de tubería (head spool), el colgador yel árbol de navidad.

Las especificaciones del cabezal son expuestas en la especificación 6A del API, la cual fueextensamente revisada en Octubre de1989.

En primera instancia será responsabilidad en el diseño de las tuberías de revestimiento elespecificar los requerimientos del cabezal de pozo. Aunque la completación impactará en laselección del cabezal de pozo en varias formas:

Las cargas serán transferidas de la tubería de producción al cabezal de pozo a través delcolgador de tubería. El cual normalmente es un problema a menos que el cabezal se encuentreen una plataforma de patas tensionadas (TLP) Con un cabezal de superficie, puede haber requerimientos de inyección a través del espacioanular por el cabezal (levantamiento por gas, bombas de jet, inhibidores o inyección de agua) Lametalurgia y tamaño del puerto necesitarán ser considerados por las caídas de presión, erosión yaspectos de corrosión así como límites de presión y temperatura. Válvulas adicionales (poractuadores o manuales) pueden requerirse para asegurar la integridad o el control. Ciertas partes del cabezal del pozo serán expuestas a fluidos en el anular (Ej. El colgador de latubería de revestimiento de producción) Lo que puede impactar en su composición metalúrgica. El monitoreo de las presiones anulares puede ser requerido. Esto es relativamente fácil, en unpozo con cabezal en superficie. Para un cabezal de lecho marino, puede requerirse de sensoresespeciales.

3.2.1 Colgador de Tubería de ProducciónLa función del colgador en la tubería de producción es la de transferir el peso de la tubería alcabezal de pozo y contener el fluido del espacio anular entre el revestidor y la tubería deproducción.

Hay cinco tipos de colgador de uso común: Colgadores de compresión (Metal a Metal o de tipo elastomérico) de Mandril (tipo dona) Colgadores de Tensión del tipo Ariete. Ensamblaje de sellos y cuñas. Suspensión directa del árbol – Ej. Árboles horizontales Colgadores de sub-línea de lodo o colgadores de tubería con empacador.

El principal problema con la selección del colgador ocurre cuando la tubería de producción debeaterrizarse en tensión (Ej. En algunos pozos de gas), cuando esto es aplicado mecánicamentemás que hidráulicamente.

El número de agujeros requeridos para que el colgador de la tubería fluya o alimente conductos,líneas de control, líneas de inyección de químicos y línea de acero debe especificarse. Estospodrán sellarse con un sello anular de anillo en un colgador de cuello extendido. En pozos enlecho marino, un agujero es también requerido para el acceso del anular, la orientaciónapropiada del colgador con respecto a la base guía debe ser tomada en cuenta.El método por el que los principales espacios interiores serán bloqueados a superficie durante laremoción de los BOP o el árbol de navidad deberá así mismo ser considerado. Hay dosalternativas principales:

El uso de un tapón en el colgador. Este puede ser un tapón o una válvula check o el máscomúnmente utilizado hoy día, un niple convencional. Es particularmente útil tener un colgadorde tubería corriendo y aterrizando la sarta que es ligeramente mayor que la tubería que se estacorriendo. Esto permite el uso de un niple que no impacta en el resto de la completación. El uso de una linea de acero por debajo del colgador. Este arreglo es particularmente útil enpozos submarinos si al correr los tapones en el niple, el “running tool” asentará dentro del árbol ysi aun con el atascamiento pudiera prevenirse el cierre de las válvulas. Nota: Al tener un niplepor debajo del colgador, es más difícil acceder si los tapones se atascan o si fragmentos caen enla cima de los tapones. En pozos submarinos en el espacio anular, el uso de un niple por debajodel colgador es recomendado, y en el caso de un tapón atascado, de ser requerido puede serdisparado por encima.

3.3 Válvula de Seguridad Bajo Superficie SSSVLas válvulas de seguridad bajo superficie (SSSV) son instaladas por debajo del cabezal de pozopara prevenir el flujo descontrolado en una situación de emergencia. En el peor de los casos,cuando el cabezal de pozo ha sufrido un daño serio, el SSSV puede ser el único medio paraprevenir un reventón (influjo del pozo) El diseño correcto, aplicación, instalación y operación deeste equipo es fundamental parra la seguridad del pozo. Los SSSV deben considerarse paratodos los pozos que sean capaces de tener flujo natural. En muchas locaciones las regulacionesgubernamentales requieren el uso de los SSSV. En áreas costa afuera como en el Reino Unido,Noruega y los EU, la regulación gubernamental dicta que la válvula debe estar de cumplir con laespecificación 14 A del API.

3.3.1 DefinicionesLos SSSV pueden ser controlados desde la superficie o bajo ella. Las válvulas de control bajosuperficie son controladas por la presión del pozo, por el mismo flujo, o como resultado de unadiferencial de presión causada por el flujo. Este tipo de dependencia en las condiciones de pozocomo medio de control, las hace inherentemente menos confiables que las válvulas controladassuperficialmente, y su aplicación es por tanto limitada. El control de superficie de las válvulas deseguridad bajo superficie (SCSSV) es normalmente cerrado, y regularmente se mantienenabiertos por una presión externa aplicada desde la superficie. Algunos SCSSV son controladospor señales eléctricas, electromagnéticas o señales acústicas. Sin embargo, por mucho la formamás común de control es la presión hidráulica aplicada desde la superficie vía una línea decontrol. Cuando la presión hidráulica se pierde, la válvula se cierra por medio de la acción de unresorte en el mecanismo de cierre. Con el fin de cerrar la válvula, este resorte debe vencer lapresión hidrostática en la línea de control.Cada SCSSV por tanto tiene un máximo de seguridad de profundidad. Las regulaciones costaafuera requieren el uso de SCSSV.

3.3.2 Mecanismos de Cierre de SCSSVLos SCSSV tienen tres mecanismos principales de cierre:

Chapaleta o charnela De Bola De disco

Los mecanismos de cierre de charnela o de bola son los más usados. Los de disco son enocasiones utilizados en mecanismos de ecualización y en sistemas anulares. Como el nombresugiere, los sistemas anulares son utilizados para aislar el anular, Ej. En sistemas concéntricosde levantamiento por gas o en pozos submarinos.El mecanismo de charnela es ahora preferido al mecanismo de bola como resultado de: Su gran confiabilidad Su simplicidad en diseño Menos propensa a daño en el sello En caso de falla de la válvula, se puede bombear a través a velocidades lo suficientementealtas para matar al pozo.

Para abrir la válvula, se aplica presión a través de la línea de control, la cual comprime el resortede cierre y mueve el tubo de flujo hacia abajo en la charnela. Cuando el flujo en el tubo continúahacia abajo, la charnela rota sobre su bisagra en la cámara. Cuando se remueve el control de lalínea de presión, el resorte presiona el tubo de flujo hacia arriba, permitiendo que el resorte en lacharnela mantenga la posición cerrada. En la posición cerrada la charnela se mantiene cerradapor la presión diferencial a través de la válvula.La válvula de bola es operada en forma similar, excepto en este caso en que la presiónhidráulica actúa sobre un pistón, el cual rota la bola por medio de una conexión mecánica.

El mecanismo de disco simplemente se basa en un disco de forma cónica el cual sella contra unasiento metálico.

3.3.3 CertificaciónTodas las válvulas bajo superficie requieren de certificación: Todos los componentes críticos deberán ser capaces de rastrear en su fabricación ycomposición. Diseño calificado a través de pruebas de funcionalidad. Productos manufacturados, inspeccionados y funcionalmente probados a la norma API 14A.

La norma API 14A tiene tres clasificaciones de servicio:Clase 1 Servicio Estándar. Adecuado para servicios en pozos de crudo y gas donde no esexpuesto a la producción de arena o fisuramiento por estrés o corrosión.Clase 2 Servicio Arenoso. Adicional al clase 1, la válvula es adecuada para uso en pozos decrudo o gas donde sólidos, Ej. Arena, pueden esperarse para causar la falla o el malfuncionamiento de la válvula.Clase 3 Servicio de Fisuramiento por Estrés o Corrosión. Adicional a las clases 1 y 2, laválvula es adecuada para su uso en pozos de gas o aceite donde agentes corrosivos puedencausar fisuramiento por estrés o corrosión. Dentro de la clase 3 hay dos subdivisiones, 3S parafisuramientos por estrés de sulfuros y 3C para fisuramientos por estrés de Cloruros.

3.3.4 Tipos de SCSSVAdicional al mecanismo de cierre, los SCSSV pueden ser subdivididos en cuatro categoríasprincipales: Recuperable a través de linea de acero o tubería de producción. De no-ecualizado o ecualizado. Concéntricas o de pistón. Línea de control simple o líneas balanceadas duales.

Una válvula puede tener cualquier particular combinación de estas características, Ej.Recuperable por tubería, ecualizante, pistón concéntrico con línea de control simple. Laconfiguración seleccionada será controlada por las condiciones del pozo, el diseño decompletación y la experiencia previa.El seleccionar una válvula ecualizante o que se ecualice a si misma provee de flexibilidadoperativa en el hecho de que ninguna fuente externa de presión es requerida para presurizar laválvula previa a su apertura. De cualquier forma, el sistema de ecualización introducemecanismos de falla potenciales adicionales y debe por tanto tener un impacto en suconfiabilidad. Cuando utilizar un sistema de ecualización, dependerá de las condicionesoperativas y si tal característica proveerá de una ventaja significativa en operación en el campoEj. Las válvulas ecualizantes son una necesidad virtual en plataformas teledirigidas vía satéliteen el Mar del Norte.

La potencia hidráulica de los SCSSV es provista por medio de un solo pistón concéntrico o deuno o más pistones envarillados montados radialmente alrededor de la válvula. Los límites en ladisponibilidad del control de la línea de presión darán la profundidad máxima de asentamiento dela válvula. Si la válvula debe asentarse a profundidades mayores a los 800 pies, Ej. En el lechomarino o bajo el hielo, entonces la fuerza de un resorte largo y su resultante alta presión deapertura requeridas por una válvula concéntrica harán esta válvula inapropiada, y una válvula depistón deberá ser utilizada.

3.3.4.1 Recuperación a través de tubería o Recuperación por Linea deAceroLas estadísticas indican que las válvulas de seguridad con recuperación por tubería deproducción son más confiables que las válvulas con recuperación por linea de acero. La media

de tiempo de falla es de aproximadamente 6 años para las válvulas por linea de acero y de 15años para las válvulas de recuperación por tubería. Las válvulas de recuperación por tubería sontambién de apertura completa y permite un acceso más sencillo. Las válvulas de recuperaciónpor tubería pueden regularmente ser convertidas en válvulas recuperables por linea de acero através de una intervención. Las válvulas recuperables por tubería controladas desde superficieson por tanto las más confiables y comunes. Su posición es dictada por varias consideraciones:

1. El diámetro externo OD por lo regular impacta en el diseño de las tuberías de revestimiento.Por ejemplo las válvulas de 7” válvulas requieren de TR de 10¾”. Las válvulas de 5½” puedentambién no caber dentro de TR´s de 9 5/8” si grandes cables o líneas son requeridos para iralrededor de la válvula o si un rango de presión de 10,000 psi o más es requerido. Las válvulasde 4½” válvulas pueden no caber dentro de una TR de 7”.2. Deben estar debajo de los pilares de las plataformas o a la probable profundidad de cráter encaso de un reventón de pozo.3. Si es del diseño tipo ecualizante, deben idealmente ser posicionadas debajo de la profundidadde formación hidratada (determinada de los gradientes geotérmicos)4. Si perforación en forma adyacente va a efectuarse en forma simultánea a la producción, laválvula de seguridad dentro del pozo puede ser usada durante la perforación de la secciónsuperior del agujero. Si es cerrada para mitigar las consecuencias de una colisión. Esto evitará lanecesidad de correr tapones dentro y fuera del pozo.5. Regulaciones locales

La mayoría de los diseños las ubican por encima o debajo de los puntos de desvío.

La profundidad de asentamiento de la válvula debe ser tal que en el evento de una fuga en lalínea de control, la válvula falle en seguridad en su posición cerrada. Esta es una función deldiseño de la válvula y del fluido en el anular. Es también vital que el sistema de control sea capazde abrir la válvula con la mayor presión esperada en la tubería. Ha habido ejemplos de sistemasde control que han sido diseñados para presiones inadecuadas.

3.3.4.2 Válvula de Seguridad Bajo Superficie Controlada en SuperficieRecuperable (TRSCSSV)La presión hidráulica actuando en el arreglo del pistón concéntrico, el cual es conectado al tubode flujo, opera la TRSCSSV. Cuando el pistón se mueve hacia abajo el flujo empuja a través dela válvula de charnela y consecuentemente provee el flujo a través de la válvula a la superficie.Cuando la presión hidráulica es desfogada de la línea de control el resorte de potencia empuja elflujo y el pistón se mueve hacia arriba permitiendo a la válvula de charnela cerrarse. Para cerrarla válvula, este resorte debe vencer la presión hidrostática en la línea de control. Cada SCSSVpor tanto tiene una profundidad máxima de asentamiento.

Las TRSCSSV incorporan un sistema por el cual una linea de acero en una válvula de seguridadpuede ser instalada. Esta operación será ejecutada si la válvula de seguridad falla para contenerla presión diferencial o falla en su funcionamiento. Hay corridas de linea de acero que sontípicamente utilizados con la instalación del inserto en la válvula de seguridad, generalmenteestos son como se describe:

1. Introduzca en el agujero y cierre la válvula de charnela.2. Introduzca en el agujero con la herramienta de comunicación y el sistema de comunicación enposición abierta. Esto mantendrá la comunicación a través de la tubería a través de la línea decontrol de la válvula de seguridad y la cámara de control.3. Introduzca en el agujero con y asiente el inserto en la válvula de seguridad. El inserto de laválvula de seguridad soportará el sistema de comunicación proveyendo la integridad hidráulicanecesaria para su operación y funcionalidad

3.3.4.3 Linea de Acero RecuperableComo en caso de la válvula recuperable de tubería, la válvula recuperable de linea es operadadesde el panel de control en superficie y vía una línea de control que la conecta dentro de unniple en la válvula de seguridad. Cuando se ensambla a un sistema apropiado de aseguramientola válvula de seguridad es instalada y recuperada usando una linea de acero y aterrizada en unniple de la válvula de seguridad.

3.3.4.4 Concéntrico o Pistón de VarillaLa potencia hidráulica para un TRSCSSV es descargada por medio de un pistón simpleconcéntrico o uno o más pistones de varilla montados radialmente alrededor de la válvula. Lanueva generación de válvulas tiende a ser de la variedad de pistones de varilla y sonparticularmente apropiados para ambientes hostiles como el pequeño diámetro del pistónpermita el uso del sello metal a metal a través de la válvula. Las válvulas de pistón de varillas, sinembargo tienen la desventaja de tener menos fuerza de apertura y de cierre y son máspropensas a atascamientos con escoria, sólidos o asfaltenos si están presentes. Adicionalmentea los factores descritos, la experiencia pasada del desarrollo de las válvulas en condicionessimilares debe ser usada para decidir ente los dos tipos de válvula y un modelo en particular.

3.3.4.5 Control de Superficie.El sistema hidráulico para una SCSSSV se compone de un panel de control superficial, línea decontrol y accesorios y fluido de la línea de control. Viscosidad, densidad y limpieza son factoresimportantes en la sección de un fluido de control de línea. La densidad obviamente afecta lapresión hidrostática en la válvula, y la viscosidad tiene un impacto en el tiempo de descarga. Eldecremento de la viscosidad con la temperatura es un factor crítico en el ártico y en los pozossubmarinos del Mar del Norte, y fluidos especiales necesitan ser usados tomando en cuentaesto. El aceite mineral, conocido como HLP 32, es usado como el fluido estándar en lasplataformas del Mar del Norte. En pozos submarinos, una mezcla de 5:1 mezcla de glicol-erifondiluido a un total de 35% de glicol y agua fresca base HW 540 es típicamente usado.

3.3.4.6 Velocidad ControladaLas Válvulas de Seguridad de Velocidad, que son normalmente válvulas abiertas son cerradas siel flujo del pozo es mayor que el flujo programado de la válvula. Si la pérdida de un control depozo normal ocurre en la superficie, cualquier incremento en la velocidad de flujo causará que laválvula se cierre, cerrando el pozo desde dentro del agujero. Este tipo de dependencia de laválvula en condiciones de pozo como medio de control, las hace inherentemente menosconfiables que las válvulas controladas en superficie, y su aplicación es por tanto limitada. Laválvula se re-abrirá una vez que las presiones a través de la presión de cierres son ecualizadas.Las Válvulas de Seguridad de Velocidad son normalmente equipadas con un sub-ensambleecualizante el cual permite la propia ecualización previa a la recuperación de la válvula y soncompatibles con una variedad de candados de líneas de acero. El ajuste del mecanismo decierre de la válvula es consumado por el cambio en el tamaño de orificio y la velocidad delresorte interno. Este requiere de información específica del pozo y es complementada a travésdel uso de un programa computarizado diseñado para este propósito.

3.3.4.7 Inyección ControladaLas Válvulas de Inyección Controlada son normalmente cerradas y están diseñadas paraautomáticamente para atrapar la tubería en el evento de que la inyección sea parada o el flujoretorne. La presión de inyección abre la válvula creando una caída de presión a través del orificioque permite al resorte guía presionar la charnela a la posición abierta. Cuando la inyección cesa,el resorte guía aloja a la charnela para cerrarse.

3.3.5 Sistema de Seguridad Anular (ASV)El sistema de seguridad anular es basado en el principio de los empacadores recuperablesdiseñados para anclar la tubería de producción en la tubería de revestimiento a un punto por

debajo del cabezal de pozo. El colgador de tubería tipo “Pack Off Tubing Hanger (POTH)” sellael área entre el diámetro interno de la tubería de revestimiento y el diámetro externo de la tuberíade producción proveyendo el sello para los espacios adecuados para la producción de una víade flujo aislada para inyección de gas. El anclado de la tubería esta diseñado primariamente parapermitir la recuperación de la completación superior sin necesidad de rotación. La válvula deseguridad en el anular provee un método de controlar el flujo de fluido en el anular y se cerraráautomáticamente si la presión del fluido de control se pierde.El sistema completo servirá como un cabezal de pozo redundante capaz de cargar el peso de latubería de producción seguramente en el evento de una falla catastrófica.

La cuña y el sistema de empaque usado en el colgador son diseñados para distribuir las cargasde ambos el sellado en la presión y el peso completo de la tubería de producción seguramentedentro de la TR. El sistema está diseñado para transmitir estas cargas sin dañar la TR, en elevento de que la TR no esté soportada.

El colgador es recuperable con la tubería de perforación usando una herramienta especialmentediseñada. Las aplicaciones primarias incluyen las instalaciones de levantamiento por gas y pozosdonde la presurización de la parte superior del anular de la TR como resultado de una fuga en elfondo no es permisible. Aplicaciones secundarias incluyen las plataformas de patas tensionadasdonde el sistema puede ser usado para garantizar que un mínimo de peso de la tubería essuspendido de la plataforma.

3.3.6 No-Ecualizante o Ecualizante.Las válvulas no ecualizantes son superiores en confiabilidad de sello a las válvulas ecualizantes,esto debido al diseño simplificado y a las reducidas vías de fuga, de cualquier forma requieren depresión en la tubería de producción para ser ecualizadas por encima de la válvula de seguridadpara ser abiertas. La selección de una válvula ecualizante provee de flexibilidad operacional enla que ninguna fuente externa de presión es requerida para ecualizar la presión por encima de laválvula previa a su apertura. De cualquier forma, el modelo ecualizante introduce un mecanismopotencial de falla y debe por tanto tener un impacto en su confiabilidad. Cuando usar una válvulaecualizante dependerá del ambiente operativo y donde esta característica provea una ventajasignificativa en el campo operativo, Ej. Las válvulas ecualizantes son una necesidad enplataformas guiadas por satélite en el Mar del Norte.

La condición ecualizante también determinará la profundidad de la válvula. Si la ecualización esrequerida, es mejor tener una válvula poco profunda con el fin de reducir la cantidad de líquidosque tendrán que ser bombeados. Así mismo la cera o los hidratos pueden forzar al uso de unaválvula ecualizante sea asentada más profundamente.

3.3.7 Control de Línea Simple o Balance de Líneas Dual.Para vencer algunos de los problemas de la limitante de la profundidad de asentamiento, unaválvula de control de balance dual puede proponerse. En una válvula balanceada, una Segundalínea de control es corrida a la válvula y llenada con el mismo fluido de la línea de controlprincipal. El fluido en la segunda línea balancea la presión hidrostática en el pistónindependientemente de la profundidad de asentamiento. En teoría, esto deberá dar a la válvulauna profundidad de asentamiento ilimitada. Sin embargo, el tiempo requerido para desplazar elfluido a superficie limita el tiempo de respuesta de la válvula y por tanto la profundidad deasentamiento. Aunque estos valores tienen la capacidad de asentamiento profundo, no sonrecomendados por un número de razones. En particular, son propensos a fallar en la apertura.Si migra gas dentro de la línea de balance y reduce la presión hidrostática, la presión hidrostáticaoriginal en la línea de control no se encuentra balanceada y puede ser suficiente para abrir laválvula sin la aplicación de presión en superficie. Esto causará que la válvula falle para abrirse.

Una válvula puede tener una combinación particular de estas características, Ej. Recuperablepor tubería, ecualizante, pistón concéntrico con línea de control simple. Las condiciones delpozo, el diseño de completación y la experiencia previa regularán la configuración seleccionada.

3.4 Juntas de Chorro, Acoples de Flujo y Juntas Cortas

3.4.1 Acoples de FlujoLos acoplamientos de flujo son secciones cortas de tubo de espesores anchos. Los cuales sonhechos de lingotes (como los son la mayoría de los accesorios de completación) Los acoples deflujo están normalmente hechos con espesores iguales a los del diámetro interno de la tubería deproducción a través de los diámetros externos del acople. Los acoples de flujo debe considerarsepor encima y por debajo de cualquier cambio en el diámetro externo Ej. Combinaciones, Válvulade Seguridad Recuperables, niples de líneas de acero, etc. El propósito de esto es para resistircualquier erosión causada por el flujo turbulento a través de diferentes diámetros externos detubería de producción y por tanto favorecer la confiabilidad de una completación exitosa en lavida de producción del pozo.

La erosión acelerada es inducida por los niples de aterrizaje o por cualquier otro aditamento quecause un cambio abrupto en el área de flujo. La erosión es acelerada debido a la entrada abruptaa una restricción y una salida abrupta. Por tanto, un acople de flujo por debajo de un niple deaterrizaje es tan importante como uno de estos. El área más crítica es el punto de entrada pordebajo del elemento de control bajo superficie. Una buena práctica es tener un acople de flujoque cubrirá el control del flujo debajo del niple. Por encima del acople de flujo o de la válvula deseguridad una longitud adecuada es veinte veces el diámetro interno, aunque un mínimo de 36”es recomendado.

3.4.2 Juntas de ChorroLos acoples de flujo están diseñados para resistir la erosión interna causada por el flujoturbulento. Las juntas de chorro difieren en que resisten la erosión externamente, y sonnormalmente posicionados a cualquier lado de la camisa deslizante situada en la zona deproducción disparada donde la acción de propulsión del fluido puede erosionar la parte externade la tubería de producción. Una junta de chorro es una junta de tubería con espesor de paredincrementado, y es usualmente hecha de una aleación con tratamiento térmico. La aleación415H ha probado ser un buen material. El Carburo de Tungsteno o “stellite” pueden ser usadoscomo recubrimiento.

3.4.3 Juntas CortasLas juntas cortas o “pup joints” son juntas menores de tubería que dan flexibilidad en completarla longitud de tubería de producción deseada. Ej. Cuando se deja un espacio en unacompletación. Esto es particularmente importante mientras se termina la completación. Tambiénson utilizadas por encima y por debajo de los accesorios de completación como parte de unmódulo de completación ensamblado y transportado a la locación. Esto permite el fácil y seguromanejo para dar el torque debajo y por encima del ensamble. Es recomendado que todo modulode completación tenga 5’ o más de junta corta en cada extremo.

Cuando se utilicen juntas cortas para espaciar, un limitado rango de tamaños es requerido.Como la tubería es hecha en rangos de longitud, es fácil poner aparte extremos del rangodurante el arreglo. En esta forma solo 3 o 4 juntas cortas son requeridas (digamos 5’, 10’ y 20’)

3.5 Niples de AterrizajeLos niples de aterrizaje también conocidos como “Wireline” o niples de asiento proveen un puntode localización para varios aditamentos de control de flujo en la tubería de producción.Típicamente los niples de aterrizaje son secciones tubulares cortas con un perfil de maquinado

interno. Este perfil usualmente consiste de un aterrizado y un perfil de aseguramiento paralocalizar y mantener el seguro del niple, y una sección de sello.

Hay dos categorías principales de niples de aterrizaje no selectivo y selectivo: Los niples no selectivos, o los que comúnmente llamamos “niples no-go”, se basan en que elniple cuenta con un diámetro interno menor (no-go) que el seguro. Esta reducción en el diámetrointerno puede ser en la cima (top no-go) o en el fondo (bottom no-go) del niple y es usada paralocalizar el seguro. Una vez que el seguro es localizado en el no-go, está entonces en laposición correcta para asegurarse. Los niples selectivos utilizan un método diferente de localizar el seguro y no solamentebasados en la reducción de diámetro interno. Hay dos métodos básicos, uno donde los niplestienen un perfil selectivo diferente, o la alternativa donde los perfiles son los mismos y laselectividad es alcanzada por la operación de corrida y asentamiento. Con diferentes perfiles deselección en los niples, los pernos de aseguramiento en el seguro deben corresponder con elniple apropiado. Cada seguro puede por tanto ser corrido a través de una serie de niples hastaque encuentra el niple que corresponde. Usando la operación de corrida y asentamiento paraalcanzar la selectividad, se permite a todos los niples ser accesados con un seguro, mientrasque los niples selectivos obviamente requieren de un seguro diferente para cada niple.

Los niples selectivos tienen la ventaja de ser capaces de mantener el mismo diámetro externodurante la completación, mientras que cada niple no-go requiere bajar en diámetro. Esto puedeser importante en completaciones menores.Sin embargo, esta ventaja tiene un inconveniente asociado en el que todos los niples selectivostienen el mismo espacio de empaque. Lo que significa es que si un tapón debe ser localizado enel niple inferior, la pila de empaques debe ser sacada a través de todos los espacios empacadosen los niples superiores. Esto expone la pila de empaques a un alto riesgo de daño antes dealcanzar el niple apropiado, y por esta razón los niples selectivos no son recomendados,particularmente en tuberías de producción de gran tamaño.

La locación y tamaño de cada niple debe ser cuidadosamente considerada en la planeación deetapas de la completación para permitir la versatilidad máxima en el posicionamiento de variosaccesorios de control de flujo.

Los niples de aterrizaje pueden ser usados para las siguientes operaciones:

Tapones de bloqueo como barrera o para probar la tubería de producción. Tapones de bloqueo para proveer medios de asentamiento hidráulicamente activado deherramientas de completación. Aterrizaje de válvulas de seguridad del tipo de velocidad – válvulas de seguridad controladasbajo superficie (SSCSV) Aterrizaje de estranguladores para reducir las presiones de flujo o caídas de presión en elfondo para prevenir el congelamiento en superficie en la producción de gas. Aterrizaje de válvulas receptoras para ayudar a la recuperación de caídas accidentales deválvulas de levantamiento de gas durante su reemplazo. Cuando juntas de chorro son instaladas por encima con un niple debajo, la separación de lascamisas puede ser instalada para reparar cualquier daño o juntas de chorro erosionadas. Aterrizaje de instrumentos colgadores con aditamentos tales como medidores de flujo,termómetros y medidores de presión.

3.5.1 Seguros de NipleUn seguro básico de niple consta de un cuello de pesca, un mandril de expansión,aseguramiento de pernos o calzas, un retenedor de camisa para los pernos, resortes para lospernos, un mandril empacado y una pila empacada.Aunque los seguros difieren en su configuración, la función básica de los componentes continúasiendo la misma.

El cuello de pesca puede ser interno o externo y es usado para mantener el seguro y el equipoasociado a la herramienta de corrida o de levante. El mandril de expansión cuando es colapsadofuerza a los pernos hacia afuera dentro del perfil en el niple de aterrizaje. Varios métodos sonusados para mantener el mandril en esta posición colapsada, asegurando así el seguro en elniple. El seguro Camco DB usa un mecanismo de collar, mientras que el Baker Sur-Set usa un'C'-ring. Los procedimientos de corrida para los seguros dependen del mecanismo selectivo. Losseguros No-go y los seguros que utilizan un perfil selectivo son corridos en “wireline”, y losresortes automáticamente localizan los seguros en sus respectivos niples.

El mandril asegurado es entonces llevado abajo, asegurando las calzas de forma segura en sulugar. Donde el seguro mismo es selectivo, el procedimiento de corrida es como se describe:

El seguro y la herramienta de corrida son pasados a través del niple. El ensamble es entonces jalado a través del niple, el que activa las calzas de cierre. El ensamble es de Nuevo bajado dentro del niple, y las calzas automáticamente localizadas enel niple. El mandril asegurado es entonces llevado hacia abajo, cerrando las calzas. Con el seguroactivado, la herramienta de corrida es recuperada por el corte hacia arriba, liberándola delmandril asegurado. Este procedimiento aplica para todo tipo de seguros.

La recuperación es similar: El levantamiento de la tubería es corrido y localizado en el cuello de pesca del seguro. La sacudida hacia arriba es usada para jalar el seguro del mandril y permitir a las calzas sersoltadas.

Al continuar sacudiendo hacia arriba libera la empaquetadura del sello de agujero. El seguro puede ser recuperado del niple.

3.5.2 Junta con Diámetro Interno ControladoLas juntas con diámetro interno controlado son esencialmente una evolución de los acoples deflujo que proveen un lugar y un punto de anclaje para varios aditamentos para control de flujo enla sarta de producción. A diferencia de los niples de aterrizaje las juntas con diámetro internocontrolado no tienen un perfil interno maquinado. Los dispositivos de control de flujo sondiseñados para localizar y sellar en juntas con diámetro controlado, ya que están equipados conun sistema de cuñas bidireccionales similares a la mayoría de los empacadores recuperables.

3.6 Camisas DeslizantesLa camisa deslizante es un dispositivo que permite la comunicación entre la tubería deproducción y el anular para operaciones de matar el pozo, circulación para tubería o anular yproducción de zonas selectivas. La camisa deslizante es esencialmente de apertura total conuna camisa interior que puede abrirse y cerrarse por medio de una herramienta. Las aplicacionesprincipales para las camisas deslizantes son: proveer circulación al anular pre/post reparación,completación multizona y comunicación con el anular para el fluido energizado, Ej. Instalación dela bomba de propulsión. El uso de las camisas tiene una pobre reputación de confiabilidad enalgunas áreas, particularmente donde las camisas permanecen sin uso por largos periodos detiempo, de cualquier forma modificaciones recientes y el uso de sellos de tecnología noelastomérica ha mejorado su eficiencia. Las camisas deslizantes por su diseño crean una vía defuga en la tubería de completación y por esta razón las camisas deslizantes no songeneralmente recomendados. Sin camisa deslizante en la completación, un disparo en la tuberíaes usado para alcanzar la comunicación previa a la reparación.Como estándar la camisa deslizante está normalmente equipada con un niple en la partesuperior de la camisa, con un sello pulido de agujero por encima y por debajo de los puertos,para aceptar una variedad de seguros, dispositivos de empacado y accesorios.

Las camisas deslizantes pueden ser usadas para establecer comunicación entre la tubería y elanular para operaciones tales como:

Desplazamiento de la tubería o el fluido del anular después de que el árbol de navidad esinstalado. Prueba selectivas, tratamiento y producción de zonas individuales en un pozo con zonasmúltiples. Uso de tubería para inducir, por el espacio anular en una completación dual. Producir más de una zona a través de una sola tubería. Matar al pozo por circulación. Levantamiento por Gas. Aterrizaje de tapón sellante en un niple para cerrar el pozo o cuando se prueba la tubería. Aterrizaje de una mezcla de estranguladores en un niple. Circulación de inhibidores para control de corrosión.

3.7 Mandriles

3.7.1 Mandril de cavidad lateral (SPM)El mandril de cavidad lateral (SPM), originalmente diseñado para levantamiento por gas, puedetambién ser usado como un aditamento alternativo de circulación. El SPM usa válvulas quepueden ser recuperadas, usando una herramienta, la que posiciona el aditamento en la cavidadlateral. Cuando no es requerida la comunicación, una válvula ficticia es colocada en el SPM. Lasválvulas de trabajo son usualmente activadas por presión anular y son usadas para ellevantamiento por gas, la circulación y la inyección química. Los SPM tienen ambos méritos yfuncionar como un dispositivo de comunicación. A diferencia de la camisa deslizante, eldispositivo de control de flujo puede removerse son sacar la tubería. El mandril también permiteun flujo sin restricciones a través del hueco. Sin embargo, el SPM tiene un gran diámetro externoy requiere de una tubería relativamente grande. Otra desventaja de los SPM es que los restospueden acumularse en la cavidad lateral, haciendo el asentamiento y recuperación de la válvuladifíciles.

3.7.2 Mandril de Calibración

3.7.2.1 Lectura en SuperficieEl calibrador permanente de agujero es un sistema de monitoreo de presión que facilita laadquisición en tiempo real de las fluctuaciones de presión en el agujero y el depletamiento delreservorio. Estos sistemas son comúnmente instalados en desarrollos submarinos donde elmonitoreo bajo superficie de las condiciones del hueco son esencial parte del gerenciamiento deproducción. Situaciones de costo son también un factor decisivo para la implementación de estossistemas Ej. Costos asociados con corridas de calibradores de memoria donde una plataformaauto elevable o semi-sumergible tendría que se posicionada sobre el pozo para soportar lasoperaciones de linea de acero. Hay también otras cuestiones atribuidas a un estilo deintervención para adquisición de datos tales como el personal y el costo de equipos, fallas de losequipos, omisiones, seguridad y pérdida de producción durante estas operaciones. En añosrecientes mejoras hechas a los mandriles, han confirmado mejorar la confiabilidad al largo plazoy precisión en los datos.

El monitoreo de la presión de reservorio es un útil para por ejemplo tener información delmantenimiento de presión para prevenir una salida de gas del reservorio.

Información de la presión de flujo del fondo del pozo. Esta puede ser útil para que el pozopueda ser controlado y prevenir la deposición de asfaltenos en el reservorio por ejemplo, oprevenir las salidas de gas cerca del pozo.

Información de productividad del pozo – El monitoreo de la productividad del pozo daráindicaciones tempranas de muchos problemas de productividad. Esto permite la acciónpreventiva o que la acción remedial temprana sea programada. Los ejemplos incluyen laproducción de finos o el acumulamiento de escoria.El desempeño del pozo en flujo natural por conocimiento de la presión en el fondo permite quelas curvas de desempeño en la tubería sean correlacionadas de forma precisa. También permitela identificación de incrementos en la presión por fricción (escoria o corrosión de la tubería) oproblemas de levantamiento (carga de líquidos por ejemplo) Resolución de problemas en bombeo artificial – Presión de flujo en el fondo (y además otrasmediciones) los que permiten estimar de forma precisa la profundidad de inyección de gasdurante el levantamiento o la producción de gas libre para la succión de ESP. Asignación de producción y pruebas de pozo. Si los flujos dentro del agujero puedenobtenerse, entonces el requerimiento para pruebas de pozo se reduce. Esto es especialmenteútil para pozos submarinos unidos con una línea común de flujo.

La posición del calibrador es por tanto importante.

3.7.2.2 Calibradores Sin Lectura en SuperficieHay una variedad de sistemas de intervención para calibradores:

El tradicional niple de cola de tubo y la junta perforada en la cola. Esto permite al calibrador serposicionado por debajo del empacador. El sistema es probado. El mayor problema es que elcalibrador crea un punto de bajo flujo en el pozo. Esto permite que restos se acumulen en lacima del calibrador, haciendo difícil o imposible para remover o cambiarlo. Calibrador colgado en niple. Este sistema usa un niple para soltar un calibrador. El problema esque el flujo puede ser restringido por el calibrador o el seguro en el niple. Los calibradores recuperables en mandril. Los mandriles de levantamiento por gasconvencionales pueden ser usados para contener calibradores estos calibradores pueden ser desensibilidad interna o externa. Pueden ser pre-instalados en la completación y pueden serrecuperados o reemplazado usando herramientas convencionales. Esta técnica esparticularmente adecuada para usarse durante las estimulaciones, cuando las válvulas delevante de gas deben ser retiradas para permitir que la presión anular sea incrementada. Losmandriles pueden también ser construidos sin una vía de flujo al anular, evitando así una vía defuga potencial. Calibradores “Interogatable”. Este sistema también usa un mandril calibrador, pero loscalibradores no deben ser retirados para extraer la información. Un acople inductivo permite laextracción de los datos usando técnicas de linea de acero. Esto evita múltiples corridas deregistros eléctricos puramente para extraer datos y permitir que los datos sean extraídos si loscalibradores están atorados en el mandril. Despliegue de sensores de fibra óptica a través de la línea de control. El sistema de sensor“Highway” usa una línea de control convencional y un fluido para desplegar los sensores(presión, temperatura, tensión, ruido, campos magnéticos, etc.) bajo la línea de control. La líneade control enlaza al agujero y entonces regresa a la superficie.

3.7.3 Mandril de Inyección QuímicaEl mandril de Inyección Química es un método de proveer continua inyección química al pozopara tratar pozos para la prevención de corrosión en el fondo, escoria, formación de asfaltenos,etc. El mandril de inyección química es instalado en la sarta de completación con una línea decontrol conectada. Cuando se usa un mandril de inyección se puede minimizar el uso de altocromo y materiales exóticos en completaciones.El principal problema con los mandriles de inyección es el bloqueo de la línea de inyección. Poresta razón, tan grande como el espacio lo permita se recomienda de 3/8" o 1/2". El tamaño de lalínea de control estándar de 1/4" es fácilmente bloqueada.

3.8 Dispositivos de Expansión y Métodos de Anclaje

3.8.1 Receptáculo de Espacio Pulido (PBR)El Receptáculo de Espacio Pulido (PBR) está diseñado para usarse en aquellas aplicacionesdonde un movimiento extremo de la tubería de producción necesite ser tomado en cuenta.Donde movimientos mayores a la tubería son encontrados, la selección correcta de los arreglosde sellos y elastómeros es crítica para mantener la integridad. Fugas en los ensambles PBR enpozos de inyección de agua han conducido al diseño de completaciones de inyección de aguasin mover los sellos. El PBR recuperable puede ser asegurado en el retenedor empacador deproducción o colgador del liner por medio de un ensamble de sello anclado a la tubería. Elensamble de sello PBR es mantenido en su lugar dentro del agujero durante la corrida por elanillo de corte. Cuando se combinan con asentamiento de empacadores hidráulicos, lacompletación completa puede ser corrida y asentar la tubería de producción en un viaje. Si sedesea el pozo puede ser embridado y sarta de tubería desplazada previo al asentamiento delempacador. El ensamble completo por encima del empacador es recuperable en dos viajes. Elsello de ensamble es recuperado cuando la sarta de tubería es sacada. La carcasa del PBR esfácilmente recuperada en un segundo viaje la herramienta de recuperación específicamentediseñada.El PBR tiene ventaja sobre la expansión de juntas en las que la tubería continua es usadaofreciendo distintas ventajas para la corrida de herramientas de intervención. El mandril interiorestá normalmente equipado con una guía para asistir en caso de taponamientos, entre otrascosas, de regreso dentro de la tubería durante las operaciones de intervención.

3.8.2 Ensamble con Sello y Junta de ExpansiónLa Junta de Expansión, es una herramienta telescópica que compensa el movimiento de latubería. Es pretendido que exista como un aditamento de espacio para aterrizar el colgador de latubería. Esto es particularmente útil cuando hay otro punto fijo en la sarta de completaciónrelativamente cerca de la superficie. Ej. Un sistema de seguridad en el anular.

Estos ensambles de sello realizan la misma función que los PBR y son esencialmente un PBRinvertido con los sellos localizados en el pescante y el sello en un tubo pulido. Debido a losproblemas en el sello en la parte externa de la superficie curva pulida, especialmente con largosmovimientos de sello, Ej. Receptáculos sellantes de tubería extra largos (ELTSR), este tipo deensamble es más difícil de fabricar que un PBR. Los ELTSR ha tendido a ser corridos enconjunción con empacadores permanentes y por tanto no tienen el Diámetro Interno tan grandecomo los PBR.

3.8.3 Niple de AnclajeEl Niple de Anclaje Sellante es un dispositivo sellante que conecta la junta recuperable detubería a la parte superior del espacio del Retenedor Empacador de Producción. Elaseguramiento del niple provee un vínculo con el empacador, y el sello mantiene la integridad dela presión de la conexión. El Niple de Anclaje puede ser provisto con apropiadas Unidades deSello.

El Niple de Anclaje es requerido para el sistema empacador de producción para cumplir lassiguientes características:

Proveer una barrera sellante de seguridad en el fondo de la tubería tan cerca de la zonaproductiva como sea posible. Esto es requerido para proteger la tubería de revestimientoproducción de elementos corrosivos de los productos del reservorio y para protegerlo de las altaspresiones experimentadas durante operaciones tales como matar el pozo o una estimulación. Para facilitar la reparación de pozo en caso de tubería dañada sin exposición a la zona deproducción fluidos nocivos. Esto es alcanzado por medio de la localización de un niple en elensamble de cola del empacador de producción.

Para proveer un punto de anclaje en la tubería para minimizar el movimiento de la tubería opermitir la adherencia a un mecanismo de expansión de tubería. Para asistir en las operaciones de matar el pozo formando una barrera de seguridad positivacerca del reservorio, el cual resultará en el requerimiento para disminuir la gravedad específica,matar salmueras pesadas. Aseguramiento de Presión de integridad a la boca del liner. Diámetro Interno maximizado.La cima del empacador es una rosca cuadrada con un espacio de sello. En la mayoría de lasaplicaciones, este empacador es corrido con un ancla de sello, la que localiza el empacador.Aunque en el empacador sea permanente, la tubería puede removerse aplicando de 5,000 -10,000 lbs en tensión y una rotación de aprox. 14 - 15 veces a la derecha.

3.8.4 Anclador de CorteEl Anclador de corte es una versión modificada del anclador convencional y es equipada con unanillo de corte o pines de corte. El diseño de anclaje para ser recuperado por un levantamientodirecto a través de la tubería de producción. Atención particular con los análisis de estrés a lainyección y la estimulación es requerida, según la contracción del tubo el que podría exceder lafuerza requerida para cortar el anclado. Levantando con 5,000 a 10,000lbs y rotando aprox. 14 -15 veces a la derecha pueden también desencajar el anclador.

3.8.5 Anclador HidráulicoEl anclador hidráulico es una herramienta idealmente conveniente para ser corrida entrenumerosos empacadores de asentamiento hidráulico corridos en secuencia donde el movimientodescendente del cuerpo es necesario para completar el lanzamiento. Una vez que mecanismode liberación ha funcionado la herramienta es entonces liberada para pistonear dentro del selloEmpacador debido al movimiento causado por cambios de presión o temperatura en el pozo.El mecanismo de liberación es actuado hidráulicamente sin requerir manipulación de la tuberíade producción.

No se requiere rotación para recuperarse. El anclador se recupera por completo cuando elempacador es recuperado.

3.9 Empacador de ProducciónEl empacador de producción es un mecanismo diseñado para proveer un área de sello entre latubería de revestimiento y el diámetro externo de la tubería de producción. El empacador estátambién equipado con un sistema de cuñas que asegura que está firmemente anclado a la TR /Liner.Dependiendo del pozo, los empacadores son usados por una o más de las siguientes razones:

Para proveer una barrera sellante de seguridad al fondo de la tubería de producción tan cercacomo sea posible de la zona de producción. Esto es requerido para proteger la tubería derevestimiento de los elementos corrosivos de los productos del reservorio y para proteger la TRde producción de las altas presiones experimentadas durante las operaciones de control de pozoo estimulación. Para facilitar la reparación del pozo de tuberías de producción dañadas sin exponer la zonaproductora a fluidos que la dañes. Esto es alcanzado por medio del posicionamiento de un tapónrecuperable en el ensamble de la cola del empacador de producción. Para proveer un punto de anclaje en la tubería con el fin de minimizar el movimiento de lamisma. Para asistir en las operaciones de matar el pozo proveyendo una barrera se seguridad cercadel reservorio, lo que resultará en el requerimiento de un fluido de control de menor gravedadespecifica. Para mejorar las condiciones del flujo vertical y prevenir los flujos erráticos.

Para separar zonas de producción o separar zonas productoras en el mismo agujero en unarreglo múltiple de sarta de producción. Para tapar perforaciones preferentemente a cementaciones forzadas (tapones puente) Para instalar una bomba en la tubería Para minimizar las pérdidas por calor por el uso de un anular vacío o un aislante térmico Asegurar la presión de integridad en la boca del liner. Aislar fugas en la tubería de revestimiento. Para facilitar las operaciones temporales de servicio de pozo (Ej. Estimulaciones, forzadas) opruebas en pozo con DST

3.9.1 Componentes del EmpacadorHay ciertos componentes básicos que son comunes a todos los empacadores de producción.

El sello del ensamble consiste del empacador elastomérico junto con los “back-up rings”. Estosproveen el aislamiento entre el anular y el lado inferior del empacador por su asentamientocontra las paredes de la tubería de revestimiento. Un problema con los elementos de empaquees la extrusión de los sellos, la cual se elimina por los “back-up rings”. Una técnica alternativa esel uso de un elemento de empaque combinado, con un elemento de mayor suavidad dentroproveyendo el sello, los elementos más duros en el exterior reforzarán el sello suave ypreviniendo la extrusión. La presión diferencial de un empacador será dependiente del estrésinducido en el elemento.

Este tipo de empacador es asentado por medio de presión hidráulica en la tubería. La presiónactúa sobre el pistón, forzando el pistón a través del anillo de cierre y presionando las cuñasinferiores sobre el cono. Los conos son básicamente calzas metálicas que fuerzan las cuñasdentadas hacia fuera dentro de la pared de la TR. En este caso, las cuñas en cualquier lado delelemento de empaque están opuestas (se mantienen en direcciones opuestas) Cuando elempaque es asentado, las cuñas se separan en segmentos que agarran las paredes de la TR.Una vez que la cuña inferior contacta la pared de la tubería, la carga en los conos y los pineslocalizados en los conos de corte, permitiendo al comprimirse. Cuando el elemento se comprime,el pin en la parte superior del cono corta, forzando a la cuña superior hacia la tubería derevestimiento.

El movimiento de elemento de empaque bajo diferenciales de presión, con frecuencia resultaráen la falla del empacador. Para evitar esto, el seguro, o trinquete, ambos aseguran el estrés en elelemento y previene que las cuñas se desencajen.

En la cima del empacador hay un elemento de rosca cuadrada junto con el sello de espacio. Enla mayoría de las aplicaciones, el empacador es corrido con un anclador el cual se localiza en elempacador. Aunque el empacador es permanente, la tubería de revestimiento pude removersepor la aplicación de 5,000 a 10,000 lbs de jale y la rotación de aprox. 15 veces a la derecha. Enel poco probable evento que el empacador requiera ser removido, esto solo puede ser hecho pormolienda.

3.9.2 Permanente o RecuperableEl uso de un viaje permanente en las completaciones ha ganado aceptación entre la industriapetrolera, debido a que los costos ahorrado por la reducción del tiempo que se toma instalar elequipo de completación en el pozo y llevar al pozo a producción. Un solo viaje para bajar elempacador es relativamente sencillo y ha llegado a ser probada como una buena técnica. Dehecho es bastante probable decir que la mayoría de los pozos en el Mar del Norte estánequipados con empacadores hidráulicos de asentamiento permanente.

Los empacadores recuperables tienen su lugar y se usan siempre que las condiciones del pozono sean demasiado severas y sin demasiadas inversiones de presión en la vida del pozo dondeel empacador recuperable ha probado su desempeño satisfactorio.

3.9.3 Empacador PermanenteLos empacadores permanentes a causa de su construcción simple y fuerte, son tambiéninherentemente más fuertes y generalmente tendrán un mayor espacio a través de cualquiertamaño de tubería de revestimiento que su empacador recuperable equivalente.

Ventajas El elemento de empaque es más resistente durante la instalación del equipo de completación. La fortaleza mecánica una vez asentado en la tubería de revestimiento del empacadorpermanente es más fuerte y resistente a altas cargas en tensión o compresión. Ciclos completes de cuñas distribuyen la carga mecánica e hidráulica y minimizan el daño a laTR. Generalmente tienen un diámetro interno mayor a través del empacador. Normalmente tienen la capacidad de soportar mayores diferenciales de presión que losempacadores recuperables. Pocos si es que hay O-Rings requeridos.

Desventajas Solo pueden sacarse del pozo por molienda. No reutilizables una vez fuera del pozo.

3.9.4 Empacador RecuperableEl diseño elemental del empacador recuperable y su construcción no están tan bienesquematizados como en el empacador permanente. Las fuerzas hidráulicas y mecánicasimparten el elemento que puede causar extrusión y ese movimiento de los hules crear un mediode fuga potencial durante inversiones de presión.

Ventajas Pueden removerse del pozo intactos sin molerse. Ciertos tipos de empacadores recuperables pueden ser recuperados con una sarta decompletación. Una vez removidos pueden ser re-utilizados después de revestir (dependiendo en lascondiciones de severidad del pozo)

Desventajas Si el empacador no puede removerse por medios normales, la molienda puede ser procesolargo y problemático. La corrosión del mecanismo de recuperación puede arruinar su recuperación. Puede no ser fácil proveer la compatibilidad con las condiciones del pozo ya que ciertoscomponentes pueden requerir ciertos materiales de alta resistencia.

En global los beneficios de un empacador permanente sobre un empacador recuperable puedenser resumidos como "fuerza" y "durabilidad".De cualquier forma una nueva generación de empacadores recuperables ha sido desarrolladalos cuales pueden soportar mayores cargas que la mayoría de los sistemas permanentes. Elempacador es esencialmente una del sistema de seguridad anular es cual es designado parasoportar cargas por encima de las 500,000 lbs en tensión y la misma en compresión.

Ventajas Si se prepara de antemano que puede ser removido del pozo intacto sin molerse. En modo de reparación puede ser removido del pozo intacto son molienda. Una vez removido puede ser re-utilizable después de revestirlo (cambio de sellos) Elimina el requerimiento de un mecanismo de expansión como un empacador que soporte lacarga de la tubería.

La tubería es conectada directamente a la cima del empacador lo que elimina el potencial deuna fuga en el elastómero. El mecanismo de recuperación es protegido contra la corrosión.

Desventajas Si el empacador no puede ser removido por medios normales, la molienda puede ser larga yproblemática.

3.9.5 Recuperación y MoliendaHay generalmente cuatro métodos de recuperación de empacador, esto depende del diseñoindividual de cada empacador.

Los empacadores permanentes son los más difíciles, consumen tiempo y son costosos derecuperar. Para recuperar un empacador permanente el anclaje tiene que ser retirado delempacador y la tubería de producción sacada del pozo. Una herramienta de molienda esentonces hecha para la sarta de perforación y correrse dentro del pozo. Si el empacador molidoes recuperado del pozo entonces la herramienta de molienda tiene que bajar a pescarlo. Un jalónconfirmará que la herramienta de molienda ha pescado el empacador. La mesa rotaria y lasbombas de lodos pueden ahora ser encendidas y el peso lentamente aplicado hacia abajo en elempacador. Ya que la herramienta de molienda corta sobre la parte externa del empacadoreventualmente caerá dentro para atrapar la camisa de la herramienta de molienda. Una vez queesto sucede la rotaria y las bombas de lodos son paradas. El empacador puede ahora serretirado del pozo.

Empacador Recuperable (dependiendo del diseño) puede ser recuperado en una de dos formas1. Usando herramientas de recuperación.2. Por manipulación de la tubería de producción.

Cuando son utilizadas las herramientas de recuperación el empacador es recuperado en unaforma similar al empacador permanente. El anclaje y la tubería tienen que ser removidosprimeros y en un viaje por separado con una sarta de trabajo. En este caso la herramienta derecuperación toma el lugar de la herramienta de molienda. Una vez que la herramienta derecuperación ha pescado el empacador un jalón directo es todo lo requerido para recuperar elempacador.Algunos empacadores pueden ser recuperados por manipulación de la tubería. Este puedellevarse a cabo jalando o con rotación de la tubería.

3.9.6 Empacador por Activación MecánicaLos empacadores de activación mecánica son frecuentemente utilizados en completaciones dezonas múltiples, pruebas de pozo y cuando es utilizado un empacador de drenaje “sump packer”para cortar la producción de agua. Cuando se hace la completación de un pozo con unempacador mecánico, se requiere que sea instalado previo a la tubería de producción. Parainstalar el empacador se requiere correr por separado una herramienta de asentamientohidráulico, esto es normalmente efectuado en una de dos formas:

1. En una herramienta de asentamiento eléctrico. Este sistema es generalmente recomendadopara asentamiento de empacadores en pozos verticales o con bajo ángulo, el despliegue delempacador es relativamente rápido, eficiente y económico.2. En una herramienta de asentamiento con tubería de perforación. Esos ensambles deasentamiento son particularmente útiles para asentamiento de empacadores en pozos desviadoso con alto ángulo.

Independientemente del que método sea adoptado, la fuerza hidráulica aplicada a la camisa deasentamiento de la herramienta inicia el mecanismo de acción de arriba del empacador haciaabajo. Esta fuerza es transmitida a las cuñas superiores a través del elemento empacante a las

cuñas inferiores. Como resultado las cuñas y elemento de empaque se expanden hacia fuera loscuales giran y se asienta contra la tubería de revestimiento. La fuerza de asentamiento esgobernada por el perno de corte, el perno de corte como la fuerza de anclaje excede sus valorespredeterminados permitiendo el asentamiento y desenganche del empacador y ser recuperado.

3.9.7 Empacador por Activación HidráulicaEl empacador por activación hidráulica es un desarrollo del empacador por activación mecánica.La ventaja con este sistema es que puede se corrido y asentado en un solo viaje con la sarta detubería de producción. Si es requerida la completación puede ser desplegada y el colgador de latubería aterrizado y probado antes de asentar el empacador. El sistema de asentamiento esactuado por la instalación de un mecanismo sellante localizado por debajo del empacador ypresurizando la tubería por encima, esto permite que la presión entre en los puertos deasentamiento y actué el pistón de asentamiento. El pistón de asentamiento transmite la fuerza através de las cuñas inferiores, los elementos de empaque a las cuñas superiores, como en elsistema mecánico las cuñas y el elemento de empaque se expanden hacia fuera lo que gira elancla y los asienta contra la TR. El pistón de asentamiento cruza el área y la presión hidráulica lafuerza.

3.9.8 Empacador de Doble EspacioEmpacadores de doble espacio son comúnmente utilizados en completaciones de sartasmúltiples y por su diseño pueden permitir la producción independiente de cada zona a través detuberías de producción independientes a través de sartas de tubería separadas, y puedenpermitir la inyección de agua / gas en una zona mientas producen en la otra.Los empacadores de doble espacio son instalados y asentados mediante la instalación de unmedio de taponamiento localizado por debajo del empacador y presurizando por encima de latubería, esto permite a la presión entrar al puerto de asentamiento y accionar el pistón deasentamiento.La recuperación es normalmente alcanzada por el levantamiento a través de la tubería deproducción. Se debe prestar particular atención a la inyección y estimulación, análisis de estrésson requeridos ya que la contracción en la tubería de producción podría exceder la fuerzarequerida para recuperar el empacador.

3.9.9 Extensión de Molino (MOE)La mayoría de los empaques de producción son corridos e instalados con una extensión delmolino montada en la guía de fondo inmediatamente debajo del empacador. El MOE tendrá undiámetro interno mayor que el empacador y la tubería de producción, esto facilitará la pesca.

3.9.10 Extensión de Sello (SBE)Una extensión de sello es utilizada para proveer de un sello interno adicional cuando unensamble largo es corrido para acomodar el movimiento de la tubería. La extensión de sello tieneel mismo diámetro interno que el empacador. Los empacadores que tienen extensiones de sellocontinuas y no cuentan con extensión de molino pueden ser molidos y recuperados utilizando una herramienta especialmente diseñada.Las extensiones de sello son normalmente usadas en longitudes estándar y pueden ser juntadaspor acoples concéntricos para alcanzar cualquier longitud según se requiera.

3.10 Herramientas Activadas a DistanciaLas herramientas activadas a distancia algunas veces son referidas como herramientas“inteligentes”, son equipos que no requieren de corridas de intervención tales como línea deacero, tubería flexible, o intervención con presión para operarlos.Estas herramientas son relativamente nuevas y están diseñadas e idealmente convenientes parapozos altamente desviados o pozos horizontales donde la intervención sería extremadamentecostosa y difícil o hasta imposible.Las siguientes operaciones pueden ser logradas con herramientas activadas a distancia:

Prueba de presión de la tubería de producción previa al asentamiento del empacadorhidráulico. Asentamiento de empacador hidráulico. Proveer una barrera del reservorio a la superficie. Proveer una barrera de la tubería de producción al reservorio (mecanismo para pérdida decirculación) Proveer los medios para evitar la comunicación entre anular y tubería.Las herramientas actuadas de forma remota pueden ser operadas en una variedad de formassiendo la más común la hidráulica. Sin embargo este método no es siempre el ideal y puede serrestringido por limitaciones en el diseño de completación. Consecuentemente el uso de unacombinación de herramientas que son activadas en modos diferentes puede hacer que lacompletación sea llevada a cabo.

3.10.1 Herramienta para aislamiento de BL de Schlumberger (LTIV)El LTIV es un mecanismo localizado en la Boca del Liner que aísla el reservorio de la tubería deproducción y que puede contener la presión en cualquier dirección. Tiene un sistema de selladopor bola que cuando se encuentra en la posición cerrada provee protección a un reservorio pre-disparado o con mallas de arenas y permite la instalación de la completación superior.

El LTIV es operado por un ciclo de presión utilizando una cámara de nitrógeno y un mecanismode indexado para su operación. Una serie de ciclos de presión aplicados en la tubería deproducción para abrir la válvula de bola y ganar acceso completo al reservorio. La válvula debola puede también ser abierta usando un sistema de intervención de contingencia. El LTIVpuede también ser asentado en superficie para abrir a un número predeterminado de ciclos.

3.10.2 Herramientas de OcreHerramienta de Ciclo Multifunción – Válvula de Aislamiento de Agujero Completo (MFCT-FBIV)Las herramientas de Ocre (MFCT-FBIV) están diseñadas para iniciar la completación llenándosea sí mismas y cuando es deseado aislando la tubería del anular y asentando un empacadorhidráulico. La integridad de presión de la tubería es mantenida por una válvula de charnela, lacual mantiene la presión por arriba y por debajo y por tanto puede ser clasificada como unabarrera, cuando abre provee acceso al agujero completo por debajo y por encima de lacompletación. Las herramientas Ocre son también manipuladas por ciclos de presión y utilizanun sistema de movimiento lento el cual también puede ser operado a un predeterminado númerode ciclos. La válvula de charnela puede también ser abierta usando una herramienta deintervención de emergencia en caso de falla.

3.10.3 Herramientas HidrostáticasLas herramientas hidrostáticas utilizan una cámara hidrostática y un sistema de disco de rupturapara actuar. El reservorio tiene que estar aislado por la tubería de revestimiento para hacer queeste tipo de herramienta funcione. Una herramienta operada hidrostáticamente no requiere de unmecanismo localizado por debajo de la tubería y está equipado con una cámara atmosférica laque es accionada simplemente por presurización del pozo completo, a diferencia de lasherramientas convencionales requiere de una diferencial de presión entre la tubería y el espacioanular.Mayor atención debe darse a la presión de ruptura del disco ya que es afectado por la presiónhidrostática. Si esto no es tomado en cuenta entonces podría causar que las herramientas seanoperadas de forma prematura.

3.10.4 Sistema de Herramientas de Baker Oil (Baker Oil Tools Edge System)El sistema EDGE usa un pulso de frecuencia basado en la técnica de comunicación para actuary manipular la completación del fondo equipadas con aditamentos electrónicos. Las herramientasde fondo (las cuales pueden incluir empacadores permanentes o recuperables, camisas

deslizantes, etc.) y son programadas para reconocer uno de 16 comandos de actuación discretadesde una terminal portátil.Una vez en posición, las herramientas son actuadas usando un sofisticado y computarizadosistema de Control de Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA) para controlar en formaprecisa la frecuencia de actuación impartida al fluido dentro de la tubería. El sistema SCADAtambién permite al operador monitorear la calidad de los pulsos recibidos, asegurando así que lacomunicación ha sido establecida. Hasta 16 aditamentos pueden ser activados de formaindependiente en un solo pozo; y, ya que el sistema es independiente de la presión absoluta enla tubería, no hay necesidad de instalar un tapón para activar el empacador.Mediante el uso de sistemas equipado para su activación electrónica de forma remota, pruebas ala tubería pueden ser efectuadas a todo el rango de la tubería. La ventaja con este sistema esque no hay limitantes que involucren ciclos de presión.

3.10.5 Tapón de Desvanecimiento Halliburton (Halliburton MirageDisappearing Plug)El tapón de desvanecimiento puede resistir la presión por arriba y por debajo y puede serconsiderado con una barrera. Esta herramienta es operada con un ciclo de presión, y el tapónpor si mismo está hecho de un material a partir de sal, el cual es soluble en fluido. Después deun número predeterminado de ciclos de presión el tapón se desintegra permitiendo el acceso alhueco.

3.10.6 Tapón de Yunque o Placa PESEl tapón de yunque PES tiene una placa de metal sólido que puede resistir la presión por encimay por debajo, constituyendo una barrera. Cuando en la profundidad se aplican 4,000psi a latubería de producción inicia el mecanismo de apertura subsiguiente a ciclos de baja presiónrequeridos para completar el proceso. Cuando el ultimo ciclo de presión es desfogado unacamisa activada por la presión hidrostática perfora a través de la placa metálica y lo dobla haciaatrás en un receso en el cuerpo del tapón dando completo acceso al agujero.

3.11 Cola de TuberíaLa cola de tubería es la sección de la tubería de producción por debajo del empacador. Puedeconsistir de sellos de “liner”, niples, guías de entrada o herramientas actuadas a distancia (parael asentamiento del empacador.) Solo puede ser de unos pocos pies de longitud o de variosmiles (en el caso del un empacador que asiente a ángulos accesibles a la línea de acero y en elasentamiento de un “liner” horizontal)

3.11.1 Junta PerforadaLa junta perforada está localizada en la sección de cola de completación por debajo delempacador de producción y por encima del niple de aterrizaje o la junta de control del diámetrointerno. Su propósito es proveer una vía de flujo alterna en casos donde la línea de acero llevecalibradores de memoria, y medidores de flujo que sean requeridos para monitorear lascondiciones de fondo en pozos en que el gerenciamiento de producción sea esencial.De cualquier forma, hay una desventaja inherente con este sistema de monitoreo por lo cual bajocondiciones de producción la caída de presión a través de la junta perforada puede causar querestos caigan los cuales se depositan en el seguro de línea de acero. Esto ha causado severosproblemas de atascamiento, pesca y problemáticas reparaciones.

3.11.2 Guía de Entrada de Línea de AceroLa Media o Completa Zapata Guía de Entrada de Línea de Acero (WEG) está situada en el fondode la sección de la cola. El propósito de la WEG es proveer de los medios de guiar la sección decompletación de la cola a través de la boca del liner y dentro de la sección del liner. Es tambiénutilizada como medio de guía de intervención de juntas de herramienta tales como la línea deacero y tubería flexible dentro de la cola sin colgarse.

Cuidados considerables son requeridos en el diseño para asegurar que ambos biseles interno yexterno son apropiados para el acceso requerido. Una instalación de prueba y el uso de sartasde herramienta típicas de intervención son también recomendados.

4.0 PROGRAMA TÍPICO DE COMPLETACIÓNUn programa típico de completación programa tendrá los siguientes pasos.

Asumiendo que el pozo ha sido revestidor y cementado y que los disparos serán llevados a cabodespués de instalar el equipo de completación.

1. Desplace el lodo de perforación por el fluido de completación (incluyendo los baches delimpieza necesarios)

2. Efectué prueba de presión a la TR de producción3. Coloque el anillo en calibre / canasta para asentar el empacador a la profundidad4. Coloque la tubería de producción, incluyendo el empacador, la válvula de seguridad y

cualquier otro equipo de completación5. Fije el espacio requerido6. Asiente el colgador de la tubería de producción7. Desplace la tubería para balancear el fluido8. Asiente el empacador9. Efectúe prueba de presión a la tubería de producción10. Efectúe prueba de presión al anular11. Efectúe prueba a la válvula de seguridad12. Instale las barreras (tapones de linea de acero) según se requiera13. Conecte los BOP14. Instale y pruebe el árbol de navidad15. Acople las instalaciones de producción16. Recupere los tapones17. Dispare el pozo18. Fluya y produzca el pozo

5.0 PROGRAMA TÍPICO DE REPARACIÓN1. Mate el pozo2. Asiente el tapón en la cola de la tubería3. Coloque la tubería para que exista la comunicación anular por encima del empacador

(perfore la tubería o deslice la camisa, etc.)4. Circule a través de la tubería y el anular para matar con un fluido de peso5. Instale las barreras (tapones de linea de acero) según se requiere6. Elimine el árbol de navidad7. Conecte los BOP8. Recupere los tapones9. Corte la tubería por encima del empacador según se requiera10. Recupere la tubería11. Recupere el empacador12. Efectúe el trabajo remedial según se requiera13. Termine el pozo según el programa típico. Si el pozo está en flujo en esta etapa

entonces la operación para asentar el empacador y desplazamiento para balancear elfluido requerirá barreras adicionales.

SECCIÓN 14

LIMITE TÉCNICO DE PERFORACIÓN

Contenido

1.0 Introducción1.1 ¿Dónde estamos ahora?1.2 ¿Que es posible?1.3 Desempeño Perfecto

2.0 Premisas Básicas3.0 Límite Técnico – En la planeación del pozo4.0 Límite Técnico – En las Operaciones

1.0 INTRODUCCIÓN

Límite Técnico de Perforación es un proceso que incrementa el desempeño basado en ingenieríay planificación aplicado al diseño y ejecución de la construcción del pozo.

El concepto de límite técnico no es nada nuevo. El primer en usar este termino corresponde a lacompañía Woodside, cuando operaba en el Noroeste de Australia en los comienzos de los añosnoventa. Su trabajo se basaba en las mejoras logradas por UNOCAL-Tailandia al final de los 80y principios de los 90. Desde entonces Shell adopto una practica similar a la que denomino“Drilling The Limit” (DTL) y Amerada Hess llamo “To The Limit”

La filosofía del Limite Técnico se base sobre dos puntos acerca del desempeño.

¿Dónde estamos ahora?

¿Que es posible?

1.1 ¿Dónde estamos ahora?

Esta pregunta se puede contestar revisando el desempeño pasado o datos históricos.

En esencia se basa en desglosar completamente el pozo en actividades y identificando lostiempos muertos y perdidos. Esta información es luego revisada y se toman las medidas paraprevenir la recurrencia de estos problemas.

Algunos ejemplos de esto son:

Determinar la raíz de problemas de inestabilidad de hoyo en pozos direccionales

Emplear herramientas en la sarta para eliminar vibraciones que son responsables de variasroturas en la sarta.

Utilizar sellos hidráulicos en vez de sellos convencionales en la unión giratoria para eliminartiempos improductivos.

1.2 ¿Qué es posible?

Una vez que se ha determinado el nivel de desempeño actual en un proyecto surge la preguntade hasta donde podemos elevarlo o que es posible

Este es un proceso de dos etapas que primero cuestiona las prácticas existentes (la respuestausual de que esto es lo que siempre hemos hecho ya no es aceptable) y segundo hace lapregunta de: ¿Que pasa sí?Cuestionar las prácticas existentes se enfocan en lo que se conoce como Tiempo PerdidoInvisible (ILT – Invisible Lost Time). Los tiempos ILT no son clasificados como tiempo perdido,pero sin embargo son tiempos no productivos o de ineficiencias.


Baja Tasa de Penetración

Tiempos para conexiones excesivos causados por practicas anticuadas.

Preguntarse ¿Qué pasa sí? Se enfoca en las mejoras a equipos o a las nuevas tecnologías quepueden mejorar el tiempo que toma realizar una operación especifica.


Sartas direccionales de rotación constante (Power Drive)

Pozos Multilaterales

Torres de Perforación de Actividades múltiples

1.3 Desempeño Perfecto

El objetivo de los dos pasos anteriores es definir el tiempo del pozo perfecto o Límite Técnicocomo se muestra abajo.

2.0 PREMISAS BÁSICAS

Para lograr el Límite Técnico se deben cumplir las siguientes premisas: No se apresura ninguna actividad, la seguridad no se compromete. Todo el personal es competente y esta completamente informado de sus responsabilidades. Todas las herramientas, materiales y personal están disponibles cuando se necesitan. Todas las herramientas (incluyendo el equipo de perforación) están construidas de acuerdo alas necesidades y ninguna de ellas falla. El mantenimiento es realizado afuera de la ruta crítica. El programa de Revestimiento es el mínimo necesario para garantizar la integridad del pozo. Cada sección del hoyo es perforada con un solo BHA y una barrena. La Tasa de Penetración es el mejor promedio en la región o el campo (incluyendo un tiempo deconexión de 5 min. por lingada).

La condición del hoyo es perfecta y no requiere viajes de repaso y limpieza.

Algunas de los puntos mencionados arriba no se pueden realizar en este momento(p.e no se puede realizar todo el mantenimiento fuera de la ruta crítica), sin embargo el objetivoes mostrar que es posible y el proceso de pensamiento. Ahora se debe preguntar como sepuede hacer esto de una manera segura y más eficiente en vez de cómo lo hicimos la vezpasada.

3.0 LÍMITE TÉCNICO – WELL PLANNING

El Límite Técnico no se debe considerar como una parte del proceso de planificación del pozosino como parte integral del proceso completo de perforación.

El límite Técnico envuelve los siguientes aspectos:

Revisión de los Tiempos Improductivos. Al identificar los areas principales de tiemposimproductivos en los pozos vecinos se puede implementar un plan adecuado para asegurar quelos tiempos improductivos no se vuelvan a repetir.

Las Revisiones entre compañeros de Trabajo en varias etapas del diseño del pozo asegurarque se identifican las oportunidades y se mitigan los riesgos.

Seminarios de Límite Técnico. Realizar seminarios que incluyan la participación de lacompañía operadora, el contratista de perforación y las compañías de servicio para asegurarque todas las partes involucradas comprendan y participen activamente en el proceso de LímiteTécnico para:

Cuestionar las practicas actuales,

Identificar oportunidades adicionales

Colocar tiempos de Límite Técnico a cada uno de los pasos que comprende cada etapa.

Plan de Mejora Continua, para que todas las ideas y sugerencias de los pasos anteriores seanincluidas en el plan. El Plan de mejora continua especifica acciones específicas, el responsable yla fecha tope para cerrarlas. Si se requiere el plan de mejora continua puede ser parte de laslecciones aprendidas – Ver abajo.

Comunicación. Un aspecto importante del Límite Técnico es el énfasis que se debe realizar encomunicar no solo el plan de mejora sino también el estado de las acciones incluidas en el plan atodas las partes involucradas.

4.0 LÍMITE TÉCNICO – OPERACIONES

El Límite Técnico no debe considerarse como un paso mas en la perforación sino como parteintegral del proceso completo de perforación.

Consiste de los siguientes pasos:

Comunicación – Un aspecto importante en el límite técnico es hacer énfasis en lascomunicaciones. El objetivo es que todo el personal participe, apoye y promueva elcuestionamiento de las practicas existentes y la identificación de nuevas formas de hacer lascosas.

Juntas de planeación antes del trabajo: Se deben realizar por lo menos un día antes del iniciode las operaciones (p.e corrida de TR, Registros, etc.). Participan los supervisores de las áreasinvolucradas en la operación y otros según la situación lo requiera. El objetivo es revisar el plande trabajo de acuerdo al programa de perforación, revisar los requerimientos de equipos, laslecciones aprendidas de operaciones anteriores, cuestionar las practicas actuales, y identificar yregistrar los cambios que se pueden hacer para mejorar la operación.

Junta de plantación de Tareas. Junta realizada antes de realizar una tarea especifica (p.eArmar BOP´s, armar TP, Preparar para correr Revestidor). Involucra todo el personal asociadocon la operación. El Objetivo es revisar el plan específico para la tarea, revisar las leccionesaprendidas de las veces anteriores que se realizo la tarea, cuestionar las practicas actuales, yidentificar y registrar los cambios que se pueden hacer para mejorar la operación.

Junta de Revisión: se realiza después de la operación con el personal involucrado en laoperación. El objetivo es hacer una revisión de la operación, capturar las lecciones aprendidas eidentificar las posibles mejoras futuras.

Lecciones Aprendidas: El manejo de lecciones aprehendidas es un proceso continuo, no solose toman lecciones aprendidas de las reuniones mencionadas arriba, sino de conversaciones,reuniones de seguridad, simulacros, reuniones de Arranque. El registro de lecciones aprendidaslo maneja el Technical Limit Champion y esta disponible todo el tiempo para ser utilizado en elproceso de planeación de pozos futuros.

Monitoreo y Reporte. El monitoreo del proceso de Límite Técnico se basa en compararlosresultados contra los objetivos mostrándolo en forma gráfica. La gráfica se pueden desplegar enlos equipos de perforación en la oficina para hacer del desempeño algo visible y conocido portodos. También se pueden medir y publicar otros indicadores de desempeño como la corrida derevestimiento, viajes, armado de BOP´s, tiempos improductivos, etc.

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