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Manua Perforacion Direccional

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Javier Rios

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GERENCIA GENERAL DE FORMACIÓN MANUAL DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 2 Instructor: Ewert Muños. POES INTERNATIONAL LTD El presente material ha sido compilado por el instructor con propósitos didácticos y está en proceso de continua revisión.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 3 Prefacio Ser la Gerencia General creada por la Dirección Ejecutiva de Producción Faja de Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA), pone en nuestras manos el reto de formar técnicamente a los hombres y mujeres de la Industria Petrolera que llevan a cabo los procesos medulares del negocio asociado a la cadena de valor, esto cobra más sentido, cuando visualizamos esta acción bajo los preceptos humanistas y socialistas impartidos y divulgados por el Comandante Eterno Hugo Chávez y orgullosamente podemos decir que, al ser su Legado seguimos las líneas trazadas por nuestro máximo Líder. Siendo así, la responsabilidad se vuelve exponencialmente determinante, porque se trata del proceso de construir la “Soberanía del Conocimiento” dentro de Petróleos de Venezuela, S.A, enmarcado en el Socialismo y tomando como modelo la Gerencia del Conocimiento. Este concepto es la carta de navegación de los Programas de Formación que viene aplicando y diseñando la Gerencia General de Formación Faja (GGFF). La GGFF tiene entre sus acciones estratégicas los procesos de socialización del conocimiento, sumado al fortalecimiento sociocultural, comunicación técnica, crecimiento personal, destacando la formación sociopolítica. Ciertamente, lo que se busca con este proceso continuo e integrado es internalizar en las trabajadoras y trabajadores petroleros el papel protagónico que tienen, para lograr la revolución intelectual dentro y fuera de la frontera de nuestro país. La misión de la Gerencia General de Formación Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez” es promover, ejecutar y garantizar la formación Técnica integral especializada de los trabajadores en el área Técnico Artesanal y Profesional de los procesos medulares de la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez Frías, en concordancia con el Plan de la Patria, los lineamientos de PDVSA y las necesidades de las organizaciones que conforman la Dirección Ejecutiva de Producción de Faja; brindando programas de formación de excelencia, inclusivos, participativos y equitativos, orientados a mejorar la productividad y eficiencia. Nuestra actividad es contagiosa y suma voluntades, porque entendemos que de la formación profesional y artesanal depende el éxito del Plan Siembra Petrolera, en este sentido hemos dado una sobremarcha a nuevos procesos para captar, transformar, procesar, usar, utilizar, divulgar, medir y registrar todos los recursos intelectuales, que a partir de este momento se vuelven protagónicos para PDVSA. Los Manuales son los productos tangibles de ese potencial de saberes, que serán las evidencias históricas de la maduración que significa registrar cada transferencia de conocimiento de los hombres y mujeres de la Nueva PDVSA. Evidentemente, “Tu conocimiento es nuestra mayor reserva”, este es el horizonte que tenemos: lograr la formación de hombres y mujeres especialistas del mundo petrolero con conocimientos plenos, sustentados, validados, ejemplo para todas las latitudes del globo terráqueo y con comprobada experiencia.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 4 Información de control Identificación Perforación Direccional. Creación, revisión y aprobación Responsable Fecha Firma Elaboración Ewert Muñoz Agosto del 2015 Revisión José Gonzalez Aray Agosto del 2015 Aprobación José Gregorio Hurtado Agosto del 2015 Confidencialidad Los contenidos del Manual pertenecen a la Gerencia General de Formación Faja y se permite la reproducción total o parcial de los documentos solo para fines de estudios y de consulta a este material.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 5 Sobre este manual Objetivo Introducir los conceptos básicos del Proceso de Construcción de Pozos y los recursos utilizados para tal fin (Personal, Equipos, Herramientas y servicios) con foco en la modalidad operativa.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 6 Tabla de Contenido Prefacio................................................................................................................................. 3 Información de control........................................................................................................... 4 Sobre este manual................................................................................................................ 5 MAPA MENTAL .................................................................................................................. 14 1- INTRODUCCION......................................................................................................... 15 Construcción de Pozos.................................................................................................... 15 2- CONCEPTOS BASICOS ............................................................................................. 16 Ingeniería y Planificación ................................................................................................. 16 Tipos de Pozos................................................................................................................ 16 Arquitectura de pozos...................................................................................................... 17 Tipos de Tuberías............................................................................................................ 17 Etapas en la construcción de pozos................................................................................. 18 Secuencias Operativas.................................................................................................... 18 3- PROCESO DE CONSTRUCCION DE POZOS............................................................ 19 Proyecto de Construcción................................................................................................ 19 Planificación .................................................................................................................... 19 Gerenciamiento de Riesgos............................................................................................. 20 Visualización.................................................................................................................... 20 Conceptualización ........................................................................................................... 21 Definición......................................................................................................................... 21 PDDP/WOPCL................................................................................................................. 22 Datos............................................................................................................................... 22 Diagrama de flujo............................................................................................................. 24 Estimación de tiempos..................................................................................................... 24 Autorización de Gasto AFE.............................................................................................. 27 Indicadores de Gestión.................................................................................................... 27 4- GEOMECANICA.......................................................................................................... 28 Concepto de Presiones de Pozo...................................................................................... 28 Presión de Poro............................................................................................................... 29 Presión Hidrostática......................................................................................................... 29 Presión de Fractura ......................................................................................................... 30 Presión de Sobrecarga .................................................................................................... 30 Gradiente de Presión....................................................................................................... 31 Perfil de Presión .............................................................................................................. 31 Perfil de Gradiente de presión ......................................................................................... 32 Estimación de las presiones de formación....................................................................... 33 Pruebas de Integridad de la formación ............................................................................ 34 LOT ................................................................................................................................. 34
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 7 FIT................................................................................................................................... 36 CIT................................................................................................................................... 36 5- TUBERÍA ........................................................................ ¡Error! Marcador no definido. Factores que afectan el asentamiento de la tubería......................................................... 37 Selección de puntos de asentamiento de la tubería......................................................... 38 Tolerancia a la Surgencia ................................................................................................ 38 Evaluación geométrica..................................................................................................... 39 Huelgos (over-lapping)..................................................................................................... 41 Selección de diámetros.................................................................................................... 42 Regla del pulgar............................................................................................................... 43 Diseño Mecánico ............................................................................................................. 43 Corrosión......................................................................................................................... 44 6- FLUIDO DE PERFORACION....................................................................................... 44 Introducción y Circuito ..................................................................................................... 44 Funciones del fluido......................................................................................................... 45 Tipos de fluido ................................................................................................................. 53 LODO BASE AGUA..................................................................................................... 53 LODO BASE ACEITE .................................................................................................. 58 Propiedades de los fluidos............................................................................................... 60 Análisis ............................................................................................................................ 61 Relación entre las funciones y propiedades del fluido...................................................... 65 Perforación en desbalance .............................................................................................. 65 Perforación Neumática .................................................................................................... 67 Diseño Mecánico ............................................................................................................. 67 Corrosión......................................................................................................................... 67 CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS......................................................................... 67 CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS......................................................................... 67 HIDRAULICA............................................................................................................... 70 CONCEPTOS DE HIDRÁULICA...................................................................................... 71 MODELOS REOLÓGICOS.............................................................................................. 71 Newtoniano ................................................................................................................ 71 Plástico de Bingham.................................................................................................. 72 Ley Exponencial......................................................................................................... 73 Modelo de Herschel-Buckley (Modelo de la Ley Exponencial Modificado) ........... 74 Modelo de Casson ..................................................................................................... 75 Modelo de Robertson-Stiff ........................................................................................ 75 Términos comunes .......................................................................................................... 75 Esfuerzo de Corte........................................................................................................ 76
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 8 Velocidad de Corte ...................................................................................................... 76 Viscosidad ................................................................................................................... 76 Reología ...................................................................................................................... 77 Tipos de flujo ............................................................................................................... 77 Numero de Reynolds ....................................................................................................... 79 Tipos de Flujo .................................................................................................................. 79 Laminar....................................................................................................................... 79 Turbulento.................................................................................................................. 79 Transición................................................................................................................... 79 Factor de fricción ............................................................................................................. 80 Densidad equivalente de circulación................................................................................ 80 Pasos básicos para diseñar la hidráulica ......................................................................... 81 Ecuaciones...................................................................................................................... 83 Parámetros Hidráulicos.................................................................................................... 83 Velocidad de fluido .................................................................................................... 83 Tiempos de circulación ............................................................................................. 83 Velocidad de sedimentación..................................................................................... 85 Velocidad ascensional............................................................................................... 85 Tasa de transporte de recortes................................................................................. 86 Potencia hidráulica.................................................................................................... 87 Pérdidas de presión en la mecha.............................................................................. 87 Caudal o Velocidad Crítica........................................................................................ 88 Recomendaciones Prácticas..................................................................................... 89 Flujogramas de cálculos .................................................................................................. 90 7- CONTROL DE SOLIDOS............................................................................................. 97 Factores........................................................................................................................... 97 Tipos de sólidos............................................................................................................... 99 Porcentaje de Sólidos.................................................................................................... 100 Clasificación............................................................................................................. 100 Remoción ................................................................................................................. 100 Diseño y Dimensionamiento ................................................................................... 103 Equipamiento para remoción ......................................................................................... 104 Zarandas................................................................................................................... 105 Hidro-ciclones.......................................................................................................... 115 Desarenador............................................................................................................. 117 Desarcillador............................................................................................................ 118 Ubicación del Desilter ................................................................................................ 119
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 9 Mud Cleaner ............................................................................................................. 121 Centrifugas............................................................................................................... 123 Desgasificadores......................................................................................................... 129 Circuito de Piletas ....................................................................................................... 130 RESIDUOS DE LA PERFORACION.............................................................................. 132 Tipos de residuos .......................................................................................................... 132 Residuos de la perforación ............................................................................................ 133 Dewatering ................................................................................................................... 134 8- CONJUNTO DE PERFORACION .............................................................................. 137 Atributos ........................................................................................................................ 137 Propiedades mecánicas................................................................................................. 137 Límite de fluencia..................................................................................................... 138 Resistencia a la tracción (Tensile Strength): ......................................................... 138 Ductilidad ................................................................................................................. 138 Especificaciones API ..................................................................................................... 139 Proceso de diseño del BHA ........................................................................................... 140 Factores de diseño ........................................................................................................ 141 Limites ........................................................................................................................... 142 Componentes Principales .............................................................................................. 143 Barras de sondeo..................................................................................................... 143 Barras Extra-pesadas .............................................................................................. 148 Porta-mechas........................................................................................................... 149 Tipos de BHA ................................................................................................................ 154 Cálculos para el peso sobre la mecha .......................................................................... 155 Longitud de Transición................................................................................................... 156 Máximo índice de Estabilidad: ....................................................................................... 156 Conjuntos Direccionales ................................................................................................ 157 Rotativos .................................................................................................................. 157 Direccionables ......................................................................................................... 158 Direccionables Rotativos ........................................................................................ 160 Otros componentes de la sarta de perforación......................................................... 160 Amortiguadores de vibración ................................................................................. 161 Agitadores de Sarta ................................................................................................. 161 Válvula de múltiple accionamiento......................................................................... 162 9- MECHAS DE PERFORACION................................................................................... 162 Mechas de conos rodantes......................................................................................... 162 Concepto y clasificación ......................................................................................... 162 Mecanismo de corte................................................................................................. 163
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 10 Estructura de corte.................................................................................................. 163 Insertos de carburo de Tungsteno ......................................................................... 164 Cojinetes................................................................................................................... 164 Sellos........................................................................................................................ 165 Depósito de grasa.................................................................................................... 166 Mechas de cortadores fijos ............................................................................................ 167 Concepto y clasificación ......................................................................................... 167 Mecanismo de corte................................................................................................... 168 Perfil de la mecha .................................................................................................... 169 Cortadores PDC ....................................................................................................... 169 Mechas de cuerpo de acero .................................................................................... 170 Mechas de cuerpo de matriz ................................................................................... 171 Mecha Impregnadas................................................................................................. 172 Optimización de la Perforación................................................................................... 173 Costo Métrico........................................................................................................... 173 Breakeven................................................................................................................. 174 10- PROBLEMAS DE POZO I ...................................................................................... 175 Colapso ........................................................................................................................ 175 Aprisionamientos..................................................................................................... 176 Diferentes mecanismos de aprisionamientos........................................................ 177 Colapso de arcillas naturalmente sobre presurizadas.......................................... 178 Formaciones reactivas ............................................................................................ 178 Formaciones no consolidadas................................................................................ 180 Formaciones Fracturadas y falladas ...................................................................... 182 Formaciones Móviles............................................................................................... 183 Arcillas con tensión de sobrecarga (Overburden) ................................................ 184 11- PROBLEMAS DE POZO II ..................................................................................... 186 Pegamiento por presión diferencial ........................................................................... 186 Síntomas de pozo .................................................................................................... 187 Acción preventiva .................................................................................................... 187 Mitigación................................................................................................................. 188 Prevención y cura.................................................................................................... 188 Tratamiento de lodo................................................................................................. 189 Librado de Herramienta........................................................................................... 190 Otros mecanismos de aprisionamientos ................................................................... 193 Ojos de llave (key seat) ........................................................................................... 193 Pozo con diámetro disminuido. .................................................................................. 195
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 11 Bordes y dog legs. ..................................................................................................... 195 Caída de objetos desde superficie ......................................................................... 197 Colapso de casing o tubing .................................................................................... 198 Bloques de cemento................................................................................................ 199 12- PROBLEMAS DE POZO III .................................................................................... 200 Pérdida de circulación................................................................................................. 200 Introducción................................................................................................................. 200 Consideraciones Económicas .................................................................................... 200 Tipos de admisiones ................................................................................................... 201 Claves de remediación................................................................................................ 201 Clasificación de las perdidas.......................................................................................... 201 Tratamiento y aplicación en campo ........................................................................... 203 Fracturas naturales.................................................................................................. 204 Formaciones cavernosas ........................................................................................ 205 Fracturas inducidas................................................................................................. 205 Inadecuada aislación de la tubería ......................................................................... 206 Ballooning ................................................................................................................ 206 Materiales para perdidas de circulación .................................................................... 207 Tapones........................................................................................................................ 208 13- PROBLEMAS DE POZO IV.................................................................................... 209 Limpieza de pozo......................................................................................................... 209 Remoción de recortes. ................................................................................................ 209 Buenas prácticas de limpieza..................................................................................... 209 Deficiente acarreo de recortes.................................................................................... 210 Síntomas de limpieza deficiente................................................................................. 210 Acciones preventivas.................................................................................................. 210 Observación en la zaranda.......................................................................................... 211 Sistema de control de recortes................................................................................... 212 Factores que afectan la limpieza de pozos................................................................ 212 Transporte de recortes............................................................................................... 212 Reología del lodo....................................................................................................... 212 Esfuerzo de corte del lodo ......................................................................................... 213 Caudal de circulación................................................................................................. 213 Diámetro del pozo...................................................................................................... 213 Densidad del lodo ...................................................................................................... 213 Tamaño y densidad del recorte.................................................................................. 213 Velocidad de perforación ........................................................................................... 214 Rotación de la columna perforadora .......................................................................... 214
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 12 Geometría del pozo ................................................................................................... 214 Recomendaciones ....................................................................................................... 214 Pozos verticales o de bajo ángulo.............................................................................. 214 Pozos altamente desviados ........................................................................................ 215 Efecto de la rotación................................................................................................ 218 Efecto del caudal ..................................................................................................... 219 Efecto de la Reología............................................................................................... 219 Efecto de Backreaming ........................................................................................... 221 Herramientas de remoción de recortes...................................................................... 222 14- INTEGRIDAD DE POZO ........................................................................................ 223 Definición ..................................................................................................................... 223 Consideraciones de Integridad................................................................................... 223 Concepto de barreras.................................................................................................. 224 Política de barreras...................................................................................................... 224 Tipos de barreras......................................................................................................... 224 Objetivos de las barreras ........................................................................................ 224 Ejemplos de Barreras .............................................................................................. 224 Esquema de barreras .................................................................................................. 225 Abandono de pozo....................................................................................................... 231 15- PERFORACION DIRECCIONAL............................................................................ 236 Definición ..................................................................................................................... 236 Coordenadas................................................................................................................ 236 Trayectoria de pozo..................................................................................................... 239 Desviación natural................................................................................................... 239 Desviación planificada ............................................................................................ 240 Objetivo de un pozo dirigido....................................................................................... 240 Otras aplicaciones....................................................................................................... 242 Pozos horizontales .................................................................................................. 243 Pozos de alcance extendido ................................................................................... 244 Pozos Multilaterales................................................................................................. 244 Planificación de un pozo direccional ......................................................................... 246 Tipos de pozos direccionales ..................................................................................... 246 Parámetros que definen la trayectoria ....................................................................... 249 Métodos de cálculo y seguimiento............................................................................. 250 Método tangencial ................................................................................................... 252 Método de balance tangencial ................................................................................ 253 Método del ángulo promedio .................................................................................. 253 Método del radio de curvatura ................................................................................ 254
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 13 Método de mínima curvatura .................................................................................. 254 Términos Direccionales .............................................................................................. 255 Principales Sistemas................................................................................................... 259 Conjuntos de Fondo.................................................................................................... 259 Sistemas convencionales ........................................................................................... 259 Sistemas dirigidos....................................................................................................... 260 Motores de fondo..................................................................................................... 260 Sistemas dirigidos rotativos....................................................................................... 264 Tipos de SDR ............................................................................................................... 264 Push the bit .............................................................................................................. 265 Principios de Funcionamiento.................................................................................... 265 Aplicaciones Ventajas y desventajas......................................................................... 265 Sistemas de medición ................................................................................................. 266 Sistemas Magnéticos............................................................................................... 266 Sistemas No Magnéticos......................................................................................... 267 MWD ............................................................................................................................. 267 Giróscopo..................................................................................................................... 268 16- GLOSARIO TECNICO............................................................................................ 269
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 14 MAPA MENTAL
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 15 1- INTRODUCCION Construcción de Pozos ASPECTOS GENERALES El diseño de la perforación de pozos es un proceso sistemático y ordenado. Este proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros. Por ejemplo, la predicción de presión de fracturamiento requiere que la presión de formación sea determinada previamente. Las etapas a seguir durante el diseño de pozos están bien identificadas y son las siguientes: -Recopilación de la información disponible. -Predicción de presión de formación y fractura. -Determinación de la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento. -Selección de la geometría y trayectoria del pozo. -Programa de fluidos de perforación. -Programa de mechas. -Diseño de tuberías de revestimiento y Programa de cementación. -Diseño de las sartas de perforación. -Programa hidráulico. -Selección del equipo de perforación. -Tiempos estimados de perforación. -Costos de la perforación. Debido a que este proceso es general, puede aplicarse para el diseño de cualquier tipo de pozos y cuyo único requerimiento consiste en aplicar la tecnología adecuada en cada etapa. La planeación de la perforación de un pozo, requiere de la integración de ingeniería, seguridad, ecología, costo mínimo y utilidad. I. OBJETIVOS DE LA PERFORACIÓN El objetivo de la perforación es construir un pozo útil: un conducto desde el yacimiento hasta la superficie, que permita su explotación racional en forma segura y al menor costo posible. El diseño de un pozo incluye un programa detallado para perforarlo con las siguientes características: -Seguridad durante la operación (personal y equipo). -Costo mínimo.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 16 -Pozo útil de acuerdo a los requerimientos de producción y yacimientos (profundidad programada, diámetro establecido, etcétera). Cumpliendo con lo siguiente: · Seguridad. · Ecología. · Costo mínimo. · Utilidad. 2- CONCEPTOS BASICOS Ingeniería y Planificación Los costos de construcción de pozos pueden representar hasta un 75% de las inversiones de la compañía en E & P, por lo que la efectividad con la cual planeamos e implementemos los programas de construcción de pozos impactaran directamente en los resultados de la esta. El propósito de una Gestión de Proyectos de Construcción de Pozos es proveer un mapa lógico de todas las actividades necesarias para planear y ejecutar los pozos a lo largo del ciclo de vida del yacimiento, finalizando los proyectos eficazmente. El riesgo es mucho más crítico en Exploración y Producción donde la complejidad operacional, el nivel de incertidumbre y restricciones son mucho mayores. La ganancia de las compañías de petróleo y gas están directamente relacionados a la eficiencia operacional que debe ser soportada por una gerencia optimizada de los procesos de negocios. Tipos de Pozos A. Pozos de exploración. Pozo exploratorio. Pozo exploratorio somero. Pozo exploratorio profundo. Pozo de estudio (Estratigráfico). B. Pozos de Extensión. C. Pozos de Avanzada. D. Pozos de desarrollo. Pozo de reentrada. Pozo profundizado. Pozos Infill.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 17 Pozo de control del Yacimiento. E. Pozos de Servicio. Pozo sumidero. Pozo inyector de Secundaria y Terciaria Arquitectura de pozos Concepto General: Cuando perforamos un pozo, no es posible hacerlo desde la superficie hasta las formaciones productoras (Profundidad final – TD) en un solo paso. El pozo es perforado en secciones, cada una de estas secciones reducen el diámetro a medida que se va profundizando. Las paredes de cada sección se van cubriendo con tuberías, llamadas tuberías o revestidores (casing) y protegidas con cemento, antes de perforar la próxima sección. El propósito de estas tuberías son:  Prevenir y contener colapso de formaciones inestables dentro del pozo.  Proteger formaciones débiles que pudieran ser fracturadas por lodo mayor peso, utilizados para perforar formaciones subsecuentes.  Aislar zonas de alta presión de formaciones de presión normal.  Sellar zonas de pérdidas de circulación.  Aislar zonas de producción con diferentes fluidos, presiones, caudales y temperaturas.  Actuar como medio de control de influjos.  Actuar como conducto para todas las instalaciones de producción necesarias.  Proveer estructura para los cabezales y tuberías subsiguientes. Tipos de Tuberías Conductor Es el primer casing que se instala, es el de mayor diámetro y permite circular el pozo durante la perforación de la siguiente sección. Tubería de Superficie Esta tubería sella zonas de agua dulce, formaciones de baja resistencia, gas superficial, zona de pérdidas de circulación. Es el primer casing donde se instala la BOP y provee una resistencia en el zapato que permite cerrar el pozo.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 18 Tubería intermedia Puede ser tubería hasta superficie o liner, se instala antes de la tubería de producción, su propósito es proteger zonas de pérdida o alta presión, inestables, con sal o reactivas. Tubería de Producción Se instala para separar zonas productivas de otras formaciones del reservorio, permite instalar los equipos de producción o ensayo. Puede ser hasta superficie o liner. Liner Un liner es una tubería que no se extiende hasta superficie. Esta tubería se “cuelga” de la anterior. Normalmente se utilizan para alcanzar grandes profundidades. Tiebacks Un tieback es una tubería que se instala para llevar un liner existente hasta superficie. Etapas en la construcción de pozos PLANIFICACION Ingeniería. EJECUCION Perforación. Terminación. Secuencias Operativas PERFORACIÓN (Ejem. Tres Secciones) Construcción de locación / bases. Instalación / Montaje de Equipos de Superficie. Perforación de la sección de superficie. Entubación y Cementación de la sección de superficie. Instalación de Boca de pozo y Preventores (BOP). Perforación de la sección intermedia. Registros eléctricos (Perfilaje). Entubación y cementación de la sección Intermedia. Perforación de la sección de producción. Registros eléctricos (Perfilaje).
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 19 Entubación y cementación de la sección de producción. T E R M I N A C Í O N . Acondicionamiento y evaluación de la cementación. Baleos (punzados) de las zonas de interés. Evaluación (Ensayo) de las zonas de interés. Bajaba de instalación de producción. Armado de boca de pozo para producción. 3- PROCESO DE CONSTRUCCION DE POZOS Proyecto de Construcción. La Construcción de Pozo como un proyecto. La construcción de cada pozo es una parte en los proyectos de Exploración ó Desarrollo. Está enfocada en entregar pozos de calidad. Tiene como objetivo económico lograr la optimización del costo total del proyecto manteniendo los estándares de calidad fijados. Planificación Es uno de los aspectos demandantes de la ingeniería de perforación y tiene como objetivo formular un programa de perforación con las siguientes características: Seguridad: Personal, Blowouts, fallas características, etc. Costo mínimo Usable: diámetro de pozo adecuado para la terminación sin daños a la formación. Proceso Principal • Establecer Objetivos • Identificar Alternativas • Alineación con el Negocio • DSD 1 VISUALIZACIÓN CONCEPTUALIZACIÓN DEFINICIÓN EJECUCIÓN EVALUACIÓN Post mortem & lecciones aprendidas Perforación Continuar Diferir / Cancelar Ajustar / Corregir Continuar Diferir / Cancelar Ajustar / Corregir Continuar Diferir / Cancelar Ajustar / Corregir • Seleccionar Alternativa • Completar Diseño •Necesidad de Materiales Críticos •DSD 2 • Programa detallado • Plan de Ejecución • Pedido de Materiales Críticos • DSD 3 • Delimitar Objetivos • Emplear mejores prácticas • Optimizar el uso de los recursos • Evaluación de Resultados • Compartir Lecciones Aprendidas
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 20 Gerenciamiento de Riesgos Visualización
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 21 Conceptualización Definición Definición preliminar de: Objetivos (Esquema preliminar tentativo) Cantidad de pozos a perforar. Plazos de tiempos. Requerimientos de geometrías de pozo. Requerimientos de producción (Capacidad de producción, requerimientos especiales, etc.). Requerimientos de información de pozo. Requerimientos de Terminación (mínimo ID de tubing, tipo de terminación, máx. OD, inyección de químicos, etc.). Requerimientos de ensayos (Pozo abierto, pozo entubado, después de completar, etc.). Estimulaciones requeridas (Fracturas, ácidos, N2, etc.). Cementaciones. Requerimientos ambientales y de seguridad. Responsable: G&G, Ing. Reservorio, Ing. Producción.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 22 PDDP/WOPCL Medio Ambiente de operación: Profundidad de agua, batimetría, subsuelo marino, meteorología, etc. Gas superficial, altimetría, colisión pozos vecinos, etc. Requerimientos ambientales (regulaciones, políticas, permisos, etc. G&G: Datos sísmicos y geológicos, columna estratigráfica, descripción litológica. Rasgos estructurales, fallas, inclinaciones (dip), mantos salinos, etc. Consideraciones de estabilidad de roca, esfuerzos tectónicos. Perfil de gradientes de Presiones (Poros y fracturas), temperaturas. Datos de pozos de referencias (offset wells). Programas de perforación, Master logs, Lecciones aprendidas. etc. Otras Compañías en el área. Ambiente operacional Recursos logísticos, personal, bases, transporte, etc. Información básica del mercado. Identificación de servicios en el área, contacto preliminar. Restricciones tecnológicas y comerciales del área. Responsable: ing. de perforación con: G&G, Ing. Reservorio, Ing. Producción, Legales, socios, reuniones y visitas al lugar. Datos PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIÓN Desde la planeación del pozo, se incluye un pro-grama para la toma de información que consiste en determinar los intervalos o profundidades en los que se corren registros, se cortan núcleos o se efectúa alguna prueba de producción. Registros Generalmente el uso de esta palabra está directamente relacionada con los registros de tipo geofísico. Sin embargo, existe otro tipo de registro llamado "Registro continuo de parámetros de perforación". Es un monitoreo, metro a metro, de las condiciones de perforación.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 23 Este registro puede efectuarse en un sólo intervalo o bien en todo el pozo e incluye la siguiente información: · Velocidad de perforación. · Exponente "d" y "dc" · Costo por metro perforado. · Peso sobre barren. · Velocidad de rotaria, R.P.M. · Horas de rotación. · Torsión. · Temperatura de entrada y salida del fluido. · Densidad de entrada y salida del lodo. · Contenido de cloruros en el fluido a la entrada y salida. · Detección de H S y CO. · Presión de bombeo. · Contenido de gas en el lodo. · Gas de conexión. · Litología. · Emboladas de la bomba. · Niveles en presas. · Densidad equivalente de circulación. · Presión de formación y de fractura. · Volumen de llenado. · Toneladas kilómetro acumuladas del cable de perforación.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 24 Además del registro anterior, también se incluye el programa en la toma de Registros Geofísicos que incluye principalmente los siguientes tipos: SP: Registro de potencial espontáneo. DIL: Registro doble inducción. DLL: Registro doble laterolog. RG: Registro de rayos Gamma. BHC: Registro sónico compensado. CNL: Registro neutrónico compensado. FDC: Registro de densidad compensado. LDT: Registro de litodensidad. HDT: Registro de echados de la formación. DR-CAL: Registro de desviación y calibre del aguje-ro. CBL: Registro de cementación. Diagrama de flujo Estimación de tiempos Distribución de tiempos. En el programa detallado para la perforación de un pozo, se tiene el tiempo estimado en perforar. La distribución de tiempos de los pozos vecinos previamente perforados sirven como referencia así como las estadísticas y el tiempo real que utilizaron por ejemplo: · Perforando. · Registros geofísicos. · Preparativos e introducción de T. R.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 25 · Preparativos y cementando. · Instalación o desmantelación de BOP´S o CSC (Preventores o conexiones superficiales de control). · Probando BOP´S o CSC. · Circulando. · Viajes, armar, desconectar. barrena., herramienta, tubería de perforación. · Desplazando fluidos. · Cortando y recuperando núcleo. · Rebajando cemento, pruebas de tuberías de revestimiento. · Servicios direccionales. · Deslizando y cortando cable. · Pláticas de seguridad o simulacros. · Esperando fraguado. Es muy importante correlacionar para las futuras programaciones y diseños de perforación en el mismo campo. En la figura se ilustra un formato de la distribución de tiempos en la perforación de un pozo.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 26 Registro de mechas En cada pozo que se va interviniendo se lleva un registro de mechas con la finalidad de programar en el próximo diseño de pozo las mechas ideales para cada formación y condiciones de operación óptimas de trabajo para cada etapa. La estadística consiste en: · Núm. de Mechas. · Características. · Rendimiento. · Condiciones de operación. · Fluido. · Desgaste. · Observaciones.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 27 Autorización de Gasto AFE AFE (Authorisation For Expenditure) – Es la herramienta utilizada para predecir el costo de un pozo propuesto. La “precisión” del AFE dependerá de la cantidad de información utilizada y el grado de maduración del programa. (+5% / -10%). Las Compañías Operadoras necesitan conocer el costo de la perforación, terminación ensayo y abandono de un pozo ya sea seco (dry hole) o productivo. Antes de obtener la aprobación para el inicio de las operaciones de perforación, el ingeniero a cargo del proyecto debe contar con el AFE aprobado. El AFE deberá contar con el detalle de todos los costos involucrados en el proyecto (Tangibles / Intangibles). Normalmente se definen como “Tangibles” a los equipos y herramientas que permanecerán en el pozo. Indicadores de Gestión Un indicador de gestión o KPI, del inglés key performance indicator, conocido como indicador clave de desempeño, (o también indicador clave de rendimiento) es una medida del nivel del desempeño de un proceso; el valor del indicador está directamente relacionado con un objetivo fijado de antemano. Normalmente se expresa en porcentaje. Un KPI se diseña para mostrar "cómo" se progresa en un aspecto concreto; en ese sentido indica rendimiento. Existen KPI para diversas áreas de una empresa: compras, logística, ventas, servicio al cliente... Las grandes compañías disponen de KPI que muestran si las acciones desarrolladas están dando sus frutos o si, por el contrario, no se progresa como se esperaba. Los indicadores clave de desempeño son mediciones financieras, o no financieras, utilizadas para cuantificar el grado de cumplimiento de los objetivos, reflejan el rendimiento de una organización y generalmente se recogen en su plan estratégico. Estos KPI se utilizan en inteligencia de negocio para reflejar el estado actual de un negocio y definir una línea de acción futura. El acto de monitorizar los indicadores clave de desempeño en tiempo real se conoce como «monitorización de actividad de negocio». Los indicadores de rendimiento son frecuentemente utilizados para "valorar" actividades complicadas de medir como los beneficios de desarrollos líderes, compromiso de empleados, servicio o satisfacción.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 28 4- GEOMECANICA Concepto de Presiones de Pozo DETERMINACIÓN DE LOS GRADIENTES DE PRESIÓN (FORMACIÓN Y FRACTURA) La búsqueda de hidrocarburos ha obligado a perforar a mayores profundidades. Esto exige a la Industria Petrolera retos cada vez mayores y difíciles de vencer. Entre estos retos, se encuentra la determinación adecuada de la densidad del lodo para atravesar las diferentes capas terrestres, la determinación del asentamiento de las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo. El conocimiento exacto de los gradientes de formación y de fractura, juegan un papel de gran importancia en las operaciones de perforación y terminación de pozos. Constituyen la base fundamental para la óptima programación del lodo de perforación y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberías de revestimiento para mantener el control del pozo. Con programas de perforación bien planea -dos se reduce el daño causado por el lodo a las formaciones productoras, se aumenta al máximo el ritmo de penetración y se disminuyen considerable-mente los problemas provocados por un mal asentamiento de las tuberías de revestimiento, especial -mente en zonas con presión anormal donde la presión de formación puede estar muy cercana a la de fractura. Por lo que, el entendimiento del origen, la detección y evaluación de las presiones de formación y de fractura es sumamente importante, especialmente en la perforación de tipo exploratorio.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 29 El método más efectivo para planear la perforación de un pozo y determinar cómo se llevará el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones. En el perfil se comparan las relaciones entre la presión de formación, el gradiente de fractura y el peso del lodo a utilizar durante la perforación. Tiene más relevancia cuando se trata de un pozo sobre presionado. El conocimiento de ciertos principios geológicos y leyes físicas es útil para comprender el estudio de presiones anormales. Sin embargo, la interpretación real de los datos generados durante la perforación y aquellos obtenidos de los registros geofísicos, está basada principalmente en la experiencia. Por ello la interpretación práctica de datos de campo nos dará la mejor evaluación de los gradientes de formación y de fractura. El estudio y conocimiento de las presiones de: Poro, Fractura y sobrecarga, son determinantes para: Una selección óptima de los puntos de asentamiento de tuberías (casing points). Adecuar selección de la densidad del lodo a utilizar: - Evitar la pega de tubería (aprisionamientos). - Tener control del pozo. - Evitar pérdidas de circulación. Presión de Poro También llamada Presión de Formación. Es la presión actuante en los fluidos contenidos en los espacios porales de la roca. Es normalmente llamada presión de formación. Todas las rocas sedimentarias poseen porosidad. Si los espacios porales están conectados hasta superficie, entonces la presión de formación será igual a la presión hidrostática generada por el peso del fluido contenido en la roca. En este estado “normal de presiones” la presión de la matriz (grain to grain pressure) soporta las fuerzas del overburden. Presiones menores a la Hidrostática son denominadas presiones subnormales y presiones mayores a la Hidrostática son llamadas sobrepresiones. Presión Hidrostática Presión ejercida por una columna de fluido. Es función de la densidad del fluido y la profundidad.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 30 Presión de Fractura Es el límite máximo de equilibrio entre la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido de perforación y la resistencia de la roca, dada, en parte por la presión del fluido existente en el espacio poral (presión de poro) y también por la secuencia de comparación de la roca. Presión de Sobrecarga La presión de “overburden” es el resultado del peso combinado de la matriz de la formación (roca) y los fluidos (agua, petróleo, gas) en los espacios porales de la misma. Normalmente se asume que la presión de overburden aumenta uniformemente con la profundidad. Se puede considerar un gradiente de overburden normal: 1,0 psi/ft. La predicción de las presiones anormales, es una parte integral de la planeación de un pozo. La de-terminación de las presiones mientras se perfora el pozo también es importante. Si éstas son sustancialmente diferentes a las calculadas con anterioridad, se necesitara hacer grandes cambios al programa de perforación, y en el peor de los casos, el pozo deberá abandonarse. Se hace una breve descripción de las técnicas usa-das para la predicción y la cuantificación de las geo-presiones: Antes de la perforación Se caracteriza por el uso de las técnicas geofísicas de sismología. Durante la perforación Utiliza datos y muestras obtenidas durante la perforación del pozo. Después de la perforación Utiliza la información de mediciones de parámetros efectuadas después de la perforación.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 31 Gradiente de Presión Durante las operaciones de perforación es una práctica estándar expresar todos los gradientes de presión en términos de Densidad Equivalente de Lodo (EMW) (lbs . /gal). Los gradientes de presión varían según la característica del fluido: ( ) 𝑝 ( ) 𝑝 ( ) 𝑝 Perfil de Presión
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 32 Perfil de Gradiente de presión
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 33 Estimación de las presiones de formación El propósito de la selección de los puntos de asentamientos de la tubería es alcanzar los objetivos del pozo con la mayor seguridad posible y la menor cantidad de secciones. Es un balance entre riesgos y costos. Selección Puntos de Asentamiento de la tubería La selección de los puntos de asentamientos se basan en: Las presiones de poros y fracturas. La profundidad final y los requerimientos del diámetro en la zona productora, terminación, ensayos y registros eléctricos. Otras condiciones tales como:  Zonas someras de gas.  Zonas de pérdidas o derrumbes.  Zonas de presión diferencial.  Zonas de sal.  Regulaciones ambientales.  Zonas sobre presurizadas, kick tolerance, etc. Una vez seleccionada las profundidades de los zapatos se debe determinar las tolerancias al Kick asociadas a dichas profundidades. Comenzando de abajo (TD) hacia superficie para determinar KT para cada caso para ajustarlas de ser necesario.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 34 Pruebas de Integridad de la formación LOT LOT (Leak Off Test) La presión se eleva hasta que se fracturan la formación y ese punto se conoce como presión de fuga (leak off). Prueba de Integridad de Formación (LOT)  Baje y cemente el revestidor.  Perfore 10’ por debajo de la zapata.  Cierre BOP.  Bombee lentamente y monitoree la presión.  Máximo Peso del Fluido en función de los datos del LOT. 𝑝𝑝 = (𝐿𝑒 𝑘 𝑜 𝑝𝑟𝑒 𝑢𝑟𝑒, 𝑝 ) ÷ 0.052 ÷ (𝑐 𝑛 ℎ𝑜𝑒 , . ) + (𝑚𝑢 𝑤𝑒 ℎ , 𝑝𝑝 ).
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 35 Relación “Ideal” entre la presión de bombeo y el tiempo o volumen del fluido inyectado durante un LOT. Ejemplo Presión de Leak off = 1140 psi. Profundidad de la zapata TVD = 4000 ft. Peso del lodo= 10.0 ppg. ppg = 1140 psi ÷ 0.052 ÷ 4000 ft + 10.0 ppg. ppg = 15.48.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 36 FIT FIT (Formation Integrity Test) En esta prueba no se alcanza el punto de fractura. La presión se eleva hasta un valor predeterminado dependiendo del peso estimado del fluido de perforación a ser utilizado en la próxima sección. Relación “Ideal” entre la presión de bombeo y el tiempo o volumen del fluido inyectado durante un XLOT (LOT extendido). CIT CIT (Casing Integrity Test) Comprende la prueba de todo el pozo por medio de un empaquetador (packer) que permite la prueba de ciertas zonas. La confiabilidad de la integridad de la tubería es muy importante por varia razones que incluyen el soporte del pozo perforado, previene la perdida de fluidos que pueden contaminar las zonas productivas, provee también una superficie suave para la instalación de equipamiento de producción , permite el flujo o producción de petróleo y/o gas en los pozos sin perdidas que pueden invadir la formación.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 37 5- TUBERÍA Factores que afectan el asentamiento de la tubería Es importante recalcar que en la elaboración de un programa de perforación se debe poner especial atención en los asentamientos de las tuberías de revestimiento, ya que en algunas ocasiones se toman como base la de los pozos vecinos y si fueron asentadas a profundidades donde queda muy justa la densidad máxima del lodo a utilizar en la siguiente etapa. El gradiente de fractura en la zapata puede dar como resultado que durante la perforación se presenten pérdidas de circulación con sus consecuentes problemas, que en ocasiones se requiere cementar tuberías cortas, para solucionar estos problemas, encareciendo el costo del pozo por el tiempo y recursos consumidos. La Tubería es una parte esencial de la perforación y terminación del pozo. Consiste de tramos de tubería de acero ya sean roscados o sol-dados uno a otro, para formar un conducto desde la profundidad deseada hasta la superficie. Los diseños más comunes contemplan las siguientes tuberías de revestimiento: 1- Tubería de revestimiento conductora. 2- Tubería superficial. 3- Tubería intermedia. 4- Tubería de explotación.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 38 Esta última tubería está diseñada para soportar la máxima presión del fondo de la formación productora y debe evaluarse para que también resista las presiones que se manejarán en caso que el pozo se fracture para aumentar su productividad. En el diseño del pozo, ésta se coloca arriba y a través de la zona productora, para evitar derrumbes y mantener el agujero limpio. El diámetro de la tubería de explotación está en función de los requerimientos, expectativas, y características del yacimiento primordialmente aunque puede verse afectada por efectos de la profundidad, formación, los fluidos de control y problemática es-perada, verificando los esfuerzos a que estará sometida; es decir debe diseñarse de acuerdo a los requerimientos de producción, estimulación y reparación. Selección de puntos de asentamiento de la tubería Factores que afectan la selección de la profundidad de asentamiento de las tuberías:  Control del pozo.  Gas superficial.  Zonas de pérdidas de circulación.  Estabilidad de las formaciones expuestas en función del tiempo.  Estabilidad de las formaciones respecto a la densidad y/o ECD.  Riesgo de pegamiento por presión diferencial.  Geometría requerida del pozo – Perfil direccional.  Requerimientos de Sidetrack.  Acuíferos que deben ser cubiertos.  Limpieza del pozo.  Secciones salinas (solubles).  Cambios de presión de las formaciones (poral y/o de fractura).  Competencia de las formaciones.  Incertidumbre en las estimaciones de profundidad y presión.  ECD en el zapato. Tolerancia a la Surgencia Kick tolerance La Tolerancia a la Surgencia (Kick Tolerance) es el máximo volumen de gas que puede ser circulado sin causar fracturas en la formación en la parte más débil del pozo (usualmente el zapato de la última tubería colocada). Es una medida de la integr idad del pozo y además brinda un margen de seguridad de operación en términos de capacidad de control del pozo.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 39 El primer paso es determinar cuál es la máxima altura de fluido que puede entrar al pozo cuando alcanza el zapato de la tubería. TD = Prof. Total. Dshoe = Prof. Zapata. Hshoe = Altura de fluido entrado. ρmud = densidad lodo. ρshoe = densidad influjo en zapato. Las tolerancias de arremetidas (Kick Tolerance) se deberán calcular considerando los siguientes factores de intensidad:  0,06sg (0,5ppg) en operaciones de desarrollo.  0,12sg (1,0ppg) en operaciones de exploración/avanzada aplicadas por encima de la presión de formación prevista en el diseño del pozo o la presión de formación estimada actual durante la perforación. Evaluación geométrica • Seleccionar diámetro de Tubing de acuerdo al tipo de fluido y las condiciones esperadas de flujo. • Seleccionar el diámetro de Casing/Liner de Producción de acuerdo a la Tubería de producción y sistema de extracción seleccionado. • Seleccionar diámetros de Casing/Liners de acuerdo a los tamaños de broca y huelgos requeridos. Siempre que sea posible, utilizar dimensiones estándar de tubería y accesorios. • Seleccionar tipo de conexiones roscadas considerando requerimientos de diámetro, huelgos y condiciones fluidos- dinámicas del pozo. • Controlar los huelgos requeridos para un correcto trabajo de cementación y corrida de los tubulares. • Evaluar fuerzas de arrastre en función a la trayectoria del pozo. Características geométricas y mecánicas de la tubería de revestimiento y tubería de producción. Principios: El propósito de la selección de los puntos de asentamientos de la tubería, es alcanzar los objetivos del pozo con la mayor seguridad posible y la menor cantidad de secciones. Es un balance entre riesgos y costos.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 40 La selección de los puntos de asentamientos se basan en: Las presiones de poros y fracturas, incluyendo su variación por el ángulo y rumbo del pozo. La profundidad final y los requerimientos del diámetro en la zona productora, terminación, ensayos y registros eléctricos. Otros puntos a considerar son Zonas someras de gas, zonas de pérdidas o derrumbes, zonas de presión diferencial, zonas de sal, regulaciones ambientales, zonas sobre presurizadas, kick tolerance.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 41 Huelgos (over-lapping) Huelgos Huelgo entre Casing y Tubing: • Diámetros de Casing estándar o no estándar. • Casing con diámetro de pasaje (drift) regular. • Casing con diámetro de pasaje especial (drift especial). • Diámetros de Tubing estándar. • Diámetro exterior de conexiones de Tubing. • Tamaños de accesorios de Tubing deben ser tenidos en cuenta. Huelgo entre Casing y Broc: • Diámetro de pasaje (drift) Regular. • Diámetro de pasaje especial (drift especial). • Diámetros de Brocas estándar. • Diámetros de Especiales especiales. • “Under reamer” o Mechas bicéntricas. Huelgos para casing de Contingencia: • Deben ser considerados en caso de formaciones problemáticas.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 42 Selección de diámetros Líneas sólidas indican mechas comúnmente usados para un dado diámetro de tubo. Líneas sólidas indican huelgos adecuados para instalar y cementar el casing o liner. Líneas cortadas indican tamaños de hoyo poco comunes.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 43 La selección por un camino de línea cortada requiere especial atención a: – El tipo de conexión. – Las propiedades del Lodo, densidad, viscosidad y fluencia. – El proceso de cementación. – Doglegs y trayectoria. Regla del pulgar Huelgos. Regla del pulgar: • Huelgo Diametral = Diámetro Drift – OD conexión tubería subsiguiente Enfoque Tradicional: Huelgo Diametral debe ser 1.0” a 1.5” para una instalación confortable” del casing. • Huelgo Pozo abierto a Tubo = Diámetro pozo – OD conexión del Casing o Liner. – Enfoque Tradicional: • Para conductor de gran OD, Casing de superficie e intermedios: ~ • 6 pulgadas. • Para Casing de medio y bajo OD y Liners: ~ 2 pulgadas (o requerimiento para satisfacer cementación. – Estas reglas del pulgar no diferencian por variables de aplicación, como: Profundidad. Propiedades del Lodo. Surgencia. Número de tramos diferentes de casing y liner. Profundidad del pozo. Presiones de Formación y fractura. Diseño Mecánico • Planteo de hipótesis de carga con la identificación de las mismas. • Estimación de la magnitud de las cargas. – Cálculo de las Cargas principales vs. Profundidad. Cargas axiales, tensión y compresión. Cargas de Presión Interna. Cargas de Presión Externa. Otras cargas no convencionales. • Cálculo de la capacidad de la tubería para resistir las cargas. La resisten cia de los tubos debe ser suficiente para contener los efectos de las cargas. • Chequeo del diseño y selección de las tuberías.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 44 Corrosión • Definición del ambiente de servicio (corrosivo o no corrosivo). • Selección de materiales resistentes a la corrosión y a la erosión. • Plan de integridad. 6- FLUIDO DE PERFORACION Introducción y Circuito Uno de los aspectos más importantes en el diseño de un pozo es la selección del fluido de perforación. Parte de los problemas que ocurren durante la perforación de los pozos están relacionadas directa o indirectamente con el tipo y las propiedades de dicho fluido. Entre otros, se encuentran las pérdidas de circulación, los brotes, resistencias y atrapamientos de sarta por inestabilidad de la formación, pegaduras por presión diferencial, bajos ritmos de penetración, y daño a la formación productora. La selección del fluido de perforación debe hacerse de acuerdo a las condiciones y problemáticas específicas del campo a perforar. Cada etapa del programa se debe analizar detalladamente. Los problemas registrados en los pozos vecinos dan indicios de las áreas de oportunidad que se deben enfocar a fin de optimizar el programa de fluidos. Mediante una adecuada selección, se puede eliminar una buena parte de los problemas mencionados. La información que debe recabarse durante el proceso de selección del fluido de perforación, se refiere a las presiones de poro y fractura, antecedentes de pérdidas de circulación o de brotes, litología (presencia de lutitas hidratables, intercalaciones de sal, etc.), temperatura, y presencia de fluidos contaminantes (agua salada, CO2 y H2S). Un aspecto que ha tomado gran importancia en este proceso, es la protección al medio ambiente. De hecho, este último ha originado que se dejen de utilizar sistemas de fluidos de perforación que en años anteriores dieron buenos resultados, pero que contienen productos altamente tóxicos para el medio ambiente, tales como el Cromo-ligno-sulfonato Emulsionado. Estos han sido sustituidos por lodos inhibidos a base de polímeros o cálcicos, entre otros.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 45 Funciones del fluido  Sacar los recortes de terreno, generados por el trépano, del pozo.  Controlar las presiones de Formación.  Suspender los recortes al interrumpir el bombeo, y permitir su fácil remoción en superficie.  Sellar las Formaciones Permeables.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 46  Mantener la estabilidad del hueco.  Minimizar el Daño de Formación.  Enfriar, lubricar y proteger la mechay columna perforadora.  Transmitir Potencia hidráulica a motores de fondo y trépano.  Facilitar la adecuada evaluación de las Formaciones atravesadas.  Controlar la corrosión de las partes metálicas.  Facilitar la Cementación y terminación del pozo.  Minimizar el impacto sobre el Medio Ambiente. 1 – Sacar los recortes de terreno del pozo. A medida que se generan recortes de terreno (cuttings) por la acción de la mecha de perforación, o desmoronamientos (breakouts, cavings) por la condición del pozo, los mismos deben ser evacuados del pozo. Para cumplir este objetivo el Fluido de Perforación es impulsado por las bombas al pozo, por el interior de la columna perforadora, hasta salir por las boquillas del trépano. Ascendiendo luego por el espacio anular entre el exterior del sondeo y las paredes del pozo, o interior de las tuberías anteriores existentes. En su camino el lodo “barre” y arrastra los recortes hasta que, rebalsando por la salida lateral, pasa por las zarandas de las piletas, adonde comienzan a ser removidos del fluido. La remoción de los recortes, limpieza del pozo, es afectada por variables como la ROP (velocidad de perforación), diámetro del pozo, geometría de la herramienta (diámetros externos, longitudes, etc.) y del pozo, tamaño de los recortes, densidades del fluido y de los recortes, caudal de la bomba, Reología del lodo (Viscosidad, Punto de Fluencia, n, K), revoluciones de la mesa (rpm) y otros.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 47 2 - Controlar las Presiones de Formación: Para asegurar una Perforación segura de pozos se debe evitar el ingreso de los Fluidos de Formación al pozo. Esto se logra mediante el aumento de la Densidad (MW) o Peso Específico del Fluido de Perforación. Se recomienda que la densidad esté 0,5 ppg por encima de la mayor Presión Poral esperada. El incremento de la Densidad, se obtiene mediante el agregado de Carbonato de Calcio, Baritina u otros densificantes, y permite aumentar la Presión Hidrostática sobre las Formaciones, hasta superar las Presiones Porales. Esto permite evitar las surgencias descontroladas (Blowouts o Kicks) de los fluidos de formación que representan un serio riesgo para la Seguridad de la gente y los equipos. En algunas áreas de Latino América de profundidades superficiales se tienen Gradientes inferiores al normal de 0,433 psi/pie, equivalente a 8,33 lb/gal (1 kg/lt = 1 gr/cm3). En áreas donde se tienen pozos profundos se pueden requerir más de 17,0 ppg (2,0 kg/lt) de Densidad.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 48 3 – Suspender los recortes al interrumpir el bombeo, y permitir su fácil remoción en superficie. Tixotropía – Geles. El fluido de Perforación debe poder mantener en suspensión los recortes, los sólidos densificantes, y otros aditivos, en un amplio rango de temperaturas y presiones. Simultáneamente debe permitir la fácil remoción de los recortes (cuttings) por lo s equipos de control de sólidos en superficie para evitar su reciclado y remolido. La decantación indeseada de los sólidos en el pozo puede conducir a aprisionamientos, cortes de circulación, arrastres y asentamientos de la herramienta, elevadas presiones de bombeo, etc. La decantación del densificante (sag o sagging) es un fenómeno conocido e indeseable por las variaciones de densidad a lo largo del pozo.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 49 Indicadores de Decantación Lodo liviano seguido de lodo pesado cuando se circula “fondo arriba” (bottoms -up). Presiones Anormales en la línea de alta (standpipe) – efecto tubo en U debido al lodo más denso en el espacio anular. Elevadas ECDs, pérdidas de lodo – rotación del BHA en las camas de baritina decantada. Alto torque y arrastre – contacto entre el sondeo / baritina decantada. Surgencias o kicks Inesperados debido a la columna de lodo alivianada. 4 – Sellar las Formaciones Permeables. La Permeabilidad es la propiedad de las Formaciones porosas que permite que los fluidos fluyan a través suyo. Para producir hidrocarburos las formaciones deben ser permeables a ellos. Como deseamos que la Presión Hidrostática sea superior a las Presiones Porales o de Formación (Punto 2) el filtrado del lodo, y a veces el lodo mismo penetra en la Formación. Se debe obtener la generación rápida de un revoque fino, plástico e impermeable. Es el revoque (cake) sobre la cara del pozo en las Formaciones Permeables, el medio para minimizar la invasión de sólidos y fluidos. • MECANISMO – Zona invadida (sólidos + líquidos) Pf – Presión que el fluido ejerce revoque externo Pp - Presión da formación Zona no contaminada Una inadecuada distribución del tamaño de los sólidos y los aditivos presentes en el lodo, conducirá a generar revoques gruesos y semi-permeables, generando arrastres y asentamientos en maniobras, admisiones o pérdidas inducidas, y Daño de Formación. Una alta concentración de sólidos es indeseable desde todo punto de vista del pozo, del fluido, y del equipamiento.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 50 5 – Mantener la estabilidad del pozo. La estabilidad del hueco es un balance complejo de factores mecánicos (presiones y tensiones) y químicos. La composición química y las propiedades físicas (densidad, reología, filtrado) del lodo deben adecuarse para conferir estabilidad al pozo hasta que una tubería de revestimiento (casing) se baje y cemente en la profundidad programada. La composición química del lodo debe ser afín y compatible a la de los fluidos presentes en la formación. 6 – Minimizar el Daño de Formación. Cualquier reducción en la Permeabilidad o Porosidad originales de las Formaciones implica una reducción en la Producción de Hidrocarburo, esto es llamado Daño de Formación. Esto puede ser consecuencia de taponamiento de los poros por los sólidos del lodo (sólidos perforados o aditivos agregados), deposición de precipitados insolubles por incompatibilidad química entre el lodo y los fluidos de formación, cambios en la mojabilidad de las rocas, alteración de las saturaciones relativas cerca de la cara del pozo, etc. Generalmente se usa el Skin Factor, o la caída de presión necesaria para que el pozo produzca (draw down pressure) para determinar el grado de daño. Las admisiones y pérdidas de lodo en la Zona de Interés, los filtrados elevados y revoques pobres, el exceso de sólidos finos o ultra finos, son todos factores a minimizar para acotar el Daño de Formación. 7 – Enfriar, lubricar y proteger la mechay columna perforadora. Para romper (cortar) el terreno la mecha requiere una importante cantidad de energía mecánica e hidráulica, la que es disipada como calor. La circulación del lodo enfría el trépano, y la columna transfiriendo y evacuando el exceso de calor desde el trépano, y columna perforadora. La Densidad del lodo debe ser suficiente para contener las tensiones mecánicas de las formaciones (tectónica y orientación de los esfuerzos). La inestabilidad del pozo se detecta por los breakouts - desmoronamientos en zarandas (lajas de terreno de diversos tamaños, pero no cortados por el trépano), arrastres y asentamientos del sondeo, sobrepresiones, etc.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 51 Debido al Gradiente Térmico normal, la temperatura del terreno se incrementa en unos 3°/100 metros, por lo que, al circular desde superficie, enfría el fondo del pozo más caliente. Un lodo con buen Coeficiente de Lubricidad reduce la fricción de la columna perforadora contra las paredes del pozo, esto disminuirá la energía requerida para girar el sondeo, reduciendo el calor disipado por rozamiento. También reduce el arrastre y asentamiento en maniobras y agregados. 8 – Transmitir Potencia hidráulica a motores de fondo y trépano. La energía Hidráulica debe ser aprovechada para maximizar las ROP, y a facilitar la remoción de los cuttings del frente del trépano. También provee la energía necesaria a los motores de fondo para rotar el trépano, y para las lecturas de herram ientas especiales como el MWD (Measure While Drilling), y el LWD (Logging While Drilling). Es posible hacer una adecuada selección de las boquillas dla mechapara optimizar el uso de la Energía Hidráulica (Presión y caudal) provista por la bomba de lodo en superficie. La Potencia Hidráulica de las bombas, las pérdidas de carga dentro del sondeo y en el anular, la máxima presión disponible de bomba, la Densidad y reología del lodo, afectan los resultados. Los Lodos Tixotrópicos, de bajos sólidos, son los más eficientes para transmitir Potencia Hidráulica al Trépano. 9 – Facilitar la evaluación de las Formaciones atravesadas. La evaluación exacta de la Formaciones atravesadas es clave para el éxito de la perforación, Terminación y producción, sobre todo en pozos de exploración. Las propiedades físicas y químicas del lodo pueden afectar la evaluación de las Formaciones. Las Cabinas de control geológico examinan los recortes buscando signos de hidrocarburos, y para determinar su composición y características. Se monitorea el gas, parámetros de perforación y del lodo. Algunas veces se perforan secciones cilíndricas de Formación (testigos corona) para su estudio y evaluación en laboratorios. Los Perfiles eléctricos a pozo abierto y su interpretación son afectados por la zona invadida, el cáliper del pozo y las propiedades del lodo. Lo mismo sucede con ensayos de DST (producción), FIT y LOT (integridad). 10 – Controlar la corrosión de las partes metálicas. La columna de perforación, la tubería, las bombas y líneas están en contacto permanente con el fluido de perforación, y son susceptibles a sufrir diferentes formas de corrosión que reducen su vida útil.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 52 Los gases disueltos, como el Oxígeno o el Dióxido de Carbono, pueden generar severos problemas de corrosión. La presencia de corrientes galvánicas, bacterias sulfato reductoras, bajos PH, sales en el lodo, son factores a contemplar para un adecuado control de la corrosión. El uso de anillos de corrosión en la columna, o cupones en las piletas, ayuda al monitoreo de la corrosión y la selección de los mejores aditivos para minimizarla. Equipos de superficie que produzcan la aireación del lodo, o valores reológicos que favorezcan al entrampamiento de gases, requerirán cuidados adicionales. 11 – Facilitar la Cementación y Terminación del pozo. El fluido de perforación debe generar un hueco en el cual se pueda bajar y cementar la tubería de aislación de manera efectiva, así como facilitar las operaciones de Terminación del pozo. La cementación para aislar las diferentes capas productivas es clave para una buena Terminación del pozo. Durante la bajada de tubería el lodo debe mantenerse fluido, minimizando las presiones de pistoneo, de manera de no inducir admisiones. Un lodo con bajos geles, lubricado y con bajos sólidos, y un pozo en cáliper, sin revoques gruesos en zonas permeables, facilita la bajada del casing y una buena cementación. En la Terminación las operaciones de punzado, pistoneo de capas, y fracturas hidráulicas o ácidos se benefician cuando se han cuidado las propiedades físico - químicas del fluido de perforación. 12 – Minimizar el impacto sobre el Medio Ambiente. Al perforar pozos se suelen atravesar napas de agua dulce, y eventualmente, al final del pozo, el lodo y los recortes se transforman en efluentes de la perforación. Es fundamental la disposición responsable de los mismos. El fluido base del lodo, así como los aditivos que se formulan, deben ser ambientalmente amigables. Existen Legislaciones cada vez más estrictas con respecto al contenido de metales pesados o Hidrocarburos en los efluentes. Los lodos base hidrocarburo, empleados en zonas problemáticas donde la actividad química es factor determinante, requieren equipos y técnicas especiales y, generalmente, costosas para su disposición final.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 53 Tipos de fluido LODO BASE AGUA Fluidos de Perforación base Agua (WBM). Son los más usados, tanto onshore como offshore. Su relativo bajo costo, y las limitaciones ambientales, más que técnicas, los favorecen. Fluidos de Perforación Base agua dulce. 1.1.1 – Dispersos = alta bentonita, dispersante, polímeros RF. 1.1.2 – Bajos sólidos/Polimérico = baja bentonita, polímeros RF y viscosificantes. 1.1.3 – Dulce PHPA = baja bentonita, PHPA (Poli Acrilamida Parcialmente Hidrolizada), polímeros RF y viscosificantes. 1.1.4 – Libre de sólidos = polímeros RF y viscosificantes, Carbonatos de Calcio granulométricos, glicoles, etc. Fluidos de Perforación Base agua salada. 1.2.1 – Base KCl = sistemas similares a 1.1.2, 1.1.3 y 1.1.4, pero “inhibidos” con KCl. 1.2.2 – Base Agua de mar = Sistemas similares a 1.1.2 y 1.1.4, se trabajan a pH > 10 para controlar Calcio y Magnesio.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 54 ADITIVOS COMUNES EN FLUIDOS BASE AGUA (WBM). Todos los aditivos poseen un efecto primario o ppal., y varios secundarios, algunos deseables, y otros indeseables. Se debe poner atención a la concentración, el medio en que se usa, la temperatura y las interacciones entre aditivos. Viscosificantes: Viscosidad para acarreo y limpieza, geles. Revoque. 2.1.1 – Bentonita – arcilla montmorillonítica, uso de 15 a 120 kg/m3. 2.1.2 – Goma Xántica (XCD-XG) – polímero natural, resiste contaminaciones, limitación por temperatura y bacterias. Brinda Geles. Uso 1,0 a 6,0 kg/m3. 2.1.3 – HEC – Polímero sintético, Hidroxi-Etil-Celulosa. Resiste contaminación, temperatura y bacterias. No brinda Geles. Uso 2 a 5 kg/m3. 2.1.4 – Goma Guar – Polímero natural, resiste contaminaciones, limitado por temperatura y bacterias. Requiere más concentración para generar Geles. Uso de 6,0 a 14 kg/m3. 2.1.5 – Extendedor de bentonita. – Polímeros sintéticos, no resisten contaminaciones, para reología, no controlan Filtrado. Uso 0,10 a 0,30 kg/m3. COMPORTAMIENTO DE LA BENTONITA 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% Porcentaje de bentonita (en peso) Arcilla nativa Sub bentonita Bentonita de alta calidad Bentonita estandar COMPORTAMIENTO DE LA BENTONITA 0 5 10 15 20 25 30 35 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% Porcentaje de bentonita (en peso) Visc osidad plastica (c ps) Arcilla nativa Sub bentonita Bentonita de alta calidad Bentonita estandar Fig.5
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 55 Densificantes: Incrementar la Densidad del lodo, para controlar el ingreso de fluidos de formación. Presión Hidrostática. 2.2.1 –Baritina – Sulfato de Bario. Densidad entre 3,8 a 4,2 g/cm3. Usado para densificar hasta 2400 kg/m3 (20,0 ppg). 2.2.2 – Carbonato de Calcio – Densificante. Densidad 2,7 g/cm3. Por menor densidad requiere agregados en mayor concentración, más sólidos. Usado para densificar hasta 1200 kg/m3 (10,0 ppg). 2.2.3 –Hematita – Óxido de hierro. Erosivo para las partes metálicas. Densidad 4,8 g/l. Uso para densificar hasta 3100 kg/m3 (25,8 ppg). 2.2.4 – Densol – Carbonato de Estroncio. Densidad 3,4 g/cm3. Usado para densificar hasta 1800 kg/m3 (15,0 ppg). Controlar Calidad – Distribución de tamaños, densidad, contaminantes. Reductores de Filtrado: Formar revoque en formaciones permeables, reducir filtrado del lodo a Formación. 2.3.1 – Almidón y derivados = Origen orgánico, para inyecciones saladas saturadas, o encaladas. Resiste contaminaciones. Sufre ataques bacterianos, se degrada por temperatura. Uso 8 a 16 kg/m3. 2.3.2 – CMC = CarboxiMetilCelulosa, semi sintético, uso más extendido. Sensible a contaminaciones, sufre ataque bacteriano (aunque menos). Uso 4 a 8 lg/m3. 2.3.3 – PAC = CelulosaPoliAniónica. Es CMC purificada, con mayor Grado de Substitución. Sintético. Resistente a contaminaciones y bacterias. Uso 2 a 5 kg/m3. 2.3.4 – PoliAcrilato de Sodio = Polímero sintético (Cypan), resiste bacterias y temperatura, no resiste contaminaciones. Uso 1 a 3 kg/m3. Controlar Calidad – Concentración de uso, límites de temperatura, resistencia a contaminantes, etc. Inhibidores de arcillas: Controlar la hidratación y dispersión de las arcillas de formación. 2.4.1 – Cloruro de Potasio (KCl) - Inhibidor de arcillas muy extendido. Uso 1 a 8% (10 a 80 kg/m3). Peligroso si se pasa de concentración, “seca” o deshidrata las formaciones in-estabilizándolas. Consideraciones ambientales. 2.4.2 – Calcio (Ca2+) - Se emplea en Sistemas encalados (con cal) alto pH > 11, o en Sistemas al Yeso, bajo pH > 8. Uso 6 a 18 kg/m3. 2.4.3 – Cloruro de Sodio (sal - NaCl) - para salmueras saturadas o al atravesar domos salinos. Uso hasta 200 kg/m3 (saturación). Consideraciones ambientales.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 56 2.4.4 – Otras sales - Cloruro de Calcio, Formiatos de Na o K, altas densidades con fluidos sin sólidos suspendidos. Acetato de K. Uso 2 a 7 kg/m3. Diferente impacto ambiental, depende de concentración. 2.4.5 – Glicoles – Polialcoholes, líquidos sintéticos. Retardadores de hidratación. Temperatura de aplicación. Uso 1 a 10% (10 a 100 l/m3). 2.4.6 – PHPA – PoliacrilAmida Parcialmente Hidrolizada. Encapsulante de arcillas, retardador de hidratación. Sensible al Calcio y Magnesio. Resiste cloruros, bacterias y temperatura. Uso 2,0 a 7,0 kg/m3. Se controla PHPA libre (1 a 1,5 kg/m3). Polímero sintético largo, dudas sobre su impacto en Daño de Formación. Aniónica, Catiónica o Neutra. 2.4.7 – PoliAminas – Líquidos sintéticos. Inhibidor de arcillas. Bajo impacto ambiental. Uso 4,0 a 20,0 l/m3. 2.4.8 – Sales de Aluminio – Sales Organo-metálicas, alto pH, generan precipitados instantáneos en la cara del pozo. 2.4.9 – Silicatos – Líquidos de alto pH, mismo principio que el anterior. 2.4.9 – Otros – Existen y se desarrollan en el mercado nuevos aditivos para controlar/inhibir los sólidos activos de formación minimizando el impacto ambiental. Control de pH: Mantener el pH del lodo en la zona alcalina (óptimo entre 7,5 a 8,5), pH de 10 y mayores activan ciertas arcillas y degradan los polímeros. 2.5.1 – Soda Caustica – Hidróxido de sodio (NaOH). Producto caustico agresivo. Uso 0,5 a 2,0 kg/m3. 2.5.2 – Potasa caustica – Hidróxido de Potasio (KOH). Producto caustico. Menos activo que la soda caustica. Uso 2,0 a 6,0 l/m3. 2.5.3 – Cal hidratada – Hidróxido de Calcio (Ca(OH)2 ). Para lodos a la cal, emulsiones inversas, contaminaciones de Carbonato/Bicarbonato. Uso 0,5 a 14,0 kg/m3. 2.5.4 – Óxidos de Magnesio (OMg) – brinda un pH menos agresivo al no liberar oxhidrilos (OH-), alrededor de 10. Materiales para pérdidas (LCM): Sellar las formaciones fisuradas, muy permeables, o fracturadas. Restablecer el flujo normal de lodo a superficie. Usar mezcla de materiales, diversos tamaños. 2.6.1 – Carbonato De Calcio – Material granular inerte. Se muelen a diferentes granulometrías en rangos escogidos. Para sellar arenas o fisuras hasta 500 micrones como máximo. Diseñar tamaño y concentración de acuerdo a formación problema. Para baches o continuo. Uso 20,0 a 150,0 kg/m3.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 57 2.6.2 – Mica – Material mineral laminar. Recubrimiento superficial. Para baches. Uso 10,0 a 60,0 kg/m3. 2.6.3 – Fibras celulósicas – Material semi sintético fibroso. Para Baches. Recubrimiento superficial. Uso 15,0 a 60,0 kg/m3. 2.6.4 – Bentonita granulada – Material granular hidratable. Adecuado para pérdidas totales, requiere tiempo de hidratación (maniobra). Uso 80 a 150 kg/m3. 2.6.4 – Mezclas – Combina LCM granulares, laminares y fibrosos. 2.6.7 – Otros – Existen aditivos y desarrollos basados en cambios de mojabilidad, fortalecimiento de las paredes, etc. Tenso-activos: Variar mojabilidad de la formación, reducir la tensión interfacial. 2.7.1 – Detergentes – Baja la tensión interfacial. Moja más las formaciones, para perforar arenas, calizas, tobas. Uso 5,0 a 8,0 l/m3. 2.7.2 – Surfactantes – Cambia la mojabilidad de los sólidos, recomendado para perforar arcillas. Sólidos repelentes al agua, retarda hidratación arcillas, y embolamiento trépano. Uso 6,0 a 10,0 l/m3. 2.7.3 – Emulsionantes – Favorecen la emulsión de hidrocarburos, en caso de aportes, en agua. Uso 4,0 a 15,0 l/m3. 2.7.4 – Librador de herramienta – Se formulan en baches con petróleo o gasoil. En caso de aprisionamientos por presión diferencial, rompen el revoque. Uso 400 a 600 lts. En 8 m3 de petróleo o gasoil. Antiespumantes: Reducir o eliminar la espuma superficial o entrampada en el lodo. Valores reológicos altos, cavitación bombas. 2.8.1 – Estearato de Aluminio – Polvo, se agrega por tambor químico con gasoil, o se esparce con jarra en piletas. Muy efectivo. 2.8.2 – Alcohol Octílico – Aumenta la tensión superficial. Efectivo para espuma superficial. Consideraciones ambientales. 0,5 a 1,5 l/m3. 2.8.3 – Siliconas – En emulsión o solución. Efectivo para espuma superficial, en lodos de bajos sólidos. 0,5 a 1,5 l/m3. Varios: Aditivos para fines específicos. 2.9.1 – Lubricante – Líquido o sólido. Reduce la fricción y el torque. Usado para pozos desviados, horizontales o muy profundos. Se mide el Coeficiente de Lubrici dad. Uso de 4 a 20 lt/m3.
PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 58 2.9.2 - Secuestrante de Oxígeno – Bisulfito de Amonio. Requiere cuidados en agregado y control de oxígeno disuelto. 2.9.3 – Carbonato de sodio – Soda ash. Secuestrante de calcio. Evitar sobre tratamiento por contaminación carbonatos/bicarbonatos. Eleva el pH. Dejar siempre 80 a 120 ppm de Calcio como mínimo. 2.9.4 – Bicarbonato de sodio – Para tratar contaminaciones suaves con cemento, o rotar cemento fraguado. Precipita el Calcio, sin subir el pH. 2.9.5 – Dispersante – Sólido derivado del Lignito o del tanino. Reduce reología, pero disgrega los sólidos (aumenta los finos). Usar solo como último recurso, o al final del pozo para acondicionar para cementar. 2.9.6 – Defloculante polimérico – polímero líquido o sólido en base a poliacrilato de sodio. Reduce reología. Sensible a contaminaciones y a alta concentración de sólidos. Uso 0,5 a 2,0 l/m3. 2.9.7 – Bactericidas – Sólidos o líquidos. Para controlar el ataque bacteriano a los polímeros del lodo (Almidón, XGD, CMC). Uso 0,5 a 2,0 l/m3. 2.9.8 – Inhibidor de corrosión – En general líquidos a base de aminas fílmicas. Forman película sobre superficies metálicas. Requieren control de aminas. Uso 0,5 a 2,0 l/m3. 2.9.9 – Sellantes de microfisuras – Sólidos de base asfáltica o gilsonita. Reducen el filtrado HTHP, estabilizan paredes de pozo a T y P. Uso 8,0 a 16,0 kg/m3. LODO BASE ACEITE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE HIDROCARBURO (OBM). Se priorizan las emulsiones inversas ante problemas de arcillas activas, o inestabilidad química de pozos. Emulsiones Inversas – La fase continua es gasoil o diesel. La fase dispersa es agua salada utilizada para balancear actividad química de la formación, y reología. Relación O/W de 95/5 a 70/30. Uso en áreas con serios problemas de estabilidad química. Consideraciones ambientales limitan su uso. Base hidrocarburo 100/0 – Una variación de la anterior. No tiene el problema de los altos cloruros de la fase acuosa. Requiere viscosificantes adicionales. Emulsiones directas – La fase continua es agua. La fase dispersa es gasoil o diesel. La relación O/W es 10/90 a 40/60. Uso limitado ya que posee las limitaciones ambientales de las anteriores.
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Manua Perforacion Direccional

  • 1. GERENCIA GENERAL DE FORMACIÓN MANUAL DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL
  • 2. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 2 Instructor: Ewert Muños. POES INTERNATIONAL LTD El presente material ha sido compilado por el instructor con propósitos didácticos y está en proceso de continua revisión.
  • 3. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 3 Prefacio Ser la Gerencia General creada por la Dirección Ejecutiva de Producción Faja de Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA), pone en nuestras manos el reto de formar técnicamente a los hombres y mujeres de la Industria Petrolera que llevan a cabo los procesos medulares del negocio asociado a la cadena de valor, esto cobra más sentido, cuando visualizamos esta acción bajo los preceptos humanistas y socialistas impartidos y divulgados por el Comandante Eterno Hugo Chávez y orgullosamente podemos decir que, al ser su Legado seguimos las líneas trazadas por nuestro máximo Líder. Siendo así, la responsabilidad se vuelve exponencialmente determinante, porque se trata del proceso de construir la “Soberanía del Conocimiento” dentro de Petróleos de Venezuela, S.A, enmarcado en el Socialismo y tomando como modelo la Gerencia del Conocimiento. Este concepto es la carta de navegación de los Programas de Formación que viene aplicando y diseñando la Gerencia General de Formación Faja (GGFF). La GGFF tiene entre sus acciones estratégicas los procesos de socialización del conocimiento, sumado al fortalecimiento sociocultural, comunicación técnica, crecimiento personal, destacando la formación sociopolítica. Ciertamente, lo que se busca con este proceso continuo e integrado es internalizar en las trabajadoras y trabajadores petroleros el papel protagónico que tienen, para lograr la revolución intelectual dentro y fuera de la frontera de nuestro país. La misión de la Gerencia General de Formación Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez” es promover, ejecutar y garantizar la formación Técnica integral especializada de los trabajadores en el área Técnico Artesanal y Profesional de los procesos medulares de la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez Frías, en concordancia con el Plan de la Patria, los lineamientos de PDVSA y las necesidades de las organizaciones que conforman la Dirección Ejecutiva de Producción de Faja; brindando programas de formación de excelencia, inclusivos, participativos y equitativos, orientados a mejorar la productividad y eficiencia. Nuestra actividad es contagiosa y suma voluntades, porque entendemos que de la formación profesional y artesanal depende el éxito del Plan Siembra Petrolera, en este sentido hemos dado una sobremarcha a nuevos procesos para captar, transformar, procesar, usar, utilizar, divulgar, medir y registrar todos los recursos intelectuales, que a partir de este momento se vuelven protagónicos para PDVSA. Los Manuales son los productos tangibles de ese potencial de saberes, que serán las evidencias históricas de la maduración que significa registrar cada transferencia de conocimiento de los hombres y mujeres de la Nueva PDVSA. Evidentemente, “Tu conocimiento es nuestra mayor reserva”, este es el horizonte que tenemos: lograr la formación de hombres y mujeres especialistas del mundo petrolero con conocimientos plenos, sustentados, validados, ejemplo para todas las latitudes del globo terráqueo y con comprobada experiencia.
  • 4. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 4 Información de control Identificación Perforación Direccional. Creación, revisión y aprobación Responsable Fecha Firma Elaboración Ewert Muñoz Agosto del 2015 Revisión José Gonzalez Aray Agosto del 2015 Aprobación José Gregorio Hurtado Agosto del 2015 Confidencialidad Los contenidos del Manual pertenecen a la Gerencia General de Formación Faja y se permite la reproducción total o parcial de los documentos solo para fines de estudios y de consulta a este material.
  • 5. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 5 Sobre este manual Objetivo Introducir los conceptos básicos del Proceso de Construcción de Pozos y los recursos utilizados para tal fin (Personal, Equipos, Herramientas y servicios) con foco en la modalidad operativa.
  • 6. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 6 Tabla de Contenido Prefacio................................................................................................................................. 3 Información de control........................................................................................................... 4 Sobre este manual................................................................................................................ 5 MAPA MENTAL .................................................................................................................. 14 1- INTRODUCCION......................................................................................................... 15 Construcción de Pozos.................................................................................................... 15 2- CONCEPTOS BASICOS ............................................................................................. 16 Ingeniería y Planificación ................................................................................................. 16 Tipos de Pozos................................................................................................................ 16 Arquitectura de pozos...................................................................................................... 17 Tipos de Tuberías............................................................................................................ 17 Etapas en la construcción de pozos................................................................................. 18 Secuencias Operativas.................................................................................................... 18 3- PROCESO DE CONSTRUCCION DE POZOS............................................................ 19 Proyecto de Construcción................................................................................................ 19 Planificación .................................................................................................................... 19 Gerenciamiento de Riesgos............................................................................................. 20 Visualización.................................................................................................................... 20 Conceptualización ........................................................................................................... 21 Definición......................................................................................................................... 21 PDDP/WOPCL................................................................................................................. 22 Datos............................................................................................................................... 22 Diagrama de flujo............................................................................................................. 24 Estimación de tiempos..................................................................................................... 24 Autorización de Gasto AFE.............................................................................................. 27 Indicadores de Gestión.................................................................................................... 27 4- GEOMECANICA.......................................................................................................... 28 Concepto de Presiones de Pozo...................................................................................... 28 Presión de Poro............................................................................................................... 29 Presión Hidrostática......................................................................................................... 29 Presión de Fractura ......................................................................................................... 30 Presión de Sobrecarga .................................................................................................... 30 Gradiente de Presión....................................................................................................... 31 Perfil de Presión .............................................................................................................. 31 Perfil de Gradiente de presión ......................................................................................... 32 Estimación de las presiones de formación....................................................................... 33 Pruebas de Integridad de la formación ............................................................................ 34 LOT ................................................................................................................................. 34
  • 7. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 7 FIT................................................................................................................................... 36 CIT................................................................................................................................... 36 5- TUBERÍA ........................................................................ ¡Error! Marcador no definido. Factores que afectan el asentamiento de la tubería......................................................... 37 Selección de puntos de asentamiento de la tubería......................................................... 38 Tolerancia a la Surgencia ................................................................................................ 38 Evaluación geométrica..................................................................................................... 39 Huelgos (over-lapping)..................................................................................................... 41 Selección de diámetros.................................................................................................... 42 Regla del pulgar............................................................................................................... 43 Diseño Mecánico ............................................................................................................. 43 Corrosión......................................................................................................................... 44 6- FLUIDO DE PERFORACION....................................................................................... 44 Introducción y Circuito ..................................................................................................... 44 Funciones del fluido......................................................................................................... 45 Tipos de fluido ................................................................................................................. 53 LODO BASE AGUA..................................................................................................... 53 LODO BASE ACEITE .................................................................................................. 58 Propiedades de los fluidos............................................................................................... 60 Análisis ............................................................................................................................ 61 Relación entre las funciones y propiedades del fluido...................................................... 65 Perforación en desbalance .............................................................................................. 65 Perforación Neumática .................................................................................................... 67 Diseño Mecánico ............................................................................................................. 67 Corrosión......................................................................................................................... 67 CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS......................................................................... 67 CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS......................................................................... 67 HIDRAULICA............................................................................................................... 70 CONCEPTOS DE HIDRÁULICA...................................................................................... 71 MODELOS REOLÓGICOS.............................................................................................. 71 Newtoniano ................................................................................................................ 71 Plástico de Bingham.................................................................................................. 72 Ley Exponencial......................................................................................................... 73 Modelo de Herschel-Buckley (Modelo de la Ley Exponencial Modificado) ........... 74 Modelo de Casson ..................................................................................................... 75 Modelo de Robertson-Stiff ........................................................................................ 75 Términos comunes .......................................................................................................... 75 Esfuerzo de Corte........................................................................................................ 76
  • 8. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 8 Velocidad de Corte ...................................................................................................... 76 Viscosidad ................................................................................................................... 76 Reología ...................................................................................................................... 77 Tipos de flujo ............................................................................................................... 77 Numero de Reynolds ....................................................................................................... 79 Tipos de Flujo .................................................................................................................. 79 Laminar....................................................................................................................... 79 Turbulento.................................................................................................................. 79 Transición................................................................................................................... 79 Factor de fricción ............................................................................................................. 80 Densidad equivalente de circulación................................................................................ 80 Pasos básicos para diseñar la hidráulica ......................................................................... 81 Ecuaciones...................................................................................................................... 83 Parámetros Hidráulicos.................................................................................................... 83 Velocidad de fluido .................................................................................................... 83 Tiempos de circulación ............................................................................................. 83 Velocidad de sedimentación..................................................................................... 85 Velocidad ascensional............................................................................................... 85 Tasa de transporte de recortes................................................................................. 86 Potencia hidráulica.................................................................................................... 87 Pérdidas de presión en la mecha.............................................................................. 87 Caudal o Velocidad Crítica........................................................................................ 88 Recomendaciones Prácticas..................................................................................... 89 Flujogramas de cálculos .................................................................................................. 90 7- CONTROL DE SOLIDOS............................................................................................. 97 Factores........................................................................................................................... 97 Tipos de sólidos............................................................................................................... 99 Porcentaje de Sólidos.................................................................................................... 100 Clasificación............................................................................................................. 100 Remoción ................................................................................................................. 100 Diseño y Dimensionamiento ................................................................................... 103 Equipamiento para remoción ......................................................................................... 104 Zarandas................................................................................................................... 105 Hidro-ciclones.......................................................................................................... 115 Desarenador............................................................................................................. 117 Desarcillador............................................................................................................ 118 Ubicación del Desilter ................................................................................................ 119
  • 9. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 9 Mud Cleaner ............................................................................................................. 121 Centrifugas............................................................................................................... 123 Desgasificadores......................................................................................................... 129 Circuito de Piletas ....................................................................................................... 130 RESIDUOS DE LA PERFORACION.............................................................................. 132 Tipos de residuos .......................................................................................................... 132 Residuos de la perforación ............................................................................................ 133 Dewatering ................................................................................................................... 134 8- CONJUNTO DE PERFORACION .............................................................................. 137 Atributos ........................................................................................................................ 137 Propiedades mecánicas................................................................................................. 137 Límite de fluencia..................................................................................................... 138 Resistencia a la tracción (Tensile Strength): ......................................................... 138 Ductilidad ................................................................................................................. 138 Especificaciones API ..................................................................................................... 139 Proceso de diseño del BHA ........................................................................................... 140 Factores de diseño ........................................................................................................ 141 Limites ........................................................................................................................... 142 Componentes Principales .............................................................................................. 143 Barras de sondeo..................................................................................................... 143 Barras Extra-pesadas .............................................................................................. 148 Porta-mechas........................................................................................................... 149 Tipos de BHA ................................................................................................................ 154 Cálculos para el peso sobre la mecha .......................................................................... 155 Longitud de Transición................................................................................................... 156 Máximo índice de Estabilidad: ....................................................................................... 156 Conjuntos Direccionales ................................................................................................ 157 Rotativos .................................................................................................................. 157 Direccionables ......................................................................................................... 158 Direccionables Rotativos ........................................................................................ 160 Otros componentes de la sarta de perforación......................................................... 160 Amortiguadores de vibración ................................................................................. 161 Agitadores de Sarta ................................................................................................. 161 Válvula de múltiple accionamiento......................................................................... 162 9- MECHAS DE PERFORACION................................................................................... 162 Mechas de conos rodantes......................................................................................... 162 Concepto y clasificación ......................................................................................... 162 Mecanismo de corte................................................................................................. 163
  • 10. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 10 Estructura de corte.................................................................................................. 163 Insertos de carburo de Tungsteno ......................................................................... 164 Cojinetes................................................................................................................... 164 Sellos........................................................................................................................ 165 Depósito de grasa.................................................................................................... 166 Mechas de cortadores fijos ............................................................................................ 167 Concepto y clasificación ......................................................................................... 167 Mecanismo de corte................................................................................................... 168 Perfil de la mecha .................................................................................................... 169 Cortadores PDC ....................................................................................................... 169 Mechas de cuerpo de acero .................................................................................... 170 Mechas de cuerpo de matriz ................................................................................... 171 Mecha Impregnadas................................................................................................. 172 Optimización de la Perforación................................................................................... 173 Costo Métrico........................................................................................................... 173 Breakeven................................................................................................................. 174 10- PROBLEMAS DE POZO I ...................................................................................... 175 Colapso ........................................................................................................................ 175 Aprisionamientos..................................................................................................... 176 Diferentes mecanismos de aprisionamientos........................................................ 177 Colapso de arcillas naturalmente sobre presurizadas.......................................... 178 Formaciones reactivas ............................................................................................ 178 Formaciones no consolidadas................................................................................ 180 Formaciones Fracturadas y falladas ...................................................................... 182 Formaciones Móviles............................................................................................... 183 Arcillas con tensión de sobrecarga (Overburden) ................................................ 184 11- PROBLEMAS DE POZO II ..................................................................................... 186 Pegamiento por presión diferencial ........................................................................... 186 Síntomas de pozo .................................................................................................... 187 Acción preventiva .................................................................................................... 187 Mitigación................................................................................................................. 188 Prevención y cura.................................................................................................... 188 Tratamiento de lodo................................................................................................. 189 Librado de Herramienta........................................................................................... 190 Otros mecanismos de aprisionamientos ................................................................... 193 Ojos de llave (key seat) ........................................................................................... 193 Pozo con diámetro disminuido. .................................................................................. 195
  • 11. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 11 Bordes y dog legs. ..................................................................................................... 195 Caída de objetos desde superficie ......................................................................... 197 Colapso de casing o tubing .................................................................................... 198 Bloques de cemento................................................................................................ 199 12- PROBLEMAS DE POZO III .................................................................................... 200 Pérdida de circulación................................................................................................. 200 Introducción................................................................................................................. 200 Consideraciones Económicas .................................................................................... 200 Tipos de admisiones ................................................................................................... 201 Claves de remediación................................................................................................ 201 Clasificación de las perdidas.......................................................................................... 201 Tratamiento y aplicación en campo ........................................................................... 203 Fracturas naturales.................................................................................................. 204 Formaciones cavernosas ........................................................................................ 205 Fracturas inducidas................................................................................................. 205 Inadecuada aislación de la tubería ......................................................................... 206 Ballooning ................................................................................................................ 206 Materiales para perdidas de circulación .................................................................... 207 Tapones........................................................................................................................ 208 13- PROBLEMAS DE POZO IV.................................................................................... 209 Limpieza de pozo......................................................................................................... 209 Remoción de recortes. ................................................................................................ 209 Buenas prácticas de limpieza..................................................................................... 209 Deficiente acarreo de recortes.................................................................................... 210 Síntomas de limpieza deficiente................................................................................. 210 Acciones preventivas.................................................................................................. 210 Observación en la zaranda.......................................................................................... 211 Sistema de control de recortes................................................................................... 212 Factores que afectan la limpieza de pozos................................................................ 212 Transporte de recortes............................................................................................... 212 Reología del lodo....................................................................................................... 212 Esfuerzo de corte del lodo ......................................................................................... 213 Caudal de circulación................................................................................................. 213 Diámetro del pozo...................................................................................................... 213 Densidad del lodo ...................................................................................................... 213 Tamaño y densidad del recorte.................................................................................. 213 Velocidad de perforación ........................................................................................... 214 Rotación de la columna perforadora .......................................................................... 214
  • 12. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 12 Geometría del pozo ................................................................................................... 214 Recomendaciones ....................................................................................................... 214 Pozos verticales o de bajo ángulo.............................................................................. 214 Pozos altamente desviados ........................................................................................ 215 Efecto de la rotación................................................................................................ 218 Efecto del caudal ..................................................................................................... 219 Efecto de la Reología............................................................................................... 219 Efecto de Backreaming ........................................................................................... 221 Herramientas de remoción de recortes...................................................................... 222 14- INTEGRIDAD DE POZO ........................................................................................ 223 Definición ..................................................................................................................... 223 Consideraciones de Integridad................................................................................... 223 Concepto de barreras.................................................................................................. 224 Política de barreras...................................................................................................... 224 Tipos de barreras......................................................................................................... 224 Objetivos de las barreras ........................................................................................ 224 Ejemplos de Barreras .............................................................................................. 224 Esquema de barreras .................................................................................................. 225 Abandono de pozo....................................................................................................... 231 15- PERFORACION DIRECCIONAL............................................................................ 236 Definición ..................................................................................................................... 236 Coordenadas................................................................................................................ 236 Trayectoria de pozo..................................................................................................... 239 Desviación natural................................................................................................... 239 Desviación planificada ............................................................................................ 240 Objetivo de un pozo dirigido....................................................................................... 240 Otras aplicaciones....................................................................................................... 242 Pozos horizontales .................................................................................................. 243 Pozos de alcance extendido ................................................................................... 244 Pozos Multilaterales................................................................................................. 244 Planificación de un pozo direccional ......................................................................... 246 Tipos de pozos direccionales ..................................................................................... 246 Parámetros que definen la trayectoria ....................................................................... 249 Métodos de cálculo y seguimiento............................................................................. 250 Método tangencial ................................................................................................... 252 Método de balance tangencial ................................................................................ 253 Método del ángulo promedio .................................................................................. 253 Método del radio de curvatura ................................................................................ 254
  • 13. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 13 Método de mínima curvatura .................................................................................. 254 Términos Direccionales .............................................................................................. 255 Principales Sistemas................................................................................................... 259 Conjuntos de Fondo.................................................................................................... 259 Sistemas convencionales ........................................................................................... 259 Sistemas dirigidos....................................................................................................... 260 Motores de fondo..................................................................................................... 260 Sistemas dirigidos rotativos....................................................................................... 264 Tipos de SDR ............................................................................................................... 264 Push the bit .............................................................................................................. 265 Principios de Funcionamiento.................................................................................... 265 Aplicaciones Ventajas y desventajas......................................................................... 265 Sistemas de medición ................................................................................................. 266 Sistemas Magnéticos............................................................................................... 266 Sistemas No Magnéticos......................................................................................... 267 MWD ............................................................................................................................. 267 Giróscopo..................................................................................................................... 268 16- GLOSARIO TECNICO............................................................................................ 269
  • 15. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 15 1- INTRODUCCION Construcción de Pozos ASPECTOS GENERALES El diseño de la perforación de pozos es un proceso sistemático y ordenado. Este proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros. Por ejemplo, la predicción de presión de fracturamiento requiere que la presión de formación sea determinada previamente. Las etapas a seguir durante el diseño de pozos están bien identificadas y son las siguientes: -Recopilación de la información disponible. -Predicción de presión de formación y fractura. -Determinación de la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento. -Selección de la geometría y trayectoria del pozo. -Programa de fluidos de perforación. -Programa de mechas. -Diseño de tuberías de revestimiento y Programa de cementación. -Diseño de las sartas de perforación. -Programa hidráulico. -Selección del equipo de perforación. -Tiempos estimados de perforación. -Costos de la perforación. Debido a que este proceso es general, puede aplicarse para el diseño de cualquier tipo de pozos y cuyo único requerimiento consiste en aplicar la tecnología adecuada en cada etapa. La planeación de la perforación de un pozo, requiere de la integración de ingeniería, seguridad, ecología, costo mínimo y utilidad. I. OBJETIVOS DE LA PERFORACIÓN El objetivo de la perforación es construir un pozo útil: un conducto desde el yacimiento hasta la superficie, que permita su explotación racional en forma segura y al menor costo posible. El diseño de un pozo incluye un programa detallado para perforarlo con las siguientes características: -Seguridad durante la operación (personal y equipo). -Costo mínimo.
  • 16. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 16 -Pozo útil de acuerdo a los requerimientos de producción y yacimientos (profundidad programada, diámetro establecido, etcétera). Cumpliendo con lo siguiente: · Seguridad. · Ecología. · Costo mínimo. · Utilidad. 2- CONCEPTOS BASICOS Ingeniería y Planificación Los costos de construcción de pozos pueden representar hasta un 75% de las inversiones de la compañía en E & P, por lo que la efectividad con la cual planeamos e implementemos los programas de construcción de pozos impactaran directamente en los resultados de la esta. El propósito de una Gestión de Proyectos de Construcción de Pozos es proveer un mapa lógico de todas las actividades necesarias para planear y ejecutar los pozos a lo largo del ciclo de vida del yacimiento, finalizando los proyectos eficazmente. El riesgo es mucho más crítico en Exploración y Producción donde la complejidad operacional, el nivel de incertidumbre y restricciones son mucho mayores. La ganancia de las compañías de petróleo y gas están directamente relacionados a la eficiencia operacional que debe ser soportada por una gerencia optimizada de los procesos de negocios. Tipos de Pozos A. Pozos de exploración. Pozo exploratorio. Pozo exploratorio somero. Pozo exploratorio profundo. Pozo de estudio (Estratigráfico). B. Pozos de Extensión. C. Pozos de Avanzada. D. Pozos de desarrollo. Pozo de reentrada. Pozo profundizado. Pozos Infill.
  • 17. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 17 Pozo de control del Yacimiento. E. Pozos de Servicio. Pozo sumidero. Pozo inyector de Secundaria y Terciaria Arquitectura de pozos Concepto General: Cuando perforamos un pozo, no es posible hacerlo desde la superficie hasta las formaciones productoras (Profundidad final – TD) en un solo paso. El pozo es perforado en secciones, cada una de estas secciones reducen el diámetro a medida que se va profundizando. Las paredes de cada sección se van cubriendo con tuberías, llamadas tuberías o revestidores (casing) y protegidas con cemento, antes de perforar la próxima sección. El propósito de estas tuberías son:  Prevenir y contener colapso de formaciones inestables dentro del pozo.  Proteger formaciones débiles que pudieran ser fracturadas por lodo mayor peso, utilizados para perforar formaciones subsecuentes.  Aislar zonas de alta presión de formaciones de presión normal.  Sellar zonas de pérdidas de circulación.  Aislar zonas de producción con diferentes fluidos, presiones, caudales y temperaturas.  Actuar como medio de control de influjos.  Actuar como conducto para todas las instalaciones de producción necesarias.  Proveer estructura para los cabezales y tuberías subsiguientes. Tipos de Tuberías Conductor Es el primer casing que se instala, es el de mayor diámetro y permite circular el pozo durante la perforación de la siguiente sección. Tubería de Superficie Esta tubería sella zonas de agua dulce, formaciones de baja resistencia, gas superficial, zona de pérdidas de circulación. Es el primer casing donde se instala la BOP y provee una resistencia en el zapato que permite cerrar el pozo.
  • 18. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 18 Tubería intermedia Puede ser tubería hasta superficie o liner, se instala antes de la tubería de producción, su propósito es proteger zonas de pérdida o alta presión, inestables, con sal o reactivas. Tubería de Producción Se instala para separar zonas productivas de otras formaciones del reservorio, permite instalar los equipos de producción o ensayo. Puede ser hasta superficie o liner. Liner Un liner es una tubería que no se extiende hasta superficie. Esta tubería se “cuelga” de la anterior. Normalmente se utilizan para alcanzar grandes profundidades. Tiebacks Un tieback es una tubería que se instala para llevar un liner existente hasta superficie. Etapas en la construcción de pozos PLANIFICACION Ingeniería. EJECUCION Perforación. Terminación. Secuencias Operativas PERFORACIÓN (Ejem. Tres Secciones) Construcción de locación / bases. Instalación / Montaje de Equipos de Superficie. Perforación de la sección de superficie. Entubación y Cementación de la sección de superficie. Instalación de Boca de pozo y Preventores (BOP). Perforación de la sección intermedia. Registros eléctricos (Perfilaje). Entubación y cementación de la sección Intermedia. Perforación de la sección de producción. Registros eléctricos (Perfilaje).
  • 19. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 19 Entubación y cementación de la sección de producción. T E R M I N A C Í O N . Acondicionamiento y evaluación de la cementación. Baleos (punzados) de las zonas de interés. Evaluación (Ensayo) de las zonas de interés. Bajaba de instalación de producción. Armado de boca de pozo para producción. 3- PROCESO DE CONSTRUCCION DE POZOS Proyecto de Construcción. La Construcción de Pozo como un proyecto. La construcción de cada pozo es una parte en los proyectos de Exploración ó Desarrollo. Está enfocada en entregar pozos de calidad. Tiene como objetivo económico lograr la optimización del costo total del proyecto manteniendo los estándares de calidad fijados. Planificación Es uno de los aspectos demandantes de la ingeniería de perforación y tiene como objetivo formular un programa de perforación con las siguientes características: Seguridad: Personal, Blowouts, fallas características, etc. Costo mínimo Usable: diámetro de pozo adecuado para la terminación sin daños a la formación. Proceso Principal • Establecer Objetivos • Identificar Alternativas • Alineación con el Negocio • DSD 1 VISUALIZACIÓN CONCEPTUALIZACIÓN DEFINICIÓN EJECUCIÓN EVALUACIÓN Post mortem & lecciones aprendidas Perforación Continuar Diferir / Cancelar Ajustar / Corregir Continuar Diferir / Cancelar Ajustar / Corregir Continuar Diferir / Cancelar Ajustar / Corregir • Seleccionar Alternativa • Completar Diseño •Necesidad de Materiales Críticos •DSD 2 • Programa detallado • Plan de Ejecución • Pedido de Materiales Críticos • DSD 3 • Delimitar Objetivos • Emplear mejores prácticas • Optimizar el uso de los recursos • Evaluación de Resultados • Compartir Lecciones Aprendidas
  • 20. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 20 Gerenciamiento de Riesgos Visualización
  • 21. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 21 Conceptualización Definición Definición preliminar de: Objetivos (Esquema preliminar tentativo) Cantidad de pozos a perforar. Plazos de tiempos. Requerimientos de geometrías de pozo. Requerimientos de producción (Capacidad de producción, requerimientos especiales, etc.). Requerimientos de información de pozo. Requerimientos de Terminación (mínimo ID de tubing, tipo de terminación, máx. OD, inyección de químicos, etc.). Requerimientos de ensayos (Pozo abierto, pozo entubado, después de completar, etc.). Estimulaciones requeridas (Fracturas, ácidos, N2, etc.). Cementaciones. Requerimientos ambientales y de seguridad. Responsable: G&G, Ing. Reservorio, Ing. Producción.
  • 22. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 22 PDDP/WOPCL Medio Ambiente de operación: Profundidad de agua, batimetría, subsuelo marino, meteorología, etc. Gas superficial, altimetría, colisión pozos vecinos, etc. Requerimientos ambientales (regulaciones, políticas, permisos, etc. G&G: Datos sísmicos y geológicos, columna estratigráfica, descripción litológica. Rasgos estructurales, fallas, inclinaciones (dip), mantos salinos, etc. Consideraciones de estabilidad de roca, esfuerzos tectónicos. Perfil de gradientes de Presiones (Poros y fracturas), temperaturas. Datos de pozos de referencias (offset wells). Programas de perforación, Master logs, Lecciones aprendidas. etc. Otras Compañías en el área. Ambiente operacional Recursos logísticos, personal, bases, transporte, etc. Información básica del mercado. Identificación de servicios en el área, contacto preliminar. Restricciones tecnológicas y comerciales del área. Responsable: ing. de perforación con: G&G, Ing. Reservorio, Ing. Producción, Legales, socios, reuniones y visitas al lugar. Datos PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIÓN Desde la planeación del pozo, se incluye un pro-grama para la toma de información que consiste en determinar los intervalos o profundidades en los que se corren registros, se cortan núcleos o se efectúa alguna prueba de producción. Registros Generalmente el uso de esta palabra está directamente relacionada con los registros de tipo geofísico. Sin embargo, existe otro tipo de registro llamado "Registro continuo de parámetros de perforación". Es un monitoreo, metro a metro, de las condiciones de perforación.
  • 23. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 23 Este registro puede efectuarse en un sólo intervalo o bien en todo el pozo e incluye la siguiente información: · Velocidad de perforación. · Exponente "d" y "dc" · Costo por metro perforado. · Peso sobre barren. · Velocidad de rotaria, R.P.M. · Horas de rotación. · Torsión. · Temperatura de entrada y salida del fluido. · Densidad de entrada y salida del lodo. · Contenido de cloruros en el fluido a la entrada y salida. · Detección de H S y CO. · Presión de bombeo. · Contenido de gas en el lodo. · Gas de conexión. · Litología. · Emboladas de la bomba. · Niveles en presas. · Densidad equivalente de circulación. · Presión de formación y de fractura. · Volumen de llenado. · Toneladas kilómetro acumuladas del cable de perforación.
  • 24. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 24 Además del registro anterior, también se incluye el programa en la toma de Registros Geofísicos que incluye principalmente los siguientes tipos: SP: Registro de potencial espontáneo. DIL: Registro doble inducción. DLL: Registro doble laterolog. RG: Registro de rayos Gamma. BHC: Registro sónico compensado. CNL: Registro neutrónico compensado. FDC: Registro de densidad compensado. LDT: Registro de litodensidad. HDT: Registro de echados de la formación. DR-CAL: Registro de desviación y calibre del aguje-ro. CBL: Registro de cementación. Diagrama de flujo Estimación de tiempos Distribución de tiempos. En el programa detallado para la perforación de un pozo, se tiene el tiempo estimado en perforar. La distribución de tiempos de los pozos vecinos previamente perforados sirven como referencia así como las estadísticas y el tiempo real que utilizaron por ejemplo: · Perforando. · Registros geofísicos. · Preparativos e introducción de T. R.
  • 25. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 25 · Preparativos y cementando. · Instalación o desmantelación de BOP´S o CSC (Preventores o conexiones superficiales de control). · Probando BOP´S o CSC. · Circulando. · Viajes, armar, desconectar. barrena., herramienta, tubería de perforación. · Desplazando fluidos. · Cortando y recuperando núcleo. · Rebajando cemento, pruebas de tuberías de revestimiento. · Servicios direccionales. · Deslizando y cortando cable. · Pláticas de seguridad o simulacros. · Esperando fraguado. Es muy importante correlacionar para las futuras programaciones y diseños de perforación en el mismo campo. En la figura se ilustra un formato de la distribución de tiempos en la perforación de un pozo.
  • 26. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 26 Registro de mechas En cada pozo que se va interviniendo se lleva un registro de mechas con la finalidad de programar en el próximo diseño de pozo las mechas ideales para cada formación y condiciones de operación óptimas de trabajo para cada etapa. La estadística consiste en: · Núm. de Mechas. · Características. · Rendimiento. · Condiciones de operación. · Fluido. · Desgaste. · Observaciones.
  • 27. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 27 Autorización de Gasto AFE AFE (Authorisation For Expenditure) – Es la herramienta utilizada para predecir el costo de un pozo propuesto. La “precisión” del AFE dependerá de la cantidad de información utilizada y el grado de maduración del programa. (+5% / -10%). Las Compañías Operadoras necesitan conocer el costo de la perforación, terminación ensayo y abandono de un pozo ya sea seco (dry hole) o productivo. Antes de obtener la aprobación para el inicio de las operaciones de perforación, el ingeniero a cargo del proyecto debe contar con el AFE aprobado. El AFE deberá contar con el detalle de todos los costos involucrados en el proyecto (Tangibles / Intangibles). Normalmente se definen como “Tangibles” a los equipos y herramientas que permanecerán en el pozo. Indicadores de Gestión Un indicador de gestión o KPI, del inglés key performance indicator, conocido como indicador clave de desempeño, (o también indicador clave de rendimiento) es una medida del nivel del desempeño de un proceso; el valor del indicador está directamente relacionado con un objetivo fijado de antemano. Normalmente se expresa en porcentaje. Un KPI se diseña para mostrar "cómo" se progresa en un aspecto concreto; en ese sentido indica rendimiento. Existen KPI para diversas áreas de una empresa: compras, logística, ventas, servicio al cliente... Las grandes compañías disponen de KPI que muestran si las acciones desarrolladas están dando sus frutos o si, por el contrario, no se progresa como se esperaba. Los indicadores clave de desempeño son mediciones financieras, o no financieras, utilizadas para cuantificar el grado de cumplimiento de los objetivos, reflejan el rendimiento de una organización y generalmente se recogen en su plan estratégico. Estos KPI se utilizan en inteligencia de negocio para reflejar el estado actual de un negocio y definir una línea de acción futura. El acto de monitorizar los indicadores clave de desempeño en tiempo real se conoce como «monitorización de actividad de negocio». Los indicadores de rendimiento son frecuentemente utilizados para "valorar" actividades complicadas de medir como los beneficios de desarrollos líderes, compromiso de empleados, servicio o satisfacción.
  • 28. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 28 4- GEOMECANICA Concepto de Presiones de Pozo DETERMINACIÓN DE LOS GRADIENTES DE PRESIÓN (FORMACIÓN Y FRACTURA) La búsqueda de hidrocarburos ha obligado a perforar a mayores profundidades. Esto exige a la Industria Petrolera retos cada vez mayores y difíciles de vencer. Entre estos retos, se encuentra la determinación adecuada de la densidad del lodo para atravesar las diferentes capas terrestres, la determinación del asentamiento de las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo. El conocimiento exacto de los gradientes de formación y de fractura, juegan un papel de gran importancia en las operaciones de perforación y terminación de pozos. Constituyen la base fundamental para la óptima programación del lodo de perforación y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberías de revestimiento para mantener el control del pozo. Con programas de perforación bien planea -dos se reduce el daño causado por el lodo a las formaciones productoras, se aumenta al máximo el ritmo de penetración y se disminuyen considerable-mente los problemas provocados por un mal asentamiento de las tuberías de revestimiento, especial -mente en zonas con presión anormal donde la presión de formación puede estar muy cercana a la de fractura. Por lo que, el entendimiento del origen, la detección y evaluación de las presiones de formación y de fractura es sumamente importante, especialmente en la perforación de tipo exploratorio.
  • 29. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 29 El método más efectivo para planear la perforación de un pozo y determinar cómo se llevará el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones. En el perfil se comparan las relaciones entre la presión de formación, el gradiente de fractura y el peso del lodo a utilizar durante la perforación. Tiene más relevancia cuando se trata de un pozo sobre presionado. El conocimiento de ciertos principios geológicos y leyes físicas es útil para comprender el estudio de presiones anormales. Sin embargo, la interpretación real de los datos generados durante la perforación y aquellos obtenidos de los registros geofísicos, está basada principalmente en la experiencia. Por ello la interpretación práctica de datos de campo nos dará la mejor evaluación de los gradientes de formación y de fractura. El estudio y conocimiento de las presiones de: Poro, Fractura y sobrecarga, son determinantes para: Una selección óptima de los puntos de asentamiento de tuberías (casing points). Adecuar selección de la densidad del lodo a utilizar: - Evitar la pega de tubería (aprisionamientos). - Tener control del pozo. - Evitar pérdidas de circulación. Presión de Poro También llamada Presión de Formación. Es la presión actuante en los fluidos contenidos en los espacios porales de la roca. Es normalmente llamada presión de formación. Todas las rocas sedimentarias poseen porosidad. Si los espacios porales están conectados hasta superficie, entonces la presión de formación será igual a la presión hidrostática generada por el peso del fluido contenido en la roca. En este estado “normal de presiones” la presión de la matriz (grain to grain pressure) soporta las fuerzas del overburden. Presiones menores a la Hidrostática son denominadas presiones subnormales y presiones mayores a la Hidrostática son llamadas sobrepresiones. Presión Hidrostática Presión ejercida por una columna de fluido. Es función de la densidad del fluido y la profundidad.
  • 30. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 30 Presión de Fractura Es el límite máximo de equilibrio entre la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido de perforación y la resistencia de la roca, dada, en parte por la presión del fluido existente en el espacio poral (presión de poro) y también por la secuencia de comparación de la roca. Presión de Sobrecarga La presión de “overburden” es el resultado del peso combinado de la matriz de la formación (roca) y los fluidos (agua, petróleo, gas) en los espacios porales de la misma. Normalmente se asume que la presión de overburden aumenta uniformemente con la profundidad. Se puede considerar un gradiente de overburden normal: 1,0 psi/ft. La predicción de las presiones anormales, es una parte integral de la planeación de un pozo. La de-terminación de las presiones mientras se perfora el pozo también es importante. Si éstas son sustancialmente diferentes a las calculadas con anterioridad, se necesitara hacer grandes cambios al programa de perforación, y en el peor de los casos, el pozo deberá abandonarse. Se hace una breve descripción de las técnicas usa-das para la predicción y la cuantificación de las geo-presiones: Antes de la perforación Se caracteriza por el uso de las técnicas geofísicas de sismología. Durante la perforación Utiliza datos y muestras obtenidas durante la perforación del pozo. Después de la perforación Utiliza la información de mediciones de parámetros efectuadas después de la perforación.
  • 31. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 31 Gradiente de Presión Durante las operaciones de perforación es una práctica estándar expresar todos los gradientes de presión en términos de Densidad Equivalente de Lodo (EMW) (lbs . /gal). Los gradientes de presión varían según la característica del fluido: ( ) 𝑝 ( ) 𝑝 ( ) 𝑝 Perfil de Presión
  • 32. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 32 Perfil de Gradiente de presión
  • 33. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 33 Estimación de las presiones de formación El propósito de la selección de los puntos de asentamientos de la tubería es alcanzar los objetivos del pozo con la mayor seguridad posible y la menor cantidad de secciones. Es un balance entre riesgos y costos. Selección Puntos de Asentamiento de la tubería La selección de los puntos de asentamientos se basan en: Las presiones de poros y fracturas. La profundidad final y los requerimientos del diámetro en la zona productora, terminación, ensayos y registros eléctricos. Otras condiciones tales como:  Zonas someras de gas.  Zonas de pérdidas o derrumbes.  Zonas de presión diferencial.  Zonas de sal.  Regulaciones ambientales.  Zonas sobre presurizadas, kick tolerance, etc. Una vez seleccionada las profundidades de los zapatos se debe determinar las tolerancias al Kick asociadas a dichas profundidades. Comenzando de abajo (TD) hacia superficie para determinar KT para cada caso para ajustarlas de ser necesario.
  • 34. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 34 Pruebas de Integridad de la formación LOT LOT (Leak Off Test) La presión se eleva hasta que se fracturan la formación y ese punto se conoce como presión de fuga (leak off). Prueba de Integridad de Formación (LOT)  Baje y cemente el revestidor.  Perfore 10’ por debajo de la zapata.  Cierre BOP.  Bombee lentamente y monitoree la presión.  Máximo Peso del Fluido en función de los datos del LOT. 𝑝𝑝 = (𝐿𝑒 𝑘 𝑜 𝑝𝑟𝑒 𝑢𝑟𝑒, 𝑝 ) ÷ 0.052 ÷ (𝑐 𝑛 ℎ𝑜𝑒 , . ) + (𝑚𝑢 𝑤𝑒 ℎ , 𝑝𝑝 ).
  • 35. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 35 Relación “Ideal” entre la presión de bombeo y el tiempo o volumen del fluido inyectado durante un LOT. Ejemplo Presión de Leak off = 1140 psi. Profundidad de la zapata TVD = 4000 ft. Peso del lodo= 10.0 ppg. ppg = 1140 psi ÷ 0.052 ÷ 4000 ft + 10.0 ppg. ppg = 15.48.
  • 36. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 36 FIT FIT (Formation Integrity Test) En esta prueba no se alcanza el punto de fractura. La presión se eleva hasta un valor predeterminado dependiendo del peso estimado del fluido de perforación a ser utilizado en la próxima sección. Relación “Ideal” entre la presión de bombeo y el tiempo o volumen del fluido inyectado durante un XLOT (LOT extendido). CIT CIT (Casing Integrity Test) Comprende la prueba de todo el pozo por medio de un empaquetador (packer) que permite la prueba de ciertas zonas. La confiabilidad de la integridad de la tubería es muy importante por varia razones que incluyen el soporte del pozo perforado, previene la perdida de fluidos que pueden contaminar las zonas productivas, provee también una superficie suave para la instalación de equipamiento de producción , permite el flujo o producción de petróleo y/o gas en los pozos sin perdidas que pueden invadir la formación.
  • 37. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 37 5- TUBERÍA Factores que afectan el asentamiento de la tubería Es importante recalcar que en la elaboración de un programa de perforación se debe poner especial atención en los asentamientos de las tuberías de revestimiento, ya que en algunas ocasiones se toman como base la de los pozos vecinos y si fueron asentadas a profundidades donde queda muy justa la densidad máxima del lodo a utilizar en la siguiente etapa. El gradiente de fractura en la zapata puede dar como resultado que durante la perforación se presenten pérdidas de circulación con sus consecuentes problemas, que en ocasiones se requiere cementar tuberías cortas, para solucionar estos problemas, encareciendo el costo del pozo por el tiempo y recursos consumidos. La Tubería es una parte esencial de la perforación y terminación del pozo. Consiste de tramos de tubería de acero ya sean roscados o sol-dados uno a otro, para formar un conducto desde la profundidad deseada hasta la superficie. Los diseños más comunes contemplan las siguientes tuberías de revestimiento: 1- Tubería de revestimiento conductora. 2- Tubería superficial. 3- Tubería intermedia. 4- Tubería de explotación.
  • 38. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 38 Esta última tubería está diseñada para soportar la máxima presión del fondo de la formación productora y debe evaluarse para que también resista las presiones que se manejarán en caso que el pozo se fracture para aumentar su productividad. En el diseño del pozo, ésta se coloca arriba y a través de la zona productora, para evitar derrumbes y mantener el agujero limpio. El diámetro de la tubería de explotación está en función de los requerimientos, expectativas, y características del yacimiento primordialmente aunque puede verse afectada por efectos de la profundidad, formación, los fluidos de control y problemática es-perada, verificando los esfuerzos a que estará sometida; es decir debe diseñarse de acuerdo a los requerimientos de producción, estimulación y reparación. Selección de puntos de asentamiento de la tubería Factores que afectan la selección de la profundidad de asentamiento de las tuberías:  Control del pozo.  Gas superficial.  Zonas de pérdidas de circulación.  Estabilidad de las formaciones expuestas en función del tiempo.  Estabilidad de las formaciones respecto a la densidad y/o ECD.  Riesgo de pegamiento por presión diferencial.  Geometría requerida del pozo – Perfil direccional.  Requerimientos de Sidetrack.  Acuíferos que deben ser cubiertos.  Limpieza del pozo.  Secciones salinas (solubles).  Cambios de presión de las formaciones (poral y/o de fractura).  Competencia de las formaciones.  Incertidumbre en las estimaciones de profundidad y presión.  ECD en el zapato. Tolerancia a la Surgencia Kick tolerance La Tolerancia a la Surgencia (Kick Tolerance) es el máximo volumen de gas que puede ser circulado sin causar fracturas en la formación en la parte más débil del pozo (usualmente el zapato de la última tubería colocada). Es una medida de la integr idad del pozo y además brinda un margen de seguridad de operación en términos de capacidad de control del pozo.
  • 39. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 39 El primer paso es determinar cuál es la máxima altura de fluido que puede entrar al pozo cuando alcanza el zapato de la tubería. TD = Prof. Total. Dshoe = Prof. Zapata. Hshoe = Altura de fluido entrado. ρmud = densidad lodo. ρshoe = densidad influjo en zapato. Las tolerancias de arremetidas (Kick Tolerance) se deberán calcular considerando los siguientes factores de intensidad:  0,06sg (0,5ppg) en operaciones de desarrollo.  0,12sg (1,0ppg) en operaciones de exploración/avanzada aplicadas por encima de la presión de formación prevista en el diseño del pozo o la presión de formación estimada actual durante la perforación. Evaluación geométrica • Seleccionar diámetro de Tubing de acuerdo al tipo de fluido y las condiciones esperadas de flujo. • Seleccionar el diámetro de Casing/Liner de Producción de acuerdo a la Tubería de producción y sistema de extracción seleccionado. • Seleccionar diámetros de Casing/Liners de acuerdo a los tamaños de broca y huelgos requeridos. Siempre que sea posible, utilizar dimensiones estándar de tubería y accesorios. • Seleccionar tipo de conexiones roscadas considerando requerimientos de diámetro, huelgos y condiciones fluidos- dinámicas del pozo. • Controlar los huelgos requeridos para un correcto trabajo de cementación y corrida de los tubulares. • Evaluar fuerzas de arrastre en función a la trayectoria del pozo. Características geométricas y mecánicas de la tubería de revestimiento y tubería de producción. Principios: El propósito de la selección de los puntos de asentamientos de la tubería, es alcanzar los objetivos del pozo con la mayor seguridad posible y la menor cantidad de secciones. Es un balance entre riesgos y costos.
  • 40. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 40 La selección de los puntos de asentamientos se basan en: Las presiones de poros y fracturas, incluyendo su variación por el ángulo y rumbo del pozo. La profundidad final y los requerimientos del diámetro en la zona productora, terminación, ensayos y registros eléctricos. Otros puntos a considerar son Zonas someras de gas, zonas de pérdidas o derrumbes, zonas de presión diferencial, zonas de sal, regulaciones ambientales, zonas sobre presurizadas, kick tolerance.
  • 41. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 41 Huelgos (over-lapping) Huelgos Huelgo entre Casing y Tubing: • Diámetros de Casing estándar o no estándar. • Casing con diámetro de pasaje (drift) regular. • Casing con diámetro de pasaje especial (drift especial). • Diámetros de Tubing estándar. • Diámetro exterior de conexiones de Tubing. • Tamaños de accesorios de Tubing deben ser tenidos en cuenta. Huelgo entre Casing y Broc: • Diámetro de pasaje (drift) Regular. • Diámetro de pasaje especial (drift especial). • Diámetros de Brocas estándar. • Diámetros de Especiales especiales. • “Under reamer” o Mechas bicéntricas. Huelgos para casing de Contingencia: • Deben ser considerados en caso de formaciones problemáticas.
  • 42. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 42 Selección de diámetros Líneas sólidas indican mechas comúnmente usados para un dado diámetro de tubo. Líneas sólidas indican huelgos adecuados para instalar y cementar el casing o liner. Líneas cortadas indican tamaños de hoyo poco comunes.
  • 43. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 43 La selección por un camino de línea cortada requiere especial atención a: – El tipo de conexión. – Las propiedades del Lodo, densidad, viscosidad y fluencia. – El proceso de cementación. – Doglegs y trayectoria. Regla del pulgar Huelgos. Regla del pulgar: • Huelgo Diametral = Diámetro Drift – OD conexión tubería subsiguiente Enfoque Tradicional: Huelgo Diametral debe ser 1.0” a 1.5” para una instalación confortable” del casing. • Huelgo Pozo abierto a Tubo = Diámetro pozo – OD conexión del Casing o Liner. – Enfoque Tradicional: • Para conductor de gran OD, Casing de superficie e intermedios: ~ • 6 pulgadas. • Para Casing de medio y bajo OD y Liners: ~ 2 pulgadas (o requerimiento para satisfacer cementación. – Estas reglas del pulgar no diferencian por variables de aplicación, como: Profundidad. Propiedades del Lodo. Surgencia. Número de tramos diferentes de casing y liner. Profundidad del pozo. Presiones de Formación y fractura. Diseño Mecánico • Planteo de hipótesis de carga con la identificación de las mismas. • Estimación de la magnitud de las cargas. – Cálculo de las Cargas principales vs. Profundidad. Cargas axiales, tensión y compresión. Cargas de Presión Interna. Cargas de Presión Externa. Otras cargas no convencionales. • Cálculo de la capacidad de la tubería para resistir las cargas. La resisten cia de los tubos debe ser suficiente para contener los efectos de las cargas. • Chequeo del diseño y selección de las tuberías.
  • 44. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 44 Corrosión • Definición del ambiente de servicio (corrosivo o no corrosivo). • Selección de materiales resistentes a la corrosión y a la erosión. • Plan de integridad. 6- FLUIDO DE PERFORACION Introducción y Circuito Uno de los aspectos más importantes en el diseño de un pozo es la selección del fluido de perforación. Parte de los problemas que ocurren durante la perforación de los pozos están relacionadas directa o indirectamente con el tipo y las propiedades de dicho fluido. Entre otros, se encuentran las pérdidas de circulación, los brotes, resistencias y atrapamientos de sarta por inestabilidad de la formación, pegaduras por presión diferencial, bajos ritmos de penetración, y daño a la formación productora. La selección del fluido de perforación debe hacerse de acuerdo a las condiciones y problemáticas específicas del campo a perforar. Cada etapa del programa se debe analizar detalladamente. Los problemas registrados en los pozos vecinos dan indicios de las áreas de oportunidad que se deben enfocar a fin de optimizar el programa de fluidos. Mediante una adecuada selección, se puede eliminar una buena parte de los problemas mencionados. La información que debe recabarse durante el proceso de selección del fluido de perforación, se refiere a las presiones de poro y fractura, antecedentes de pérdidas de circulación o de brotes, litología (presencia de lutitas hidratables, intercalaciones de sal, etc.), temperatura, y presencia de fluidos contaminantes (agua salada, CO2 y H2S). Un aspecto que ha tomado gran importancia en este proceso, es la protección al medio ambiente. De hecho, este último ha originado que se dejen de utilizar sistemas de fluidos de perforación que en años anteriores dieron buenos resultados, pero que contienen productos altamente tóxicos para el medio ambiente, tales como el Cromo-ligno-sulfonato Emulsionado. Estos han sido sustituidos por lodos inhibidos a base de polímeros o cálcicos, entre otros.
  • 45. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 45 Funciones del fluido  Sacar los recortes de terreno, generados por el trépano, del pozo.  Controlar las presiones de Formación.  Suspender los recortes al interrumpir el bombeo, y permitir su fácil remoción en superficie.  Sellar las Formaciones Permeables.
  • 46. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 46  Mantener la estabilidad del hueco.  Minimizar el Daño de Formación.  Enfriar, lubricar y proteger la mechay columna perforadora.  Transmitir Potencia hidráulica a motores de fondo y trépano.  Facilitar la adecuada evaluación de las Formaciones atravesadas.  Controlar la corrosión de las partes metálicas.  Facilitar la Cementación y terminación del pozo.  Minimizar el impacto sobre el Medio Ambiente. 1 – Sacar los recortes de terreno del pozo. A medida que se generan recortes de terreno (cuttings) por la acción de la mecha de perforación, o desmoronamientos (breakouts, cavings) por la condición del pozo, los mismos deben ser evacuados del pozo. Para cumplir este objetivo el Fluido de Perforación es impulsado por las bombas al pozo, por el interior de la columna perforadora, hasta salir por las boquillas del trépano. Ascendiendo luego por el espacio anular entre el exterior del sondeo y las paredes del pozo, o interior de las tuberías anteriores existentes. En su camino el lodo “barre” y arrastra los recortes hasta que, rebalsando por la salida lateral, pasa por las zarandas de las piletas, adonde comienzan a ser removidos del fluido. La remoción de los recortes, limpieza del pozo, es afectada por variables como la ROP (velocidad de perforación), diámetro del pozo, geometría de la herramienta (diámetros externos, longitudes, etc.) y del pozo, tamaño de los recortes, densidades del fluido y de los recortes, caudal de la bomba, Reología del lodo (Viscosidad, Punto de Fluencia, n, K), revoluciones de la mesa (rpm) y otros.
  • 47. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 47 2 - Controlar las Presiones de Formación: Para asegurar una Perforación segura de pozos se debe evitar el ingreso de los Fluidos de Formación al pozo. Esto se logra mediante el aumento de la Densidad (MW) o Peso Específico del Fluido de Perforación. Se recomienda que la densidad esté 0,5 ppg por encima de la mayor Presión Poral esperada. El incremento de la Densidad, se obtiene mediante el agregado de Carbonato de Calcio, Baritina u otros densificantes, y permite aumentar la Presión Hidrostática sobre las Formaciones, hasta superar las Presiones Porales. Esto permite evitar las surgencias descontroladas (Blowouts o Kicks) de los fluidos de formación que representan un serio riesgo para la Seguridad de la gente y los equipos. En algunas áreas de Latino América de profundidades superficiales se tienen Gradientes inferiores al normal de 0,433 psi/pie, equivalente a 8,33 lb/gal (1 kg/lt = 1 gr/cm3). En áreas donde se tienen pozos profundos se pueden requerir más de 17,0 ppg (2,0 kg/lt) de Densidad.
  • 48. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 48 3 – Suspender los recortes al interrumpir el bombeo, y permitir su fácil remoción en superficie. Tixotropía – Geles. El fluido de Perforación debe poder mantener en suspensión los recortes, los sólidos densificantes, y otros aditivos, en un amplio rango de temperaturas y presiones. Simultáneamente debe permitir la fácil remoción de los recortes (cuttings) por lo s equipos de control de sólidos en superficie para evitar su reciclado y remolido. La decantación indeseada de los sólidos en el pozo puede conducir a aprisionamientos, cortes de circulación, arrastres y asentamientos de la herramienta, elevadas presiones de bombeo, etc. La decantación del densificante (sag o sagging) es un fenómeno conocido e indeseable por las variaciones de densidad a lo largo del pozo.
  • 49. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 49 Indicadores de Decantación Lodo liviano seguido de lodo pesado cuando se circula “fondo arriba” (bottoms -up). Presiones Anormales en la línea de alta (standpipe) – efecto tubo en U debido al lodo más denso en el espacio anular. Elevadas ECDs, pérdidas de lodo – rotación del BHA en las camas de baritina decantada. Alto torque y arrastre – contacto entre el sondeo / baritina decantada. Surgencias o kicks Inesperados debido a la columna de lodo alivianada. 4 – Sellar las Formaciones Permeables. La Permeabilidad es la propiedad de las Formaciones porosas que permite que los fluidos fluyan a través suyo. Para producir hidrocarburos las formaciones deben ser permeables a ellos. Como deseamos que la Presión Hidrostática sea superior a las Presiones Porales o de Formación (Punto 2) el filtrado del lodo, y a veces el lodo mismo penetra en la Formación. Se debe obtener la generación rápida de un revoque fino, plástico e impermeable. Es el revoque (cake) sobre la cara del pozo en las Formaciones Permeables, el medio para minimizar la invasión de sólidos y fluidos. • MECANISMO – Zona invadida (sólidos + líquidos) Pf – Presión que el fluido ejerce revoque externo Pp - Presión da formación Zona no contaminada Una inadecuada distribución del tamaño de los sólidos y los aditivos presentes en el lodo, conducirá a generar revoques gruesos y semi-permeables, generando arrastres y asentamientos en maniobras, admisiones o pérdidas inducidas, y Daño de Formación. Una alta concentración de sólidos es indeseable desde todo punto de vista del pozo, del fluido, y del equipamiento.
  • 50. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 50 5 – Mantener la estabilidad del pozo. La estabilidad del hueco es un balance complejo de factores mecánicos (presiones y tensiones) y químicos. La composición química y las propiedades físicas (densidad, reología, filtrado) del lodo deben adecuarse para conferir estabilidad al pozo hasta que una tubería de revestimiento (casing) se baje y cemente en la profundidad programada. La composición química del lodo debe ser afín y compatible a la de los fluidos presentes en la formación. 6 – Minimizar el Daño de Formación. Cualquier reducción en la Permeabilidad o Porosidad originales de las Formaciones implica una reducción en la Producción de Hidrocarburo, esto es llamado Daño de Formación. Esto puede ser consecuencia de taponamiento de los poros por los sólidos del lodo (sólidos perforados o aditivos agregados), deposición de precipitados insolubles por incompatibilidad química entre el lodo y los fluidos de formación, cambios en la mojabilidad de las rocas, alteración de las saturaciones relativas cerca de la cara del pozo, etc. Generalmente se usa el Skin Factor, o la caída de presión necesaria para que el pozo produzca (draw down pressure) para determinar el grado de daño. Las admisiones y pérdidas de lodo en la Zona de Interés, los filtrados elevados y revoques pobres, el exceso de sólidos finos o ultra finos, son todos factores a minimizar para acotar el Daño de Formación. 7 – Enfriar, lubricar y proteger la mechay columna perforadora. Para romper (cortar) el terreno la mecha requiere una importante cantidad de energía mecánica e hidráulica, la que es disipada como calor. La circulación del lodo enfría el trépano, y la columna transfiriendo y evacuando el exceso de calor desde el trépano, y columna perforadora. La Densidad del lodo debe ser suficiente para contener las tensiones mecánicas de las formaciones (tectónica y orientación de los esfuerzos). La inestabilidad del pozo se detecta por los breakouts - desmoronamientos en zarandas (lajas de terreno de diversos tamaños, pero no cortados por el trépano), arrastres y asentamientos del sondeo, sobrepresiones, etc.
  • 51. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 51 Debido al Gradiente Térmico normal, la temperatura del terreno se incrementa en unos 3°/100 metros, por lo que, al circular desde superficie, enfría el fondo del pozo más caliente. Un lodo con buen Coeficiente de Lubricidad reduce la fricción de la columna perforadora contra las paredes del pozo, esto disminuirá la energía requerida para girar el sondeo, reduciendo el calor disipado por rozamiento. También reduce el arrastre y asentamiento en maniobras y agregados. 8 – Transmitir Potencia hidráulica a motores de fondo y trépano. La energía Hidráulica debe ser aprovechada para maximizar las ROP, y a facilitar la remoción de los cuttings del frente del trépano. También provee la energía necesaria a los motores de fondo para rotar el trépano, y para las lecturas de herram ientas especiales como el MWD (Measure While Drilling), y el LWD (Logging While Drilling). Es posible hacer una adecuada selección de las boquillas dla mechapara optimizar el uso de la Energía Hidráulica (Presión y caudal) provista por la bomba de lodo en superficie. La Potencia Hidráulica de las bombas, las pérdidas de carga dentro del sondeo y en el anular, la máxima presión disponible de bomba, la Densidad y reología del lodo, afectan los resultados. Los Lodos Tixotrópicos, de bajos sólidos, son los más eficientes para transmitir Potencia Hidráulica al Trépano. 9 – Facilitar la evaluación de las Formaciones atravesadas. La evaluación exacta de la Formaciones atravesadas es clave para el éxito de la perforación, Terminación y producción, sobre todo en pozos de exploración. Las propiedades físicas y químicas del lodo pueden afectar la evaluación de las Formaciones. Las Cabinas de control geológico examinan los recortes buscando signos de hidrocarburos, y para determinar su composición y características. Se monitorea el gas, parámetros de perforación y del lodo. Algunas veces se perforan secciones cilíndricas de Formación (testigos corona) para su estudio y evaluación en laboratorios. Los Perfiles eléctricos a pozo abierto y su interpretación son afectados por la zona invadida, el cáliper del pozo y las propiedades del lodo. Lo mismo sucede con ensayos de DST (producción), FIT y LOT (integridad). 10 – Controlar la corrosión de las partes metálicas. La columna de perforación, la tubería, las bombas y líneas están en contacto permanente con el fluido de perforación, y son susceptibles a sufrir diferentes formas de corrosión que reducen su vida útil.
  • 52. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 52 Los gases disueltos, como el Oxígeno o el Dióxido de Carbono, pueden generar severos problemas de corrosión. La presencia de corrientes galvánicas, bacterias sulfato reductoras, bajos PH, sales en el lodo, son factores a contemplar para un adecuado control de la corrosión. El uso de anillos de corrosión en la columna, o cupones en las piletas, ayuda al monitoreo de la corrosión y la selección de los mejores aditivos para minimizarla. Equipos de superficie que produzcan la aireación del lodo, o valores reológicos que favorezcan al entrampamiento de gases, requerirán cuidados adicionales. 11 – Facilitar la Cementación y Terminación del pozo. El fluido de perforación debe generar un hueco en el cual se pueda bajar y cementar la tubería de aislación de manera efectiva, así como facilitar las operaciones de Terminación del pozo. La cementación para aislar las diferentes capas productivas es clave para una buena Terminación del pozo. Durante la bajada de tubería el lodo debe mantenerse fluido, minimizando las presiones de pistoneo, de manera de no inducir admisiones. Un lodo con bajos geles, lubricado y con bajos sólidos, y un pozo en cáliper, sin revoques gruesos en zonas permeables, facilita la bajada del casing y una buena cementación. En la Terminación las operaciones de punzado, pistoneo de capas, y fracturas hidráulicas o ácidos se benefician cuando se han cuidado las propiedades físico - químicas del fluido de perforación. 12 – Minimizar el impacto sobre el Medio Ambiente. Al perforar pozos se suelen atravesar napas de agua dulce, y eventualmente, al final del pozo, el lodo y los recortes se transforman en efluentes de la perforación. Es fundamental la disposición responsable de los mismos. El fluido base del lodo, así como los aditivos que se formulan, deben ser ambientalmente amigables. Existen Legislaciones cada vez más estrictas con respecto al contenido de metales pesados o Hidrocarburos en los efluentes. Los lodos base hidrocarburo, empleados en zonas problemáticas donde la actividad química es factor determinante, requieren equipos y técnicas especiales y, generalmente, costosas para su disposición final.
  • 53. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 53 Tipos de fluido LODO BASE AGUA Fluidos de Perforación base Agua (WBM). Son los más usados, tanto onshore como offshore. Su relativo bajo costo, y las limitaciones ambientales, más que técnicas, los favorecen. Fluidos de Perforación Base agua dulce. 1.1.1 – Dispersos = alta bentonita, dispersante, polímeros RF. 1.1.2 – Bajos sólidos/Polimérico = baja bentonita, polímeros RF y viscosificantes. 1.1.3 – Dulce PHPA = baja bentonita, PHPA (Poli Acrilamida Parcialmente Hidrolizada), polímeros RF y viscosificantes. 1.1.4 – Libre de sólidos = polímeros RF y viscosificantes, Carbonatos de Calcio granulométricos, glicoles, etc. Fluidos de Perforación Base agua salada. 1.2.1 – Base KCl = sistemas similares a 1.1.2, 1.1.3 y 1.1.4, pero “inhibidos” con KCl. 1.2.2 – Base Agua de mar = Sistemas similares a 1.1.2 y 1.1.4, se trabajan a pH > 10 para controlar Calcio y Magnesio.
  • 54. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 54 ADITIVOS COMUNES EN FLUIDOS BASE AGUA (WBM). Todos los aditivos poseen un efecto primario o ppal., y varios secundarios, algunos deseables, y otros indeseables. Se debe poner atención a la concentración, el medio en que se usa, la temperatura y las interacciones entre aditivos. Viscosificantes: Viscosidad para acarreo y limpieza, geles. Revoque. 2.1.1 – Bentonita – arcilla montmorillonítica, uso de 15 a 120 kg/m3. 2.1.2 – Goma Xántica (XCD-XG) – polímero natural, resiste contaminaciones, limitación por temperatura y bacterias. Brinda Geles. Uso 1,0 a 6,0 kg/m3. 2.1.3 – HEC – Polímero sintético, Hidroxi-Etil-Celulosa. Resiste contaminación, temperatura y bacterias. No brinda Geles. Uso 2 a 5 kg/m3. 2.1.4 – Goma Guar – Polímero natural, resiste contaminaciones, limitado por temperatura y bacterias. Requiere más concentración para generar Geles. Uso de 6,0 a 14 kg/m3. 2.1.5 – Extendedor de bentonita. – Polímeros sintéticos, no resisten contaminaciones, para reología, no controlan Filtrado. Uso 0,10 a 0,30 kg/m3. COMPORTAMIENTO DE LA BENTONITA 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% Porcentaje de bentonita (en peso) Arcilla nativa Sub bentonita Bentonita de alta calidad Bentonita estandar COMPORTAMIENTO DE LA BENTONITA 0 5 10 15 20 25 30 35 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% Porcentaje de bentonita (en peso) Visc osidad plastica (c ps) Arcilla nativa Sub bentonita Bentonita de alta calidad Bentonita estandar Fig.5
  • 55. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 55 Densificantes: Incrementar la Densidad del lodo, para controlar el ingreso de fluidos de formación. Presión Hidrostática. 2.2.1 –Baritina – Sulfato de Bario. Densidad entre 3,8 a 4,2 g/cm3. Usado para densificar hasta 2400 kg/m3 (20,0 ppg). 2.2.2 – Carbonato de Calcio – Densificante. Densidad 2,7 g/cm3. Por menor densidad requiere agregados en mayor concentración, más sólidos. Usado para densificar hasta 1200 kg/m3 (10,0 ppg). 2.2.3 –Hematita – Óxido de hierro. Erosivo para las partes metálicas. Densidad 4,8 g/l. Uso para densificar hasta 3100 kg/m3 (25,8 ppg). 2.2.4 – Densol – Carbonato de Estroncio. Densidad 3,4 g/cm3. Usado para densificar hasta 1800 kg/m3 (15,0 ppg). Controlar Calidad – Distribución de tamaños, densidad, contaminantes. Reductores de Filtrado: Formar revoque en formaciones permeables, reducir filtrado del lodo a Formación. 2.3.1 – Almidón y derivados = Origen orgánico, para inyecciones saladas saturadas, o encaladas. Resiste contaminaciones. Sufre ataques bacterianos, se degrada por temperatura. Uso 8 a 16 kg/m3. 2.3.2 – CMC = CarboxiMetilCelulosa, semi sintético, uso más extendido. Sensible a contaminaciones, sufre ataque bacteriano (aunque menos). Uso 4 a 8 lg/m3. 2.3.3 – PAC = CelulosaPoliAniónica. Es CMC purificada, con mayor Grado de Substitución. Sintético. Resistente a contaminaciones y bacterias. Uso 2 a 5 kg/m3. 2.3.4 – PoliAcrilato de Sodio = Polímero sintético (Cypan), resiste bacterias y temperatura, no resiste contaminaciones. Uso 1 a 3 kg/m3. Controlar Calidad – Concentración de uso, límites de temperatura, resistencia a contaminantes, etc. Inhibidores de arcillas: Controlar la hidratación y dispersión de las arcillas de formación. 2.4.1 – Cloruro de Potasio (KCl) - Inhibidor de arcillas muy extendido. Uso 1 a 8% (10 a 80 kg/m3). Peligroso si se pasa de concentración, “seca” o deshidrata las formaciones in-estabilizándolas. Consideraciones ambientales. 2.4.2 – Calcio (Ca2+) - Se emplea en Sistemas encalados (con cal) alto pH > 11, o en Sistemas al Yeso, bajo pH > 8. Uso 6 a 18 kg/m3. 2.4.3 – Cloruro de Sodio (sal - NaCl) - para salmueras saturadas o al atravesar domos salinos. Uso hasta 200 kg/m3 (saturación). Consideraciones ambientales.
  • 56. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 56 2.4.4 – Otras sales - Cloruro de Calcio, Formiatos de Na o K, altas densidades con fluidos sin sólidos suspendidos. Acetato de K. Uso 2 a 7 kg/m3. Diferente impacto ambiental, depende de concentración. 2.4.5 – Glicoles – Polialcoholes, líquidos sintéticos. Retardadores de hidratación. Temperatura de aplicación. Uso 1 a 10% (10 a 100 l/m3). 2.4.6 – PHPA – PoliacrilAmida Parcialmente Hidrolizada. Encapsulante de arcillas, retardador de hidratación. Sensible al Calcio y Magnesio. Resiste cloruros, bacterias y temperatura. Uso 2,0 a 7,0 kg/m3. Se controla PHPA libre (1 a 1,5 kg/m3). Polímero sintético largo, dudas sobre su impacto en Daño de Formación. Aniónica, Catiónica o Neutra. 2.4.7 – PoliAminas – Líquidos sintéticos. Inhibidor de arcillas. Bajo impacto ambiental. Uso 4,0 a 20,0 l/m3. 2.4.8 – Sales de Aluminio – Sales Organo-metálicas, alto pH, generan precipitados instantáneos en la cara del pozo. 2.4.9 – Silicatos – Líquidos de alto pH, mismo principio que el anterior. 2.4.9 – Otros – Existen y se desarrollan en el mercado nuevos aditivos para controlar/inhibir los sólidos activos de formación minimizando el impacto ambiental. Control de pH: Mantener el pH del lodo en la zona alcalina (óptimo entre 7,5 a 8,5), pH de 10 y mayores activan ciertas arcillas y degradan los polímeros. 2.5.1 – Soda Caustica – Hidróxido de sodio (NaOH). Producto caustico agresivo. Uso 0,5 a 2,0 kg/m3. 2.5.2 – Potasa caustica – Hidróxido de Potasio (KOH). Producto caustico. Menos activo que la soda caustica. Uso 2,0 a 6,0 l/m3. 2.5.3 – Cal hidratada – Hidróxido de Calcio (Ca(OH)2 ). Para lodos a la cal, emulsiones inversas, contaminaciones de Carbonato/Bicarbonato. Uso 0,5 a 14,0 kg/m3. 2.5.4 – Óxidos de Magnesio (OMg) – brinda un pH menos agresivo al no liberar oxhidrilos (OH-), alrededor de 10. Materiales para pérdidas (LCM): Sellar las formaciones fisuradas, muy permeables, o fracturadas. Restablecer el flujo normal de lodo a superficie. Usar mezcla de materiales, diversos tamaños. 2.6.1 – Carbonato De Calcio – Material granular inerte. Se muelen a diferentes granulometrías en rangos escogidos. Para sellar arenas o fisuras hasta 500 micrones como máximo. Diseñar tamaño y concentración de acuerdo a formación problema. Para baches o continuo. Uso 20,0 a 150,0 kg/m3.
  • 57. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 57 2.6.2 – Mica – Material mineral laminar. Recubrimiento superficial. Para baches. Uso 10,0 a 60,0 kg/m3. 2.6.3 – Fibras celulósicas – Material semi sintético fibroso. Para Baches. Recubrimiento superficial. Uso 15,0 a 60,0 kg/m3. 2.6.4 – Bentonita granulada – Material granular hidratable. Adecuado para pérdidas totales, requiere tiempo de hidratación (maniobra). Uso 80 a 150 kg/m3. 2.6.4 – Mezclas – Combina LCM granulares, laminares y fibrosos. 2.6.7 – Otros – Existen aditivos y desarrollos basados en cambios de mojabilidad, fortalecimiento de las paredes, etc. Tenso-activos: Variar mojabilidad de la formación, reducir la tensión interfacial. 2.7.1 – Detergentes – Baja la tensión interfacial. Moja más las formaciones, para perforar arenas, calizas, tobas. Uso 5,0 a 8,0 l/m3. 2.7.2 – Surfactantes – Cambia la mojabilidad de los sólidos, recomendado para perforar arcillas. Sólidos repelentes al agua, retarda hidratación arcillas, y embolamiento trépano. Uso 6,0 a 10,0 l/m3. 2.7.3 – Emulsionantes – Favorecen la emulsión de hidrocarburos, en caso de aportes, en agua. Uso 4,0 a 15,0 l/m3. 2.7.4 – Librador de herramienta – Se formulan en baches con petróleo o gasoil. En caso de aprisionamientos por presión diferencial, rompen el revoque. Uso 400 a 600 lts. En 8 m3 de petróleo o gasoil. Antiespumantes: Reducir o eliminar la espuma superficial o entrampada en el lodo. Valores reológicos altos, cavitación bombas. 2.8.1 – Estearato de Aluminio – Polvo, se agrega por tambor químico con gasoil, o se esparce con jarra en piletas. Muy efectivo. 2.8.2 – Alcohol Octílico – Aumenta la tensión superficial. Efectivo para espuma superficial. Consideraciones ambientales. 0,5 a 1,5 l/m3. 2.8.3 – Siliconas – En emulsión o solución. Efectivo para espuma superficial, en lodos de bajos sólidos. 0,5 a 1,5 l/m3. Varios: Aditivos para fines específicos. 2.9.1 – Lubricante – Líquido o sólido. Reduce la fricción y el torque. Usado para pozos desviados, horizontales o muy profundos. Se mide el Coeficiente de Lubrici dad. Uso de 4 a 20 lt/m3.
  • 58. PERFORACIÓN DIRECCIONAL TEÓRICO- PRÁCTICO Ing. Ewert Muñoz 58 2.9.2 - Secuestrante de Oxígeno – Bisulfito de Amonio. Requiere cuidados en agregado y control de oxígeno disuelto. 2.9.3 – Carbonato de sodio – Soda ash. Secuestrante de calcio. Evitar sobre tratamiento por contaminación carbonatos/bicarbonatos. Eleva el pH. Dejar siempre 80 a 120 ppm de Calcio como mínimo. 2.9.4 – Bicarbonato de sodio – Para tratar contaminaciones suaves con cemento, o rotar cemento fraguado. Precipita el Calcio, sin subir el pH. 2.9.5 – Dispersante – Sólido derivado del Lignito o del tanino. Reduce reología, pero disgrega los sólidos (aumenta los finos). Usar solo como último recurso, o al final del pozo para acondicionar para cementar. 2.9.6 – Defloculante polimérico – polímero líquido o sólido en base a poliacrilato de sodio. Reduce reología. Sensible a contaminaciones y a alta concentración de sólidos. Uso 0,5 a 2,0 l/m3. 2.9.7 – Bactericidas – Sólidos o líquidos. Para controlar el ataque bacteriano a los polímeros del lodo (Almidón, XGD, CMC). Uso 0,5 a 2,0 l/m3. 2.9.8 – Inhibidor de corrosión – En general líquidos a base de aminas fílmicas. Forman película sobre superficies metálicas. Requieren control de aminas. Uso 0,5 a 2,0 l/m3. 2.9.9 – Sellantes de microfisuras – Sólidos de base asfáltica o gilsonita. Reducen el filtrado HTHP, estabilizan paredes de pozo a T y P. Uso 8,0 a 16,0 kg/m3. LODO BASE ACEITE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE HIDROCARBURO (OBM). Se priorizan las emulsiones inversas ante problemas de arcillas activas, o inestabilidad química de pozos. Emulsiones Inversas – La fase continua es gasoil o diesel. La fase dispersa es agua salada utilizada para balancear actividad química de la formación, y reología. Relación O/W de 95/5 a 70/30. Uso en áreas con serios problemas de estabilidad química. Consideraciones ambientales limitan su uso. Base hidrocarburo 100/0 – Una variación de la anterior. No tiene el problema de los altos cloruros de la fase acuosa. Requiere viscosificantes adicionales. Emulsiones directas – La fase continua es agua. La fase dispersa es gasoil o diesel. La relación O/W es 10/90 a 40/60. Uso limitado ya que posee las limitaciones ambientales de las anteriores.