7 INTRODUCCION GENERAL-1

Diseño y Evaluación de pozos de Perforación

DISEÑO Y EVALUACIÓN

DE POZOS DE PERFORACIÓN

DE HIDROCARBUROS

APUNTES :

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ING. MANUEL TORRES HERNÁNDEZ

Índice

DISEÑO Y EVALUACIÓN DE LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS.

RESUMEN. 7

INTRODUCCIÓN GENERAL.

CAPITULO 1 RECOPILACIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN. PAG.

INTRODUCCIÓN CAPITULO 1……………………………………… ……………………………………………….. 9

RECOPILACIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN.

Ubicación. ………………………………………………………………………………………….. 11

Situación Estructural.. . .…………………………………………………………………..………. 12

Plano Estructural:…………………………………………………………………………………... 13

Sección Geológica...........................................................................................................13

Columna Geológica Probable.......................................................................................14

Pozos de Correlación....................................................................................................15

Programa de Muestreo....................................................................................................21

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CAPITULO 2 EVALUACIÓN DE LAS GEOPRESIONES.

INTRODUCCIÓN. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

EVALUACIÓN DE LAS GEOPRESIONES. ………………………………………………………………………. 23

Conceptos Generales. ………………………………………………………………………….. 18

Presión de Sobrecarga………………………………………………………………………….. 23

Presión de fractura......................................................................................................24

Presión de Poro...............................................................................................................24

PREDICCIÓN DE LAS GEOPRESIONES PARA EL POZO PXX. 24

CAPITULO 3 ASENTAMIENTO, PLAN DIRECCIONAL Y DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.

INTRODUCCIÓN. 32

ASENTAMIENTO, PLAN DIRECCIONAL Y DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO. 32

PLAN DIRECCIONAL. 34

DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO. 31

ASENTAMIENTO, PLAN DIRECCIONAL Y DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTOPARA EL POZO PXX.

32

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ASENTAMIENTO.....................................................................................................................32

PLAN DIRECCIONAL............................................................................................................40

DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO....................................................................44ETAPA DE 26” CON TR SUPERFICIAL DE 20”.................................................................................44ETAPA DE 17½” CON TR INTERMEDIA DE 13⅜”...........................................................................40ETAPA DE 12¼” CON LINER DE PRODUCCIÓN DE 9⅞” Y TIEBACK DE 9⅞”................................48ETAPA DE 8½” CON LINER DE PRODUCCIÓN DE 7”....................................................................50ETAPA DE 5⅞” CON LINER DE PRODUCCIÓN DE 5”....................................................................51

CAPITULO 4 PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN.


PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

Propiedades de los Fluidos de Perforación........................................................51

Tipos de Fluidos...................................................................¡Error! Marcador no definido.Fluidos Base Agua........................................................................¡Error! Marcador no definido.Fluidos Base Aceite....................................................................... ¡Error! Marcador no definido.

Selección del Fluido de Perforación..........................¡Error! Marcador no definido.

PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN PARA EL POZO TCA. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

Etapas de Perforación........................................................¡Error! Marcador no definido.

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CAPITULO 5 SELECCIÓN DE BARRENAS.

INTRODUCCIÓN.

SELECCIÓN DE BARRENAS.

Principio de Perforación de las Barrenas.

Tipos de Barrenas.

Barrenas Tricónicas. Geometría de la Barrena. Código IADC para Barrenas Tricónicas.

Barrenas de Cortadores Fijos (PDC). Geometría de los Cortadores y Aletas.

Código IADC para Barrenas de Cortadores Fijos.

Dinámica de la Perforación.

Código de Desgaste IADC.

Selección de Barrenas.

SELECCIÓN DE BARRENAS PARA EL POZO TCA.

Optimización de Barrenas. ……………………………………………………………………… 85

Etapa de 26” de 0m a 900m.

Etapa de 17½” de 900m a 2800m (1900m).

Etapa de 12 ¼” 2800m hasta 4620m (1820m) KOP 3000m.

Etapa de 8 ½” 4620m hasta 5140m (520m)

Etapa de 5⅞” 5140m hasta 5580m (440m)

CAPITULO 6 DISEÑO DE SARTAS E HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN.

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INTRODUCCIÓN.

DISEÑO DE LAS SARTAS DE PERFORACIÓN.

Tipos de Sartas de Perforación.

Procedimiento para el diseño de la sarta de perforación:

HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PERFORACIÓN.

DISEÑO DE SARTAS DE PERFORACIÓN PARA EL POZO TCA.

Etapa de 26” a 900m. Sarta Empacada.

Etapa de 17½” de 900m a 1800m. Sarta Empacada.

Etapa de 17½” de 1800m a 2800m. Sarta Empacada.

Etapa de 12 ¼” de 2800m a 4620m. Sarta con Sistema Rotatorio (Estabilizada-Orientada).

Etapa de 8½”, 4620 a 5140m. Sarta Empacada.

Etapa de 5¼” de 5140m a 5580m. Sarta Empacada.

HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN.

Tipos de Fluido.

Modelos Reológicos.

DISEÑO DE LA HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN.

CAPITULO 7 CEMENTACIÓN.


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CEMENTACIONES. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

Propiedades y Pruebas de Laboratorio de las Lechadas de Cemento.. ¡Error! Marcador no definido.

Accesorios Utilizados en una Cementación................¡Error! Marcador no definido.

DISEÑO DE LA CEMENTACIÓN PARA EL POZO PXX1.

PRIMERA ETAPA 26”, 900M. ……………………………………………………………….. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

Segunda Etapa 17 ½”, 900 a 2800m.................................¡Error! Marcador no definido.

Tercera Etapa 12¼” de 2800m a 4620............................¡Error! Marcador no definido.

Cuarta Etapa 8 ½”, 4620 a 5140m.................................¡Error! Marcador no definido.

Quinta Etapa 5⅞”, 5140 a 5580m...................................¡Error! Marcador no definido.

CAPITULO 8 EQUIPO DE PERFORACIÓN.

INTRODUCCIÓN.

Equipos de Perforación Terrestre.

Equipos de Perforación Marina.

Componentes Principales de un Equipo de Perforación. Sistema de Izaje. Sistema de Rotación. Sistema de Potencia. Sistema de Circulación. Sistema de Control de Presión. Sistema de Monitoreo.

SELECCIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN PARA EL POZO PXXX.

CAPITULO 9 SELECCIÓN DEL CABEZAL Y MEDIO ÁRBOL DE PRODUCCIÓN.

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SELECCIÓN DEL CABEZAL Y ARBOL DE PRODUCCIÓN.¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

CAPITULO 10 COSTOS DE LA PERFORACIÓN.


COSTOS DE PERFORACIÓN. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

Metodología VCDSE................................................................¡Error! Marcador no definido.

Tipos de Costos.....................................................................¡Error! Marcador no definido.

COSTOS DE PERFORACIÓN DEL POZO PXX. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

CAPITULO 11 ANÁLISIS DE RIESGOS.

ANÁLISIS DE RIESGOS. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

DISEÑO Y EVALUACIÓN..................................................0

DE POZOS DE PERFORACIÓN...............................................0

DE HIDROCARBUROS....................................................0

RESUMEN............................................................12

CAPITULO I..........................................................13

INTRODUCCIÓN GENERAL................................................13

RECOPILACIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN..............................16

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Ubicación...............................................................................................................................17

Plano de Ubicación Geográfica.............................................................................................17

Situación Estructural............................................................................................................17

Plano Estructural:..................................................................................................................18

Sección Geológica..................................................................................................................18

Pozos de Correlación.............................................................................................................19

Programa de Muestreo.........................................................................................................21

CAPITULO 2..........................................................22

INTRODUCCIÓN A GEOPRESIONES.........................................22

EVALUACIÓN DE LAS GEOPRESIONES........................................23

Conceptos Generales............................................................................................................23

Presión de Sobrecarga..........................................................................................................23

Presión de fractura...............................................................................................................24

Presión de Poro.....................................................................................................................24

PREDICCIÓN DE LAS GEOPRESIONES PARA EL POZO PXX.........................24

CAPITULO 3..........................................................32

INTRODUCCIÓN A TR’S Y PLAN DIRECCIONAL.................................32

ASENTAMIENTO, PLAN DIRECCIONAL Y DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.....32

PLAN DIRECCIONAL....................................................34

DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO....................................36

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ASENTAMIENTO, PLAN DIRECCIONAL Y DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO PARA ELPOZO PXX............................................................37

ASENTAMIENTO.....................................................................................................................37

PLAN DIRECCIONAL...............................................................................................................40

DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO............................................................................44ETAPA DE 26” CON TR SUPERFICIAL DE 20”.................................................44ETAPA DE 17½” CON TR INTERMEDIA DE 13⅜”..............................................47ETAPA DE 12¼” CON LINER DE PRODUCCIÓN DE 9⅞” Y TIEBACK DE 9⅞”............................48ETAPA DE 8½” CON LINER DE PRODUCCIÓN DE 7”............................................50ETAPA DE 5⅞” CON LINER DE PRODUCCIÓN DE 5”............................................51

CAPITULO 4..........................................................53

INTRODUCCIÓN.......................................................53

PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN...................................54

Propiedades de los Fluidos de Perforación..........................................................................56

Tipos de Fluidos (lodos).........................................................................................................60Fluidos Base Agua..................................................................60Fluidos Base Aceite..................................................................63

Selección del Fluido de Perforación.....................................................................................64

PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN PARA EL POZO PXX....................65

Etapas de Perforación...........................................................................................................67

CAPITULO 5.........................................................72

INTRODUCCIÓN (BARRENAS DE PERFORACIÓN)...............................72

SELECCIÓN DE BARRENAS................................................72

Principio de Perforación de las Barrenas............................................................................73

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Tipos de Barrenas..................................................................................................................73

Barrenas Tricónicas...............................................................................................................75Geometría de la Barrena..............................................................78Código IADC para Barrenas Tricónicas....................................................79

Barrenas de Cortadores Fijos (PDC).....................................................................................81Geometría de los Cortadores y Aletas.....................................................82

Código IADC para Barrenas de Cortadores Fijos.................................................................83

Dinámica de la Perforación..................................................................................................84

Código de Desgaste IADC......................................................................................................86

Selección de Barrenas..........................................................................................................86

SELECCIÓN DE BARRENAS PARA EL POZO PXX.................................87

Optimización de Barrenas....................................................................................................88

Etapa de 26” de 0m a 900m...................................................................................................90

Etapa de 17½” de 900m a 2800m (1900m)...........................................................................91

Etapa de 12 ¼”, de 2800 a 4620m (1820m), KOP 3000m.....................................................92

Etapa de 8 ½”, de 4620 a 5140m (520m)..............................................................................94

Etapa de 5⅞”, 5140 a 5580m (440m)....................................................................................96

INTRODUCCIÓN.......................................................99

DISEÑO DE LAS SARTAS DE PERFORACIÓN....................................99

Tipos de Sartas de Perforación...........................................................................................101

Criterios de Estabilidad en la Sarta de Perforación..........................................................102

Procedimiento para el diseño de la sarta de perforación:................................................106

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HERRAMIENTAS ESPECIALES DE PERFORACIÓN...............................107

DISEÑO DE SARTAS DE PERFORACIÓN PARA EL POZO TCA.......................112

Etapa de 26” a 900m. Sarta Empacada..............................................................................112

Etapa de 17½” de 900m a 1800m. Sarta Empacada..........................................................113

Etapa de 17½” de 1800m a 2800m. Sarta Empacada.........................................................114

Etapa de 12 ¼” de 2800m a 4620m. Sarta con Sistema Rotatorio (Estabilizada-Orientada)...............................................................................................................................................115

Etapa de 8½”, 4620 a 5140m. Sarta Empacada.................................................................116

Etapa de 5¼” de 5140m a 5580m. Sarta Empacada...........................................................117

HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN.........................................118

Tipos de Fluido.....................................................................................................................118

Modelos Reológicos.............................................................................................................119

DISEÑO DE LA HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN.............................120

INTRODUCCIÓN......................................................128

CEMENTACIONES.....................................................129

Propiedades y Pruebas de Laboratorio de las Lechadas de Cemento..............................130

Accesorios Utilizados en una Cementación.......................................................................135

DISEÑO DE LA CEMENTACIÓN PARA EL POZO PXX.............................138

Primera Etapa 26”, 900m....................................................................................................138

Segunda Etapa 17 ½”, 900 a 2800m....................................................................................139

Tercera Etapa 12¼” de 2800m a 4620.................................................................................140

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Cuarta Etapa 8 ½”, 4620 a 5140m......................................................................................141

Quinta Etapa 5⅞”, 5140 a 5580m........................................................................................142

CAPITULO 8.........................................................145

INTRODUCCIÓN......................................................145

Equipos de Perforación Terrestre.......................................................................................146

Equipos de Perforación Marina..........................................................................................147

Componentes Principales de un Equipo de Perforación...................................................150Sistema de Izaje...................................................................150Sistema de Rotación................................................................152Sistema de Potencia................................................................153Sistema de Circulación..............................................................155Sistema de Control de Presión.........................................................157Sistema de Monitoreo...............................................................159

SELECCIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN PARA EL POZO PXX...................159

CAPITULO 9.........................................................164

INTRODUCCIÓN......................................................164

SELECCIÓN DEL CABEZAL Y ARBOL DE PRODUCCIÓN...........................164

CAPITULO 10.......................................................169

ESTIMACIÓN DE COSTOS...............................................169

Y SEGUIMIENTO DEL GASTO PRESUPESTAL..................................169

FÍSICO - FINANCIERO..................................................169

INTRODUCCIÓN......................................................170

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COSTOS DE PERFORACIÓN..............................................171

Metodología VCDSE.............................................................................................................171

Tipos de Costos....................................................................................................................173

COSTOS DE PERFORACIÓN DEL POZO PXX...................................174

TOMA DE REGISTROS GEOFÍSICOS.........................................182

CONCLUSIONES.......................................................184

BIBLIOGRAFIA .

GLOSARIO

RESUMEN.

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El siguiente documento tiene como interés dar una información general de todos los pasos aseguir más relevantes en el diseño y evaluación de perforación de pozos de hidrocarburosconforme se está desarrollando de acuerdo a las actividades programadas dentro del marcode 1as operaciones que se deben realizar para llevar a un buen fin los resultados para laexplotación optima de un pozo de hidrocarburos.

El programa de actividades que se tenga que desarrollar se deberá agendar.

De acuerdo a las fechas estipuladas se debe hacer un seguimiento físico – financiero de todaslas actividades, comenzando con el de Diseño de la Perforación de Pozos el cual abarca 11módulos de actividades secuenciales desde la fecha de inicio.

El proyecto corresponde al diseño de la planeación de la perforación de un pozo de la regióna la que corresponde el equipo, teniendo como proyecto un pozo de la región sur y que si poralguna razón se omite algún dato es por falta de algunos datos con respecto al pozo en estedocumento y que no serán registrados con su debida oportunidad.

CAPITULO I

INTRODUCCIÓN GENERAL.

El objetivo de la perforación es construir un pozo útil colocando TUBERÍAS DE REVESTIMIENTOque nos permita comunicar los fluidos del yacimiento con la superficie, permitiendo realizar laexplotación racional de los mismos de una forma segura, benéfica y con el menor costoposible.

El diseño de pozos en PEMEX sigue un procedimiento, dentro del cual existen dos aspectosimprescindibles que determinaran el éxito del mismo, el esfuerzo dedicado a la idealización

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del mejor plan posible para el diseño del pozo y la atenta supervisión durante la operación deperforación hasta la liberación al área de producción para su optima explotación..

El procedimiento que PEMEX tiene establecido para la REALIZACIÓN de un programa deperforación de un pozo es el siguiente:

1. Selección y recopilación de la información de los pozos vecinos de correlación máscercanos al pozo a perforar.

2. Predicción de la presión de poro y fractura a partir de registros geofísicos para cadapozo de correlación determinando zonas de presión anormal y pérdida decirculación.

3. Teniendo en cuenta las necesidades del diámetro a terminar el pozo, seleccionar elasentamiento y número de las Tuberías de Revestimiento (TR’s).

4. Tomando en cuenta las bases del usuario, determinar la trayectoria del pozo.5. Con base a la información de correlación y gráficos de la presión de poro, realizar el

programa de fluidos y densidades a utilizar.6. Con base a las densidades a utilizar realizar un programa de diseño de tuberías de

revestimiento y el programa de cementación de las mismas.7. Con forme al diseño de las tuberías de revestimiento, seleccionar la geometría final

para la construcción del pozo tomando en cuenta diámetros de TR´s y barrenas.8. Realizar el diseño de la sarta de perforación.9. Desarrollar el programa de hidráulica tomando en cuenta las densidades de los

lodos seleccionados y la geometría previamente seleccionados.10.Seleccionar el equipo que mejor se ajuste a las necesidades y cargas máximas.11.Estimar el tiempo y el costo de la perforación del pozo en diseño.

Lo anterior conlleva a que el único requerimiento consiste en aplicar la tecnología adecuadaen cada etapa, logrando así que la perforación del pozo tenga la integración de la ingeniería,ecología, costo mínimo y utilidad.

De acuerdo con lo expuesto anteriormente, desde el punto de vista de la perforación, el hechode que un pozo resulte un éxito depende en gran parte del diseño preliminar del pozoelaborado al inicio de la perforación, esta parte de la planeación depende a su vez, de lacalidad y de la cantidad de la información con la que se dispone, para lo cual es de absolutaimportancia que en la recopilación de información intervengan de manera activa el personalde las 4 áreas que integran la Ingeniería Petrolera, el personal de exploración, yacimientos,producción y por supuesto el personal de perforación.

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Una vez llevado a cabo todo el planteamiento del diseño es necesario la ejecución del cálculode los costos de la operación ya que el costo de un pozo, está totalmente ligado con el tiempoque se tarda en concluirlo. El tiempo estimado puede variar dependiendo del propósito que sequiere alcanzar. Cuando se planea un pozo, una estimación puede dar proyecciones lógicas,que deberán ser las más cortas posibles para cada actividad. Para la estimación de los costos se tiene que utilizar un tiempo promedio, que no esnecesariamente el más corto posible. La estimación de los costos se realiza en diferentesetapas de la planeación, esta variará de acuerdo al avance del proyecto y se tiene que tratarde alcanzar una máxima aproximación para no tener fuertes variaciones que afecten eldesarrollo del proceso de perforación, y para esto son indispensables dos puntos: el primerominimizar los problemas y el segundo maximizar el progreso de la perforación.

Terminado el programa de perforación este será entregado al ingeniero de pozo, para asífacilitarle toda la información necesaria y ejecutar las actividades sin exceder el tiempoprogramado del pozo, con el fin de alcanzar exitosamente todos los objetivos, sin provocar alpozo una temprana intervención.

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CAPITULO I

INTRODUCCIÓN. (POZOS DE DESARROLLO).

En esta etapa del desarrollo del proyecto se hace la recopilación y el análisis de la informacióncon la que se cuenta de los pozos cercanos (pozos de correlación), con relación al nuevo pozoque se desea construir. Con esta información se determinaran las características técnicas(formaciones a perforar, estabilidad, etc.) y problemas que se pueden encontrar durante laperforación, verificando y actualizando la información que se obtenga de los eventos mientrasse perfora el pozo.

Para pozos exploratorios la información está limitada a estudios geológicos y geofísicosrealizados en el campo en prospecto y con ello determinar la geología del pozo a perforar,identificar anomalías que se puedan encontrar durante la perforación. En particular elemplear información geofísica como lo son los informes sismológicos permite determinar lalitología a perforar, presiones de formación y fractura, propiedades mecánicas de laformación y sus echados.

Para los pozos de desarrollo la información dependerá de la información generada durante laperforación de pozos perforados anteriormente en el mismo campo, como pueden ser:registros geofísicos, registros de lodo, historial de la perforación, record de barrenas,asentamientos de las T.Rs, registros de presiones, resumen de las operaciones, distribución delos tiempos, y configuraciones estructurales.

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RECOPILACIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN.

Dentro de nuestro proyecto se cuenta con información acerca del campo y de los pozosvecinos que se seleccionaron como correlación así como de los requerimientos del activo ybases de usuario. Con dicha información se procedió a su análisis para realizar la predicciónde las Geopresiones y a partir de aquí hacer el mejor diseño del pozo. Es de relevanteimportancia mencionar que el nombre del pozo por confidencialidad de la empresa serácambiado llamándose desde este momento Pozo PXX.

Así mismo el activo al ya tener conocimiento del área proporciono información acerca delplano estructural, de la sísmica, de los pozos cercanos, columna geológica probable,información estimada del yacimiento, y los requerimientos de muestras. De lo anterior lassiguientes secciones mostraran gráficos y datos de lo que se requerirá para el seguimiento delreporte y principalmente para el diseño del pozo.

De acuerdo a los datos proporcionados por el activo se tiene lo siguiente:

Nombre del pozo: PXXObjetivo: Obtener producción comercial de hidrocarburos de áreas que no han sido drenadasde las rocas del Jurásico Superior Kimmeridgiano.Tipo de pozo: Terrestre/DireccionalCoordenadas UTM conductor: X: 446,610.20 m / Y: 1, 979,725.14 mCoordenadas del objetivo: X: 446,518.00 m / Y: 1, 979,881.00 mAltura MR: 9 m Altura terreno sobre NM: 26 m.s.n.mDesplazamiento: 173 m

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Producción estimada: 1700 bpd / 2.10 MMpcdTipo hidrocarburo: Aceite ligero y GasP. de fondo estimada: 240 Kg/cm² @ 5400 MVBNM (3414 PSI) (DEQ=0.44g/cc)Profundidad programada: 5588mAparejo de fondo: 4 ½” y 3 ½” con sensor de P y T.

Ubicación.Estado: Tabasco.Municipio: Huimanguillo.Referencia Topográfica: Direccional desde la pera del pozo TXX.

Plano de Ubicación Geográfica.

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PARAISO

PALANGRE

CUNDUACAN

JALPA

FRONTERA

NACAJUCA

VILLAHERM OSA

G O L F O D E M E X I C O

CARDENAS

CHIPILIN

JOLOTEEDEN

M ORA

IRIDE

CHINCHORRO

CASTARRICAL

DOS BOCAS

M AYACASTEARRASTRADERO

PTO. CEIBA

M ELOCOTON

TIZON

M USGOESCUINTLE

CAPARROSO

PIJIJEM ANEA

LUNA

PALAPA

COSACO

BELLOTA OXIACAQUE

CARDENAS

TECOM INOACAN

JUJOJACINTO

PAREDON

CACTUS NISPERO

SAM ARIA

COM ALCALCO

CUNDUACAN

TINTAL

ESCARBADOTUPILCO

EL GOLPESANTUARIO

CARACOLILLO

M ECOACAN

SEN

AYAPA

PARAISO

CARDO RICINO

M ENTA

PARAISO

PALANGRE

CUNDUACAN

JALPA

FRONTERA

NACAJUCA

VILLAHERM OSA

G O L F O D E M E X I C O

CARDENAS

CHIPILIN

JOLOTEEDEN

M ORA

IRIDE

CHINCHORRO

CASTARRICAL

DOS BOCAS

M AYACASTEARRASTRADERO

PTO. CEIBA

M ELOCOTON

TIZON

M USGOESCUINTLE

CAPARROSO

PIJIJEM ANEA

LUNA

PALAPA

COSACO

BELLOTA OXIACAQUE

CARDENAS

TECOM INOACAN

JUJOJACINTO

PAREDON

CACTUS NISPERO

SAM ARIA

COM ALCALCO

CUNDUACAN

TINTAL

ESCARBADOTUPILCO

EL GOLPESANTUARIO

CARACOLILLO

M ECOACAN

SEN

AYAPA

PARAISO

CARDO RICINO

M ENTA

CAM PO TECOM INOACÁN


Situación Estructural.La estructura del campo Jujo-Tecominoacán es un anticlinal asimétrico con orientación NW-SE. Limitado al E y SW por fallas inversas, al NE por intrusión salina y al W y SE por cierre estructural, adicionalmente tiene dos intrusiones salinas de regulares dimensiones. El Campo está subdividido internamente en bloques por una serie de fallas normales, cabe mencionar que las estructuras presentan una orientación regional en dirección NW-SE. Fig.2.

Plano Estructural:

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Fig. 1 Ubicación Geográfica delCampo


Sección Geológica

Columna Geológica Probable.

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Fig. 2 Plano Estructuraldel Campo

Fig. 3 Sección Geológica.

PXX


T-XX4 T-XX3 P-XX T-XX5 T-XX6 T-XX7

Se observa ausencia de las formaciones Filisola, Encanto y Oligoceno.

Pozos de Correlación.

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Tabla 1. Columna GeológicaProbable.

Fig. 4 Ubicaciónde los Pozos deCorrelación.


Como pozos de correlación fueron considerados todos aquellos ubicados en las cercanías delfuturo pozo y que cuentan con el mayor volumen de información de registros geofísicos en lasetapas del Terciario(cretácico) y Mesozoico (jurásico).

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Fig. 5 Columnas Geológicas de los Pozos deCorrelación.


Programa de Muestreo.De acuerdo a las necesidades del activo se requiere del siguiente programa de muestreo.

Muestras de canal.

Se recuperaran dos bolsas de muestras de canal cada 5 m para estudios depaleontología y petrografía, a partir de las etapas que el Activo considere de interés.Estas muestras deben envasarse quitando el exceso de lodo y deben ser rotuladas continta indeleble. Para estudios de Geoquímica, recuperar muestras cada 5 m en elintervalo de interés, sin lavarse envasadas en bolsa y rotuladas con tinta indeleble(considerar circuladas para tiempo de atraso). El Activo asignará personal pararealizar estas actividades.

Núcleos de fondo.

Se solicitan 3 núcleos de fondo convencionales orientados de 9 m c/u, en las formacionesKI, JST-1 y JSK-6. Las profundidades de la toma de los mismos serán acordadas con elActivo. La longitud de recuperación en rocas consolidadas puede ser desde un metro omás; de ser posible la longitud del barril muestrero. La toma de estos núcleos estarálimitada a las condiciones de perforación sin representar riesgos adicionales parael pozo (zonas de pérdidas de circulación y atrapamientos).

Muestreo de fluidos aboca de pozos

Se deberán muestrear a boca de pozo los hidrocarburos producidos. El Activo asignarápersonal para realizar estas actividades.

La información descrita en este capítulo será clave esencial para el desarrollo de todo el diseño ayudándonos arealizar selección del asentamiento de tuberías, dirección del pozo, selección del fluido de perforación, selecciónde barrena, diseño de la cementación y posteriores intervenciones al pozo.

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Tabla 2 Programa deMuestreo.


CAPITULO 2

INTRODUCCIÓN A GEOPRESIONES

Sin duda alguna la única manera en la que se puede verificar la existencia de reservas depetróleo en el subsuelo, aun después de haber explorado y corrido análisis de su posibleubicación, es perforar un pozo en el lugar.

Los problemas que se presentan en un pozo cuando se perfora; como son los flujos y eldescontrol, pegaduras por presión diferencial, pérdidas de circulación, colapsos de tuberíasde revestimiento, derrumbes de formación y en casos muy severos la pérdida total del pozo;ocasionando considerables incrementos en los tiempos de perforación y por ende en elincremento de costos del pozo, son generalmente causados por una deficiente predicción delas presiones de sobrecarga, poro y fractura (geopresiones) de las formaciones queatravesará el pozo, y cuya comprensión y conocimiento es básico para planear la perforacióny diseñar acertadamente un pozo.

Es por ello que el tener información veraz y hacer un análisis exhaustivo en los límitesextremos de las predicciones de las geopresiones y la posible correlación de información decampos ya explotados en el área donde se desea planear el pozo observando las dificultades yproblemáticas técnicas para la perforación de tal pozo, hará que el pozo planeado se terminedentro de tiempo.

Aunado a esto entender primero los principios físicos que originan estas presiones esimprescindible y segundo, realizar una predicción con la mayor exactitud posible hará que selogre un buen diseño y con esto un pozo rentable, seguro y con el mejor costo beneficio.

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EVALUACIÓN DE LAS GEOPRESIONES.

Conceptos Generales.

Durante el proceso normal de depositación, la presión de sobrecarga se va incrementandoconforme la acumulación de sedimentos incrementa, este incremento de sobrecarga hace quelos sedimentos se compacten, dando como resultado que la porosidad disminuya. (Fig. 6). Esteproceso de compactación ocurre a medida que el agua de formación es expulsada del espacioporoso, y el esfuerzo de sobrecarga que soporta el agua de formación se transfiere a lamatriz de la roca dando como resultado una reducción en la porosidad.

En algunas áreas donde la permeabilidad de la formación es suficiente para permitir lamigración de los fluidos provocada por la reducción de la porosidad, la presión de poro esnormal es decir que se comporta como la presión hidrostática ejercida por una columna deagua de formación a la profundidad de interés. Las zonas de presión de poro anormales sonoriginadas durante el proceso de depositación y compactación, formándose a la vez unabarrera impermeable que impide la liberación del agua de formación quedando entrampadapor debajo de esta barrera, la cual tuvo su origen debido a un ritmo más rápido dedepositación y compactación que el del movimiento ascendente del agua. Por lo tanto laporosidad existente debajo de esta barrera impermeable difiere de la tendencia normal.

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Pp NormalPp Anormal

Fig.6. Proceso de sedimentación y compactación.

BARRERA IMPERMEABLE

Presión de Sobrecarga.Es la presión que ejerce el peso combinado de una columna de roca más los fluidos queestán contenidos en el espacio poroso que soporta una formación a una determinadaprofundidad.

Presión de fractura.La presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para deformar permanentementela estructura rocosa de la formación.

Presión de Poro.Es aquella a la cual se encuentran confinados los fluidos en los espacios porosos de la formación, estas presiones que se encuentran en el pozo pueden ser normales, anormales (altas), o subnormales (bajas).

Normales: Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una columna de fluidosde formación extendida hasta la superficie. Teniendo un gradiente de presión normal de1.07g/cc en zonas costa fuera.Subnormales: Cuando son menores a la presión normal, es decir, a la presión hidrostáticaejercida por la columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie.

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POZO T426 [MD] POZO T120 [MD] POZO T547 [MD]

Anormales: Cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos de formación.

Siendo las anteriores las que afectan el programa de perforación de un pozo dentro de losmuchos aspectos se tiene:

La selección del tipo y densidad de lodo. La selección de profundidad de asentamiento para cada una de las tuberías de

revestimiento. La planeación de la cementación.

Además de tener en cuenta la problemática que se puede generar debido a las presiones anormales:

Brotes y reventones. Derrumbes. Perdidas de circulación. Pegaduras por presión diferencial.

PREDICCIÓN DE LAS GEOPRESIONES PARA EL POZO PXX.De acuerdo a la información obtenida de los registros geofísicos de los pozos de correlación,ésta se analizó y seleccionó con el fin de obtener las geopresiones para el pozo que se planeaperforar. Los registros con los que se cuenta para hacer la predicción de las geopresiones delpozo PXX son mostrados en las figuras 7y 8.

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Fig. 7 Registros geofísicos de pozos decorrelación T426, T120 y T547.


POZO T807 [MD] POZO T444A [MD] POZO T408C [MD]

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Fig. 8 Registros geofísicos de pozos de correlaciónT807, T444A y T408C.


DATOS

De los registros mostrados en las figuras 7 y 8, solo han sido seleccionados los pozos T807 yT547 para la predicción de las geopresiones del pozo a perforarse debido a dos situacionesimportantes: el pozo T807 está dentro del bloque donde se ubican los objetivos dehidrocarburos por lo que se espera atravesar una litología similar; el pozo T547 es el pozo quecuenta con más información en cuanto a la porosidad de la formación.

Con los registros seleccionados, estos fueron cargados en el programa PREDICT, y seseleccionaron las curvas correspondientes para el procesado de las mismas y posteriormenteaplicar la metodología para determinar las geopresiones para el futuro pozo.

Siguiendo la secuencia práctica en el software el cálculo de las geopresiones para el pozo TCA,se realizó de la siguiente forma:Cargar Datos

MTH Página 31Fig. 9 Registros seleccionados para la

predicción de geopresiones.


POZO T807 POZO T547

De los registros de ambos pozos, las curvas usadas para el análisis son: la curva de rayosgama, tiempo de tránsito, resistividad y densidad. Una vez cargadas en el programa éste lasprocesa y sobre ellas se trabaja para el análisis de las geopresiones de acuerdo a la siguientemetodología:

Metodología Práctica para el Cálculo de las Geopresiones:

Determinar la presión de sobrecarga (S). Definir los intervalos de lutitas limpias (no aplica cuando únicamente se cuenta con

información sísmica). Marcar la línea base lutitas de un registro de litología (Rayos Gama o Potencial

Espontáneo) se seleccionaran los valores máximos del registro. Selección de los puntos de lutita, para cada lectura en el registro RG o SP, igual o

mayor que la línea base lutitas, marcar la lectura de tiempo de tránsito o deresistividad a la profundidad correspondiente. De esta forma se estánseleccionando los puntos base lutita para los registros a utilizar en el análisis dela tendencia normal de compactación.

Determinar la presión de poro (Pp). Determinar la presión de fractura (Pfr). Calibrar las predicciones.

Datos Procesados:

De acuerdo a la metodología: se cargaron los registros de rayos gama, resistivo, sónico y dedensidad de los pozos de correlación, se marcaron las líneas base lutitas y posteriormente seseleccionaron los puntos de lutitas en el registro de rayos gama. Se obtienen las curvas deresistividad y tiempo de tránsito suavizadas (discretizadas) y se procedió a trazar la línea decompactación normal Fig. 10.

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POZO PXX -PXX

Se procedió al cálculo de las presiones de poro y fractura de ambos pozos. Se calibraron laspresiones por los eventos que se tienen durante la perforación de ambos pozos yposteriormente se obtuvo el arreglo de las geopresiones para el pozo PXX así como la ventanaoperacional para la selección del fluido de perforación y densidad del cemento (Fig.11).

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La Presión de Poro estimada se obtuvobajo la metodología de Eaton.

Existe un decremento de presión entrelas formaciones del Terciario y laentrada del Mesozoico, definida por elcomportamiento del DT. Esta “zona detransición” está calibrada únicamentecon el comportamiento de lasdensidades de fluido y los eventos deperforación para los pozos decorrelación.

Fig. 10 Curvas para el análisis de geopresiones.

PROPUEST


Con lo anterior, tenemos satisfactoriamente la predicción de las geopresiones y con ello laparte más importante del diseño del pozo la cual nos ayuda en todo momento al diseño de lassubsecuentes etapas.

Es importante mencionar que se desarrolló un modelo geomecánico el cual nos permitemitigar y/o controlar los riesgos originados por la alteración del estado natural de lasformaciones durante el proceso de perforación y poder determinar la ventana operacional dela densidad del fluido de control.

Para la construcción del modelo geomecánico se analizaron los datos disponibles deperforación, y geología de campo integrando información del comportamiento de lasdensidades de fluido y los eventos de perforación de los pozos de correlación. El softwareusado fue el Well Check.

Los resultados obtenidos por el modelo muestran que a los 3,800 m, la tendencia de losesfuerzos Shmín, SHmáx y Sv presentan valores más cercanos entre sí, reduciendo nuestraventana operativa (figura 12a), de esta manera obtenemos también un parámetro dedensidades para el fluido de perforación con la cual no se debe tener problemas deinestabilidad en el agujero (figura 12B).

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Fig. 11 Geopresiones para el pozo PXX.


Las densidades seleccionadas de acuerdo a la nueva ventana operativa para la perforacióndel pozo son:

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A BFig. 12 Ventana operativa y densidad de fluidos

para el pozo PXX.


Para finalizar este capítulo, es importante mencionar que para completar el proceso deevaluación de las geopresiones es necesario calibrar la predicción de los perfiles de poro y defractura con datos reales obtenidos durante la perforación y terminación del pozo que esanalizado, de tal manera que se pueda realizar un análisis comparativo con los datosprogramados y así obtener las geopresiones definitivas para el pozo. De esta manera se recomienda emplear preferentemente datos de tiempo de tránsito, paraeliminan los problemas originados por los cambios de salinidad del agua de formaciónempleando la información de resistividad y/o conductividad de las formaciones. De la misma

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Fig. 13 Densidades del fluido deperforación.


manera se recomienda hacer mecánica de núcleos para calibrar las propiedades elásticas yde resistencia de la roca, y con ello el modelo geomecanico.

CAPITULO 3

INTRODUCCIÓN A TR’s Y PLAN DIRECCIONAL

Como se sabe la perforación de un pozo tiene como objetivo principal es comunicar los fluidosdel yacimiento hacia la superficie, a través de una tubería de producción. Para poder cumplircon esto, es necesario una serie de tramos de tuberías de diferentes díametros llamadastuberías de revestimiento, que nos ayudan a asegurar el pozo, de tal forma que estos seancolocados conforme se perfora el pozo.

El objetivo de las tuberías de revestimiento es proteger las zonas perforadas y aislar las zonasproblemáticas que se presentan durante la perforaciôn del pozo, mantener la estabilidad delmismo, prevenir contaminaciones, aislar los fluidos de las formaciones productoras, controlarlas presiones durante la perforación y en la vida productiva del pozo. Además, las tuberías derevestimiento proporcionan el medio para instalar las conexiones superficiates de control(cabezales, BOPs), los empacadores y la tubería de producciôn.

Es por ello que la selección de la profundidad de asentamiento y su diseño es crucial para queel pozo sea seguro y de esta misma manera económico debido a que representan un altoporcentaje en el costo del mismo teniendo variaciones del 15% al 30% del costo total. Su diseñobasicamente se fundamenta en dos factores principales el conocimiento del material en estecaso su resistencia y el conocimiento anticipado de las cargas que pueden encontrarse durantela vida util del pozo. Para ello el analisis de geopresiones es esencial y sin duda alguna es elque marca la pauta para su asentamiento y diseño.

En esta otra etapa se hace uso de 3 aplicaciónes la primera CASING SEAT la cual ayuda aldiseñador a la selección del asentamiento, STRESS CHECK para la selección de la mejor opción

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de tuberías de acuerdo a las cargas con que se encontrara el pozo y COMPASS para ladireccionalidad del pozo.

ASENTAMIENTO, PLAN DIRECCIONAL Y DISEÑO DE TUBERÍAS DEREVESTIMIENTO.

Una vez que se ha generado el perfil de geopresiones el siguiente paso en el diseño, esdeterminar el asentamiento de las tuberías de revestimiento. Para ello el proceso deasentamiento se realiza partiendo del fondo hacia la superficie como se muestra en la figura,esto es en caso de que la ventana operacional lo permita en caso contrario de tener unaventana operacional reducida se recomienda colocar una TR en donde se observe un cambioabrupto en la curva de presión de poro (Fig.14).

Independientemente del tipo de tuberías los parámetros que influyen en la determinación dela profundidad de asentamiento de las mismas son: el diámetro requerido al objetivo, el tipode formación y el contenido de sus fluidos, la presión de formación y de fractura, densidad delfluido de perforación, presión diferencial, datos direccionales y la tolerancia de un brote.

Primeramente en el asentamiento de las tuberías se gráfica la presión de formación más sumargen de control, y la presión de fractura, menos su margen respectivo, (todos expresadosen gradiente de densidad de lodo equivalente) contra la profundidad. A partir del máximovalor de densidad a utilizar en el fondo del pozo, se proyecta una línea vertical hastainterceptar la curva del gradiente de fractura usando el margen de seguridad. La profundidadde esta intersección definirá el asentamiento de la tubería intermedia más profunda. Enfunción de la profundidad del pozo y del comportamiento de sus geopresiones elprocedimiento es el mismo en caso de que se necesiten más tuberías.

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Fig. 14 Proceso del asentamiento de tuberíasde revestimiento.


En cada caso de asentamiento se debe revisar el margen por presión diferencial paraasegurar que la tubería no sufra una pegadura cuando sea introducida al pozo para esto seevalúa la máxima presión diferencial que se puede presentar de acuerdo al arregloseleccionado y esta revisión debe hacerse en todas las tuberías. La presión diferencial (Δp, enkg/cm2) a cualquier profundidad (Di en m), se obtiene con la siguiente ecuación:

∆P=(ρ¿¿fin−ρini)∗Di

10¿

Donde ρfin es la densidad del fluido de control a la profundidad final de la T.R. que se estárevisando, y ρini la densidad del fluido de control a la profundidad del asentamiento o etapaanterior, en (gr/cm3).

La condición que deberá cumplirse es:En la zona de presión anormalmente alta:Δp lim<210 kg/cm2

En la zona de presión normal, o de transición:Δp lim<140 kg/cm2

En caso de no cumplir alguna de estas condiciones se debe corregir la profundidad deasentamiento de la tubería intermedia, por medio de la siguiente expresión:

Donde La densidad del lodo, ρfincoor puede emplearse para localizar la profundidad donde existe esta presión diferencial, con lo que se define la nueva profundidad de asentamiento.

Así mismo el asentamiento de la TR debe cumplir con una tolerancia a un posible brote, en elcual se compara la curva del gradiente de presión de fractura con la presión generada en elpozo durante el control de un brote. Para este caso el objetivo primordial es elegircorrectamente la profundidad de asentamiento que evite un brote subterráneo, por lo cual esnecesario que esta tubería tenga suficiente capacidad para soportar la presión impuesta porun brote. La metodología propuesta es la siguiente:

a) Suponer una profundidad de asentamiento (Di).

b) Con esta profundidad calcular la presión, del gradiente, impuesta por un brote (Eb, efectode brote, en (gr/cc)), por medio de la siguiente ecuación:

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Donde Ifc es el incremento en el fluido de perforación para controlar el brote en unidades dedensidad equivalente, normalmente igual a 0.06 gr/cm3, Gfmc es el gradiente de presión deformación afectado por el margen de control, (gr/cm3), Di la profundidad de interés y D laprofundidad de la siguiente etapa de perforación, en (m).c) Determinar el gradiente de fractura para la profundidad seleccionada, Gfrac.d) Comparar Eb con Gfrac, expresados en densidad equivalente. Si los valores coincidenentonces la profundidad supuesta es la profundidad mínima para el asentamiento de la TR.

Cabe mencionar que al mismo tiempo que se realiza el asentamiento de tuberías derevestimiento el diseño de la direccionalidad del pozo va de la mano con ello para así tenercontemplado tanto el asentamiento de las tuberías con respecto a la dirección del pozo.

PLAN DIRECCIONAL.

Hoy en día la perforación direccional es una práctica muy común utilizada para producciónde yacimientos petroleros y como se sabe generalmente la ubicación de los yacimientospetroleros es muy incierta y en la mayoría de los casos su localización se encuentra pordebajo de áreas inaccesibles verticalmente. Un pozo direccional es aquel pozo que se perforaa través de una trayectoria planeada con el fin de atravesar el yacimiento en una posiciónpredeterminada y que se localiza a cierta distancia lateral de la localización superficial delequipo de perforación. Las aplicaciones de los pozos direccionales son:

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Perforación Múltiple: Este tipo de perforación es la másutilizada en las regiones marinas ya que permite perforar unnúmero óptimo de pozos desde la misma plataforma,simplificando notablemente las redes de recolección y lossistemas de producción, siendo estos factores importantes enla viabilidad económica del pozo.

Pozos de Alivio: Se construyen con el fin de bombear lodopara controlar pozos arrancados.

Localizaciones Inaccesibles: Cuando la localización delyacimiento dicta la necesidad de situar el equipo deperforación a una distancia considerable, como cuandose desea obtener producción de objetivos localizados bajociudades, ríos, montañas, reservas ecológicas, etc.


De lo anterior resumimos quela forma más económica deexplotar estos yacimientos es a través de un pozo direccional perforado desde unalocalización ubicada a cientos de metros. El plan direccional dentro del asentamiento de tuberías de revestimiento representa un papelimportante debido a que la profundidad vertical difiere de la profundidad direccional y si nose observan las diferencias que se presentan mientras se diseña el pozo, pueden presentarseproblemas durante la corrida de la TR y con ello rediseñar el asentamiento y selección de lamisma.Para llevar a cabo la perforación direccional esta se desarrolla mediante el uso deherramientas direccionales, sin embargo estas se mencionaran en el capítulo de Diseño deSartas de Perforación. Cabe mencionar que los tipos de trayectorias existentes no se veránreflejadas en este trabajo solo la trayectoria del pozo que se está diseñando, sin embargo alfinal del trabajo se cuenta con una sección de referencias y bibliografías.

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Perforación de Domos Salinos: Este tipo de perforacionesse usan para eludir estructuras salinas, ya quefrecuentemente existen intervalos productores situadosbajo el tope protuberante del domo, el pozo se perforaprimero en paralelo con el domo y seguidamente se desvíapara que penetre bajo la protuberancia.

Desviación Lateral y Enderezamiento [Side Track]:Usado primordialmente para resolver 2 tipos deproblemas: el de apartarse de una obstruccióndesviando el pozo, o el de enderezar el pozo si éste se hatorcido.

Perforación de Fallas Geológicas: Perforaciones usadasen el control de fallas geológicas. El pozo se desvía a travésde la falla o en paralelo con ella para obtener mayorproducción. Eliminando el riesgo de perforar pozosverticales a través de planos de fallas muy inclinados.


DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.Una vez hecho el asentamiento de las tuberías de revestimiento y de haber tomado en cuentael plan direccional para el mismo fin, el siguiente paso es diseñar la tubería, la cual deberásoportar los esfuerzos a los que estará sometida a cada profundidad a la que esta seencuentre asentada.

Para el diseño de las tuberías será necesario nuevamente recurrir a fuentes de información ycomo se ha venido manejando desde el principio de este capítulo la información que nosdefinirá esto definitivamente serán las geopresiones y con ellas se anexa, la trayectoria delpozo, el programa de fluidos, geometría del pozo y pozos tipo.

El diseño estará ligado a las fuerzas principales (Fig.15) a las que la tubería se encuentresometida siendo estas:

Tensión: La tensión de la tubería es la resistencia que tiene la tubería para resistir su propiopeso cuando es introducida. Durante el diseño de las tuberías debe considerarse un valoradicional de tensión, debido a que durante la corrida pueden presentarse eventos operativostales como pegaduras, derrumbes, fricciones, etc., y de ser necesario tensionar la tubería.

Colapso: La fuerza de compresión se genera por el empuje del fluido (lodo, cemento, etc.)sobre el área de la sección transversal de la tubería, cuando esta es introducida. La fuerza decompresión debe desaparecer después del fraguado del cemento, ya que se han observadotuberías sometidas a compresión cuando las cementaciones son defectuosas. Los valores decompresión altos se presentan cuando la tubería de revestimiento es introducida en altasdensidades del fluido de perforación. La acción de la carga se manifiesta perpendicular a lacara exterior del cuerpo del tubo (presión externa). Estallamiento: Es la condición mecánica de una tubería originada por la aplicación de una carga, superior a su capacidad de resistencia a la deformación. La acción de la carga se manifiesta perpendicular a la cara interior del cuerpo del tubo (presión interna).

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Esfuerzos Biaxiales.Las tuberías de revestimiento no se encuentran sujetas a un solo esfuerzo si no que en larealidad están sujetas a más de un esfuerzo reduciendo a un más su resistencia a la cedencia(Efecto Baushinger). Y en estos casos la tubería sufre un cambio cuando se someten a estosesfuerzos conocidos como esfuerzos biaxiales, siendo estos la combinación de un esfuerzoaxial con uno radial.

ASENTAMIENTO, PLAN DIRECCIONAL Y DISEÑO DE TUBERÍAS DEREVESTIMIENTO PARA EL POZO PXX.

ASENTAMIENTO.

En el caso del proyecto del pozo PXX se requiere que el diámetro con el que termina el pozosea en una tubería de 5” y para ello la selección de la geometría del pozo se hizo de acuerdo aun nomograma que presenta los diámetros de tuberías y barrenas estándares. La selección delos diámetros se hace de forma ascendente es decir de la tubería más profunda (en este caso5”) hacia la tubería más superficial que para este pozo será 30” (Fig. 16).

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Fig. 15 Fuerzas principales que actúan enuna TR.


En el caso del diagrama mostrado por el software el diámetro mínimo de TR que se observa esde 7”, sin embargo la tubería de 5” se ubica en un diámetro de agujero de 5⅞”, por lo tanto lasubsecuente barrena que se mete una vez asentada y cementada la TR de 7” es una debarrena de 5⅞” permitiendo asentar la tubería de 5”.

Con la combinación de la geometría del pozo, las geopresiones cargadas sobre el software,información de pozos de correlación, y la columna geológica probable se determina laprofundidad en donde se debe colocar las tuberías de revestimiento para aislar formaciones

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Fig. 16 Nomograma para selección degeometría del pozo.


problemáticas lo cual es fundamental garantizando una perforación segura y eficiente delpozo.

De acuerdo a nuestro perfil de geopresiones las tuberías se asentaron en donde se observancambios de gradiente notables y con ello se aíslan las zonas que puedan presentardificultades proporcionando así un agujero estable. Es importante mencionar que en elasentamiento de las tuberías, el software sigue los parámetros de diseño mencionados dentrode la teoría.

Como se muestra en la figura 17, el arreglo de tuberías de revestimiento para llegar alobjetivo en el pozo TCA queda con 6 etapas; la primera conductora, la segunda superficial,tercera y cuarta intermedias, quinta y sexta como TR´s cortas (liners).

Con respecto al arreglo anterior de las tuberías, la columna geológica probable y los pozos decorrelación se definen que los objetivos particulares de cada tubería en cada etapa, son losque se muestran en la tabla siguiente y que deben de tomarse en cuenta en el momento deldiseño del tubular para así seleccionar de la manera más óptima la tubería que se colocaraen el pozo.

Etapa DiámetroBNA (pulg)

Prof.(mvbmr)

DiámetroTR (pulg) Objetivo

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Fig. 17 Asentamiento de TR´s para el pozoTCA.


Cond. 36 50 30”Proveer soporte estructural al cabezal del pozo, equipo desviador

de flujo (recomendado) y establecer una vía de retorno a losfluidos de perforación.

1 26 1000 20” Aislar las formaciones de alta permeabilidad no consolidadas yacuíferos superficiales e instalar equipo de control del pozo.

2 17 1/2 2950 13 3/8”

Aislar intervalo de bajo gradiente de fractura que nos permitaincrementar la densidad del fluido de control para atravesar la

zona de alta presión. Asentar la TR +/- 50 m dentro de la zona dealta presión, (Oligoceno cima).

3 12 1/4 4600 9 7/8”

Aislar Zona de Presiones Anormales para bajar la densidad alfluido de control y perforar las zonas con menor presión del

Cretácico y Jurásico. El asentamiento de la TR de 9 7/8” será en lazona media de la formación KSSF.

4 8 1/2 5190 7”

Aislar las formaciones del Cretácico y Jurásico Superior Tithonianopara poder perforar con la densidad adecuada el JSK. El

asentamiento de la TR de 7” será en la base de la formación JST4 oantes si se presenta pérdida severa.

5 5 7/8 5580 5” Aislar la zona de interés JSK capa 5 y 6 para la explotación selectivade los intervalos que presenten características para ello.

Una nota importante de la tabla anterior es que las profundidades de asentamientos sonreferenciales y estarán sujetas al plan direccional y al comportamiento de la columnageológica real del pozo.

Como resumen primordial del asentamiento tenemos que la TR de 13⅜” será asentada a laentrada de la zona de Alta Presión. La TR de 9⅞” será asentada dentro de KSSF. En la etapa de8½” se perforara lo restante de KSSF, KSAN, KI, JST hasta la base de la capa 4 y finalmente enla última etapa se perforará JSK capas 5 y 6. Para terminar el Pozo con liner de 5”.

PLAN DIRECCIONAL.En la perforación del pozo PXX se analizaron distintos tipos de trayectoria y se concluyó que lamejor trayectoria que seguirá el pozo será de tipo “S” debido a que en la intersección de los 2objetivos este tipo de trayectoria permitirá atravesarlos verticalmente, el desplazamiento que

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Tabla. 3 Objetivos particulares de las TR´sen el pozo TCA.


se tendrá con respecto a los objetivos será de 173m. El trabajo direccional se realizara en laetapa de 12¼” manteniéndose en el resto de las etapas de control sobre la verticalidad.

Se perforara verticalmente hasta una profundidad de 3000m, en este punto se iniciara laconstrucción de la curva a una tasa de construcción de 1.0º cada 30 metros en dirección delazimut 329.2º hasta lograr una inclinación máxima de 15.25º a una profundidad de los3469m. La perforación continua manteniendo una tangente hasta los 3669m (200m), y endonde se inicia a disminuir el ángulo hasta los 0º a una tasa de decremento de 1.0º cada 30metros a la profundidad de 4138 metros. Finalmente la última etapa debe llevar control sobrela verticalidad hasta llegar a una profundidad de 5607mD (5588mV).

Se cargaron los datos al software: las coordenadas del conductor, profundidades de losobjetivos, la tasa de construcción, elevación de la mesa rotaria, tipo de pozo y la columnageológica probable. Con ellos el software genera los resultados: la trayectoria optima queinterceptaba los objetivos con el pozo y con ello la profundidad desarrollada, eldesplazamiento, azimuth, y gráficos de la trayectoria del pozo (Fig.18, 19).

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Fig. 18 Plan direccional del pozo PXX.


Al realizar un pozo direccional debe tomarse en cuenta los pozos cercanos al pozo a perforaresto con el fin de hacer un análisis anticolisión el cual nos indica si existe la posibilidad decolisionar con algún otro pozo dentro de las cercanías debido a la trayectoria previamenteelegida.

El pozo PXX se perforara desde la pera del pozo C (T426) en donde también se encuentraubicado el pozo B (T120). Del pozo T426 se cuenta con información de un registro giroscópicodesde superficie hasta los 2581 metros lo cual no representa riesgo de colisión con este pozo.En el caso del T120 solo se tiene un registro DRCAL desde superficie hasta la profundidad de3650metros y un MWD de los 3650 metros hasta los 5864 metros y debido a que el DRCAL esinformación poco confiable se tiene un riesgo de colisión con este pozo.

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Fig. 19 Trayectoria del pozo PXX.

A


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Fig. 20 Análisis Anticolisión del pozo PXX.

B

C


La figura 20A, nos muestra la dirección que tienen los pozos dentro de la pera sin embargoeste tipo de gráfico no muestra si en realidad existe colisión entre pozos. La figura 20B, deseparación nos muestra que efectivamente de acuerdo a los datos cargados por los registrosque se tienen de los pozos existe riesgo de colisión a los 2887 metros con una cercanía decentro a centro de 10.5 metros con el pozo T120 y la figura 20C nos define que se tiene unfactor de separación reducido lo cual nos conduce a que exista posible colisión con el pozo.

Una vez diseñado el plan direccional del pozo, el asentamiento de las tuberías derevestimiento fue corregido teniendo finalmente los asentamientos definitivos.

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Tabla. 4 Asentamiento final de TR´S.

Etapa DiámetroBNA (pulg)

Prof.(mvbmr)

DiámetroTR (pulg)

Cond. 36 50 30”

1 26 900 20”

2 17 1/2 2800 13 3/8”

3 12 1/4 4620 9 7/8” X 97/8”

4 8 1/2 4000-5140 7”

5 5 7/8 4950-5580 5”


DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.

Con respecto al futuro pozo lo que se busca es garantizar su seguridad e integridad y paraello el diseño de tuberías es un aspecto primordial. Cabe mencionar que el diseño de lastuberías varía de acuerdo a las condiciones que cada una de ellas tendrá dentro del pozo, espor ellos que los criterios del propio diseño de cada tubería son distintos.

Otro elemento importante dentro del diseño de tuberías son los factores de diseño cuyafuncionalidad es proveer un respaldo en la planeación, debido a la incertidumbre de lascondiciones de las cargas reales a las que se somete la tubería, además del cambio en laspropiedades del acero provocadas por la corrosión y el desgaste. La magnitud de los factoresde diseño se basa entre otras variables, en la confiabilidad y exactitud de los datos deesfuerzos usados para diseñar, en la similitud de las condiciones con otros pozos y las deprueba así mismo como en el grado de exactitud de las cargas supuestas para el diseño. Deesta manera la definición del factor de seguridad queda como la relación existente entre laresistencia del tubo y la magnitud de la carga aplicada. Actualmente en PEMEX los factores dediseño para tuberías de revestimiento se manejan de acuerdo a la tabla 5.

CONDICIONES DE CARGA RANGO RECOMENDADOPRESIÓN INTERNA 1.0 – 1.35 1.125

COLAPSO 0.85 – 1.50 1.125TENSIÓN EN LA JUNTA 1.50 – 2.0 1.60

TENSIÓN EN EL CUERPO 1.30 – 2.0 1.50

Para cada etapa se mostraran los criterios que se tomaron en cuenta y los resultados deldiseño del pozo en cuestión.

ETAPA DE 26” CON TR SUPERFICIAL DE 20”

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Tabla. 5 Factores de diseño manejados porPEMEX para TR´s.


Para el diseño de esta tubería su evaluación de las cargas por Presión al Colapso, PresiónInterna, Cargas Axiales (Fig.21) y Cargas Triaxiales a las que estaría sometida la tubería. Elsoftware presenta en sus graficas las líneas de diseño las cuales ya están usando un factor dediseño (Factor de Seguridad) y con ello se seleccionó de catálogos alguna tubería quecumpliera con los requisitos de soportar dichas cargas y en caso de poder optimizar el diseñose puede recurrir a una combinación de tuberías.

Para este caso las tuberías que se seleccionaron fueron de los 0 a los 650m, TR 20”, K-55, 94Lb/pie y en la etapa de los 650m a los 900m TR 20”, K-55, 106.5 Lb/pie.

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Fig.21 Diseño de tubería de 20” por cargasaxiales.


Asi mismo el software de acuerdo a las cargas triaxiales, al tipo de conexión que se seleccioney a la tubería elegida entrega como resultado final del diseño la elipse de Von Misses (Fig. 22)la cual tiene una envolvente en la cual el diseñador puede verificar que la tubería no fallarapor ningun tipo de cargas a las que se someta al introducirse en el pozo de acuerdo a lasconsideraciones con las que se diseño.

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TR 20” K-55,94 Lb/pie de 0-650 m


ETAPA DE 17½” CON TR INTERMEDIA DE 13⅜”

Nuevamente en esta tubería se hizo la evaluación de cargas a las que se encontraría sometiday una vez obtenidas las líneas de diseño se seleccionó una tubería que cumpliera con losrequisitos de soportar dichas cargas.

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Fig.22 Elipse de Von Misses para TR de 20”.TR 20” K-55,106.5 Lb/pie de 650-900 m


Siguiendo los criterios de diseño en esta etapa y los factores de seguridad correctos, la gráficade esfuerzos triaxiales de este diseño fue la siguiente.

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Fig. 24 Elipse de Von Misses para TR de13⅜””.

TR 13 3/8” P-110, 72 Lb/pie

Fig.23 Diseño de tubería de 13⅜” por cargasaxiales.


La tubería seleccionada para esta etapa fue la TR 13⅜”, P-110, 72 Lb/pie, desde la superficiehasta la profundidad de 2800m.

ETAPA DE 12¼” CON LINER DE PRODUCCIÓN DE 9⅞” Y TIEBACK DE 9⅞”

Siguiendo los criterios de diseño de esta etapa y los factores de seguridad correctos, la gráficade esfuerzos triaxiales para este diseño en la sección del Liner es la siguiente.

En el Liner el tipo de tubería seleccionada es TR 9⅞”, TAC-140, 62.8 Lb/pie, la cual se ubicade 2600m a 4620m. Finalmente para la sección del complemento de esta etapa la gráfica deEsfuerzos Triaxiales es la siguiente:

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Fig. 25 Elipse de Von Misses para Liner de9⅞”.

NOTA: A partir de esta sección solo se muestra el gráfico de VonMisses el cual muestra resumidamente que las tuberías soportarantodas las cargas.


En la sección del Liner el tipo de tubería seleccionada es TR 9⅞”, TAC-110, 62.8 Lb/pie, lacual se ubica de 1500m a 2600m y una TR 9⅞”, TRC-110, 62.8 Lb/pie, colocada desde lasuperficie hasta los 1500m.

ETAPA DE 8½” CON LINER DE PRODUCCIÓN DE 7”.

Siguiendo la misma metodología de las etapas anteriores, la gráfica de Esfuerzos Triaxiales deeste diseño es la siguiente.

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Fig. 25 Elipse de Von Misses para TRcomplemento de 9⅞”.

Fig. 26 Elipse de Von Misses para Stub de9⅞”.


En la sección de este Liner el tipo de tubería seleccionada será una TR 7”, TAC-140, 35 Lb/pie, colocada desde la profundidad de 4000m a 5140m.

ETAPA DE 5⅞” CON LINER DE PRODUCCIÓN DE 5”.

Por último se muestra el diseño de la TR Corta de producción de 5” para la etapa de 5⅞”. Teniendo como gráfico de Esfuerzo Triaxial.

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Fig. 27 Elipse de Von Misses para Liner de7”.


Para finalizar las etapas del pozo la última selección del Liner de producción fue una TR 5”, TAC-110, 18 Lb/pie, colocada desde la profundidad de 4950m a 5580m.

De esta forma concluimos este capítulo mostrando el diagrama de tuberías de revestimiento para el pozo TXX y el resumen de resultados del software.

}

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Fig. 28 Elipse de Von Misses para Liner de5”.


CAPITULO 4

INTRODUCCIÓN.Dentro de la etapa del diseño de los pozos petroleros sin duda alguna un aspecto importante eneste es la selección de fluido de perforación, ya que parte de los problemas que ocurrendurante las operaciones de perforación están relacionados directa o indirectamente con las

MTH Página 60Fig. 28 Diagrama asentamiento de TR`s en elpozo TCA.

Fig. 29 Diagrama de tuberías para el pozoTCA.


propiedades de dicho elemento. Entre algunos de los posibles problemas que puedanpresentarse están las pedidas de circulación, brotes, resistencias y atrapamientos de la sarta deperforación por la inestabilidad del agujero, pegaduras por presión diferencial, bajos ritmos depenetración y lo que menos se desea el daño a la formación productora.

Es por ello que la selección del fluido debe ser realizada teniendo en cuenta evitar riesgosoperativos, reducir costos, tiempos y maximizar la productividad del pozo, sin dejar de lado elaspecto ambiental.

Para esta etapa del diseño, la selección del fluido de perforación adecuado representara unpapel importante en el éxito de la perforación por lo cual el fluido debe diseñarse de acuerdo alas condiciones y problemáticas específicas del campo a perforar y para ello debe analizarsedetalladamente cada etapa. Los problemas registrados en los pozos vecinos nos dan indicios delas áreas en donde se debe enfocar más el diseño a fin de optimizar el programa de fluidos.

La información que debe colectarse durante el proceso de selección del fluido de perforación, serefiere a las presiones de poro y fractura, antecedentes de pérdidas de circulación, brotes,litología, temperatura y presencia de fluidos contaminantes.

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PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN.Un fluido de perforación, denominado también lodo de perforación es una mezcla de aditivosquímicos que proporcionan propiedades fisicoquímicas idóneas a las condiciones operativas ya las características de formación a perforar. Dicha mezcla se trata de una suspensión desólidos, líquidos o gases en un líquido. El componente líquido se conoce como fase continua(fase líquida) y las partículas sólidas o líquidos suspendidos dentro de otro constituirán la fasediscontinua (fase sólida). Conociendo la fase continua, inmediatamente se obtiene el sistemade fluido conocido como base del lodo.

Independientemente del tipo de fluido, las funciones que debe desempeñar son las mismas,siendo estas:

Limpiar el fondo del agujero de los recortes de roca fragmentados por la barrena yacarrearlos a superficie.

El remover los recortes del fondo del agujero es una de las funciones del fluido de perforación,ya que cuando sale de las toberas de la barrena debe ejercer una suficiente fuerzaprovocando una acción de chorro que debe mantener la superficie del agujero y los dientes dela barrena limpios de recortes. Esto permite a su vez mantener una larga vida a esta y teneruna mayor eficiencia en la perforación.

Proporcionar una presión hidrostática suficiente que prevenga flujos de la formaciónhacia el pozo.

La columna del fluido de perforación ejerce una presión hidrostática la cual debe sersuficiente para controlar las presiones de formación y evitar el flujo de sus fluidos hacia elpozo. Esta columna es función de la densidad del fluido de perforación.

Mantener en suspensión los recortes en caso de suspender bombeo.Al momento de tener un paro de bombeo por algún problema o por cierre del pozo el fluidode perforación debe ser capaz de mantener en suspensión durante el mayor tiempo posible,esto con el fin de evitar que se tengan problemas de atrapamiento por los sólidos que seasientan en el fondo del pozo. La suspensión es función de la resistencia o fuerza de gel,propiedad geológica del fluido que retarda la caída de los sólidos pero no la evita. Laprecipitación de los sólidos es mayor en los pozos desviados, por ello la propiedad importantepara este control es la viscosidad a baja tasa de corte (LSRV), minimizando las camas derecorte que se forman en el lado bajo del agujero

Enfriar y lubricar la sarta de perforación así como la barrena.

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Al tener la sarta perforando estará en contacto con la pared del pozo y la barrena con elfondo generándose de estas acciones temperaturas altas debido a la fricción. El fluido debeestar preparado con el fin de mitigar estos fenómenos y poder trabajar en condicionesóptimas. La gran cantidad de calor que se genere por fricción debe disiparse al salir el lodo asuperficie. En algunas ocasiones es necesario adicionarle al fluido algún aditivo queincremente su capacidad de lubricación con el fin de reducir la torsión y el arrastre.

Transmitir la potencia hidráulica a la barrena.El fluido de perforación debe proporcionar la suficiente potencia hidráulica o el impactohidráulico con el fin de remover los recortes de la formación ya que este depende de lacantidad de energía del fluido gastada a la salida de la barrena y del efecto de erosión(lavado) en el fondo.

Facilita la toma de información de las formaciones perforadas.La obtención de información necesaria para valorar la capacidad productiva de laformación y los contactos litológicos dependen del fluido de perforación por lo tanto estedebe tener las características fisicoquímicas correctas con el fin de asegurar la informaciónproveniente del fondo y a su vez información cuando se realice alguna toma de registros onúcleos, especialmente cuando se entra en la zona productora.

Dar un efecto de flotación a las tuberías.Otra función del fluido de perforación es sustentar tanto a la sarta de perforación como lade revestimiento cuando se introduce en el pozo. Esto se realiza por medio del empujeascendente que actúa sobre la tubería al estar sumergida en el fluido de perforación. Esteempuje depende de la profundidad a la que este sumergida la tubería y de la densidad delfluido que la sustenta, un aumento en la densidad del fluido incrementa el empuje y reduceel peso total que soporta el equipo de perforación.

Mantener la integridad del pozo hasta que este sea revestido.En la perforación a menudo se presentan problemas de estabilidad con las paredes delagujero descubierto probablemente debidos a fenómenos geológicos como son zonasfracturadas, arcillas hinchables, formaciones depresionadas y zonas presurizadas, queprovocan un derrumbe o algún problema en el pozo, por tal motivo el fluido debe ser capazde controlar dichos problemas de tal manera que la sección perforada se mantenga establepudiendo profundizar más el pozo de manera continua hasta que el pozo sea revestido.

Mejorar el ritmo de penetración.

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Mientras se perfora la velocidad de penetración es afectada por las propiedades del fluido,los bajos filtrados, los contenidos de sólidos, retardan la perforación. A menor presióndiferencial se tenga entre la columna del fluido de perforación con respecto a la presión deformación se incrementa la velocidad de penetración. Sin embargo es de vital importanciatener en cuenta problemas como daño a la formación, estabilidad del pozo, etc.

Formar un enjarre impermeable sobre las paredes del pozo. En la perforación de formaciones con abertura de poros muy pequeños se permite el pasodel fluido, la parte líquida (filtrado) penetra la formación y los sólidos (enjarre) se depositansobre la pared de la formación, con ello el enjarre dominara el grado de filtración hacia laformación. Un engarre grueso provoca fricciones al sacar la tubería del pozo, o alguna otraherramienta, pudiendo encontrar resistencias y provocar cambios bruscos de presión, a suvez un reventón y perdida en el agujero. Un volumen grande de filtrado provoca un dañoexcesivo en la formación o causa cavernas en el pozo.

Evitar contaminación a la formación productora.Por lo regular todo tipo de fluido de perforación altera las características originales de laformación con la cual entra en contacto. El daño a la formación aparece de dos formasdiferentes:

Reducción de la capacidad para producir hidrocarburos. Reducción en la estabilidad de las paredes del pozo.

El daño a la formación productora puede ser el resultado de un taponamiento físico porsólidos inertes o de reacción química entre los componentes del fluido y los de la formación,provocando inestabilidad de las paredes del pozo.

Dentro de la selección de los fluidos de perforación estos se dividen de dos maneras en fluidosconvencionales abarcando los fluidos base agua y base aceite y los fluidos no convencionalescontando con fluidos aireados, fluidos neblina, fluidos espumados y el uso del mismo aire, sinembargo dentro de la teoría de este capítulo solo se enfoca a los fluidos convencionales.

Dentro de las fases que contiene un fluido de perforación la fase líquida puede ser agua oaceite siendo los primeros el constituyente principal de los fluidos base agua y formandoparte de la fase dispersa en los fluidos de emulsión inversa. El segundo constituye la fasecontinua de los fluidos base aceite formando a su vez parte de la fase dispersa en los fluidosbase agua.

La fase sólida se conforma por sólidos que pueden ser reactivos o no reactivos y estos últimosa su vez pueden ser deseables o indeseables.Sólidos no reactivos deseables son aquellos que se adicionan al fluido para proporcionarlepeso, algunos ejemplos son la barita, hematita y galena con alta gravedad específica y

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carbonato de calcio con baja gravedad específica. En algunas ocasiones se incorporan enformaciones arcillosas y en cierto porcentaje no alteran las características del lodocomportándose como un sólido no reactivo deseable; si al aumentar su concentración en ellodo se altera alguna característica pasan a formar parte de los sólidos no reactivosindeseables.Los sólidos no reactivos indeseables son los que se incorporan al fluido durante laperforación, causando problemas en la operación como son la arena, caliza, sílice y dolomita.La arena es el sólido más problemático ya que es altamente abrasiva y si es recirculada causagraves daños a las camisas de las bombas.Dentro de los sólidos reactivos se tiene que estos poseen cargas eléctricas, y pueden seragregados como lo es la bentonita comercial o los incorporados que provienen de lasformaciones arcillosas.

Propiedades de los Fluidos de Perforación.

Para que un lodo de perforación trabaje correctamente es necesario tener controladas ciertaspropiedades antes y durante la perforación con el fin de tener un desempeño óptimo delfluido durante el periodo en el que se realiza el trabajo pudiendo cumplir así con los objetivospara los que fue diseñado. Para conocer sus propiedades en el campo es necesario que encierto momento se tomen muestras al lodo de entrada y de salida y con ello comparar valoresy tomar decisiones para poder efectuar ajustes en su composición, dichas propiedades estánen función del fluido. Estas propiedades son:

Densidad: La densidad del lodo de perforación es el peso por unidad de volumen medidocomúnmente en gramos/centímetro cubico y libra/galón. La densidad del fluido deperforación se determina utilizando una balanza de lodos (Fig. 30). La densidad del lodo es una de las propiedades más importantes que debe monitorearseconstantemente durante la perforación ya que un súbito incremento o decremento de lamisma ocasiona graves problemas.

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Fig. 30 Balanza delodos.


Propiedades Reológicas: El medir las propiedades reológicas de un lodo de perforacióntambién es de suma importancia el cálculo de las pérdidas de presión por fricción, paradeterminar la capacidad del lodo, remover y transportar los recortes hacia la superficie;analizar la contaminación del fluido por sólidos, sustancias químicas y temperatura. Laspropiedades reológicas fundamentales son la viscosidad, punto cedente y la resistencia delgel.

Viscosidad: Se define como la resistencia que opone un fluido a fluir y se describe como larelación del esfuerzo de corte a la tasa de corte. La viscosidad puede ser:

Viscosidad Embudo: Esta viscosidad se utiliza como parámetro de referencia en elcampo para detectar los cambios relativos en las propiedades del fluido. carece deuna base científica y no proporciona suficiente información para determinar lareología o las características del flujo de un fluido, pero si permite detectar hastacierto punto el grado de contaminación de los fluidos dispersos no inhibidos. Estaviscosidad se mide con un embudo Marsh y el resultado se registra en segundos porcuarto de galón (figura 28).

Viscosidad Aparente: Es la viscosidad correspondiente a la mitad de la lecturaobtenida a 600 RPM en un viscosímetro rotatorio de lectura directa. Está en funciónde la viscosidad plástica y del punto cedente y se relaciona con la máximaconcentración de sólidos arcillosos que acepta una mezcla de agua y bentonita sinalcanzar el estado de floculación. En un fluido newtoniano la viscosidad aparente esnuméricamente igual a la viscosidad plástica.

Viscosidad Efectiva: Es la viscosidad real de un fluido que se encuentra bajocondiciones específicas de velocidad de corte, presión y temperatura. Dicha

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Fig. 31 Embudo Marsh.


viscosidad, a cualquier velocidad de corte se determina con base a la siguientefórmula:

VE (cp )=300∗LECTURADELVISCOSIMETRORPM

Viscosidad Plástica: Esta viscosidad forma parte de lo que es la reología de un fluidoy es la medida de la resistencia interna al flujo del fluido, atribuible a la cantidad, tipoy tamaño de sólidos presentes en un fluido. se calcula de acuerdo a las lecturas delviscosímetro rotatorio (Fig. 32).

VP (cp )=LECTURA @600RPM−LECTURA @300RPM

Un incremento en el valor de la viscosidad plástica puede significar un aumento desólidos, reducción del tamaño del recorte, cambio de la forma de las partículassólidas o combinación de estos efectos. Un incremento en la viscosidad plásticaaumenta la DEC y en consecuencia las caídas de presión en el sistema de circulación, yen consecuencia disminuye la limpieza del agujero por los parámetros hidráulicosafectados.

Viscosidad a Baja Tasa de Corte: Expresa la viscosidad obtenida a tasas de corte de6 y 3RPM en un viscosímetro convencional. Esta viscosidad según el resultado delaboratorios y por experiencia de campo, tiene mayor impacto sobre la capacidad deacarreo y suspensión que el punto cedente en pozos horizontales y con alto ángulo dedesviación. Por ello en este tipo de pozos se emplea como indicador de limpieza.

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Fig. 32 Viscosímetrorotatorio.


Punto Cedente (Pc ó Yp): Es la propiedad reología originada por las fuerzas de atracciónexistentes entre partículas bajo condiciones dinámicas o de flujo. Constituye la fuerza quese requiere para iniciar el flujo de un fluido no newtoniano. Es independiente del tiempo ygeneralmente está asociado al modelo de Bingham. Está ligado a la capacidad detransporte del fluido y depende de la concentración volumétrica de sólidos reactivos. En talsentido, aumenta con la concentración de este tipo de sólidos y disminuye a medida que lasfuerzas de atracción se reduce por algún tratamiento químico.

PC( lb100ft2 )=2∗LECTURA@300RPM−LECTURA@600RPM

PC( lb100ft2 )=LECTURA@300RPM−VISCOSIDADPLASTICA

Resistencia o Esfuerzo de Gel: Es la propiedad que mide las fuerzas de atracción entrepartículas bajo condiciones estáticas. Se relaciona con la capacidad que tiene el fluido parasuspender los recortes cuando la circulación se detiene. el esfuerzo de gel es medible acualquier espacio de tiempo deseado y corresponde a la máxima lectura del día obtenida a300 RPM en un viscosímetro convencional, comúnmente se mide a 10 segundos, 10 minutosy 30 minutos.

Alcalinidad: Se define como la concentración de iones solubles al agua que puedenneutralizar un ácido. El hidróxido (OH-), el carbonato (CO3

-) y el bicarbonato (HCO3-) siendo

estos los responsables de dicha alcalinidad. Esta se determina mediante la adición de gotasde una solución indicadora a un centímetro cubico de filtrado (Fig.33).

Filtrado: Mientras se perfora una formación permeable, el lodo de perforación tiende aperder parte de su fase líquida hacia el interior de la formación. Mientras que los sólidos dellodo se depositan sobre la pared del pozo. El volumen perdido de líquido se denominafiltrado e indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del enjarre hacia lasformaciones permeables cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. Se puedecontrolar en formaciones permeables no productoras con la adición de sólidos arcillosos que

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Fig. 33 Equipo químico portátil.


forman finos y de baja permeabilidad y con aditivos reductores de filtrado. En los fluidos baseagua se mide a 100 PSI y temperatura ambiente y en lodos base aceite a 300ªF y 500 PSI conun filtro prensa de baja y alta presión respectivamente (Fig.34).

pH (Potencial de Hidrógeno): El pH indica el grado de acidez o basicidad de una soluciónacuosa. Para ello se tiene una escala que determina que tan acido o básico es la solución y vaen una escala de 0 a 14 siendo el 7 una solución neutra, los valores por debajo de 7 indicanacidez y por arriba de 7 basicidad o alcalinidad. Esta propiedad ayuda a definir si se tienealgún contamínate en el fluido de perforación. El equipo utilizado para esta medición son losph-metros o las tiras de medidoras de ph.

Contenido de Sólidos: Como se sabe los sólidos son el contamínate que siempre estápresente en un fluido de perforación, afectando la densidad, viscosidad, resistencia de gel,filtrado y estabilidad a la temperatura. Un alto contenido de sólidos tiene influencia sobre eltratamiento del lodo y sobre el equipo que se necesitara para que la operación de perforación

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Fig. 34 Prensa hidráulica.

Fig. 35 pH-metro electrónico y papel pH.


Sólidos

Formación

Fase Continua Agua

Aceite

sea eficiente. El dispositivo que se usa para la medición de sólidos es una cámara dedestilación comúnmente llamada retorta (Fig.36) y el procedimiento es calentar un pequeñovolumen de lodo a alta temperatura, la fracción líquida de lodo se evapora, se enfría y unavez condensada, se recoge en una probeta graduada. Si hay aceite, éste se separa del aguacontenida. Los volúmenes de agua y aceite se lean en la probeta. El volumen restantecorresponde al contenido total de sólidos. Si el lodo contiene sal, se aplican factores decorrección antes de convertir los volúmenes a porcentajes finales.

Tipos de Fluidos (lodos).

Fluidos Base AguaConstituye la fase continua en los lodos base agua (Fig.37) y forman la parte dispersa en lasemulsiones inversas. Si dentro de él se adiciona aceite este forma parte de la fase dispersa,comportándose como un sólido suspendido. Los fluidos base agua pueden ser dispersos, nodispersos, inhibidos y no inhibidos.

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Fig. 36 Retorta (cámara de destilación).

Fig. 37 Fluido base agua.


Los dispersos contienen adelgazantes químicos y los no dispersos no. los inhibidos tieneniones inhibidores de lutitas y los no inhibidos no los contienen. Un lodo disperso no inhibidoes aquel que tiene adelgazantes químicos, pero no tienen ningún tipo de ion inhibidor. Siendoel potasio el ion más usado para inhibir a las arcillas, por su reducido tamaño y su bajacapacidad de hidratación. La fuente suplidora más común es el cloruro de potasio.

Los fluidos que comúnmente se usan a base de agua son:

Fluidos Bentóniticos

Son un tipo de fluidos dispersos no inhibidos a base de bentonita, la cual es agregada enforma prehidratada para así lograr una mayor capacidad de transporte y suspensión yobtener recortes de calidad, lo que quiere decir flexibles, delgados, poco permeables yaltamente compresibles que resultan efectivos al momento de pasar por el equipo de controlde sólidos. Son usados comúnmente en las primeras etapas superficiales en formacionesdeleznables altamente permeables que son estabilizadas con enjarre y peso. Este tipo defluidos esta formulado con soda caustica, bentonita y adelgazantes químicos (lignosulfonatosy lignitos). Deben de trabajar a altos pH requiriendo un agregado diario de soda caustica yestar en 9.5 y 11.5, se muestran muy sensibles a cualquier contaminante.

Fluidos de Baja Densidad.

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FLUIDO BASE AGUA

DISPERSO

INHIBIDO

AGUA-GEL

NO INHIBIDO

POLIMERICOS

NO DISPERSO

INHIBIDO

LIGNOSULFONATO

NO INHIBIDO

CALCICOS

Fig. 38 Tipos de lodos base agua.


Diseñados para la perforación de yacimientos con bajos gradientes de presión, los cuales son:

Interflow: Es una emulsión de fase continua agua, con una densidad de 0.84 gcc y 1.08

gcc

teniendo una relación aceite agua de 80/20 y 40/60. Se presenta como un sistema estable ydentro de las ventajas que ofrece esta la estabilidad térmica (±300ºF), proporcionan buenalubricación, fácil de preparar y mantener, toleran presencia de H2S y ocasionan un mínimodaño a la formación.

Microburbujas: Este fluido es usado para perforar formaciones de muy baja presión y de altapermeabilidad. El tipo de fluido encapsula aire o gas, formando de esta maneramicroburbujas que por medio de un surfactante y en lugares de turbulencia y cavitación comolo es al nivel de toberas de la barrena.

Fluidos Salinos.Son fluidos no dispersos inhibidos utilizados usualmente para perforar zonas productoras, enpozos horizontales o con alto ángulo de inclinación, donde se espera contaminación con sal,costa afuera, zonas de lutitas deleznables o para reparación y terminación de pozos.. Secomponen de agua de mar o salmueras, con viscosificantes, reductores de filtrado ydensificantes.

Fluidos Calinos.Son fluidos dispersos inhibidos a base de cal. Usados para perforar arcillas muy hidratables yson caracterizados por tener viscosidades bajas que un fluido disperso de la misma densidady por ofrecer mayor tolerancia a los sólidos que cualquier otros sistema disperso.

Fluidos Poliméricos.El objetivo de este tipo de lodos depende de su peso molecular y de acuerdo a este se dividenen tres: peso molecular bajo, peso molecular medio y peso molecular alto. Los primerosviscosifican, encapsulan y estabilizan. Los segundos controlan el filtrado y los últimosdispersan.

Sistema Poliméricos a Base de Poliacrimidas (PHPA): Son polímeros sintéticos de alto pesomolecular. Usados a baja concentración para dar viscosidad y a alta concentración paraestabilizar o encapsular. La acción de encapsular facilita la remoción del recorte de formación

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Sólidos

Formación

Fase Continua Aceite

Agua Emulsionada

minimizando el efecto de embolamiento de la barrena y adhesión de las arcillas plásticas alensamble de fondo.

Al trabajar con lodo estable a base de poliacrilamida por lo general se cumplen con lossiguientes puntos:

La reología entrando debe ser igual o invertida, por el contrario saliendo deberser invertida (PC>VP).

La viscosidad entrando debe ser mayor a la de retorno. El filtrado debe ser viscoso y gomoso.

Sistema Polimérico Viscoelâstico: Son fluidos pseudoplasticos, es decir fluidos cuyocomportamiento es independiente del tiempo. Caracterizados por tener propiedadesviscoelásticas, son viscosos como líquido y elásticos como sólidos. Proporcionan altasviscosidades a bajas tasas de corte y desarrollar altos geles instantáneos pero frágiles,además ofrecen baja resistencia al flujo con la mínima presión de bomba. Usadosgeneralmente para perforar pozos direccionales y horizontales por su gran capacidad deacarreo y suspensión.

Fluidos Base Aceite.

Los fluidos base aceite son aquellos que en su fase continua al igual que su filtrado se compone de aceite. Principalmente este tipo de fluidos son usados para perforar:

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Formaciones:ReactivasGeotérmicasProductoras de Gases Agrios.Subnormales.Salinas.Altamente Inclinadas.

Pozos:Profundos.Direccionales.Horizontales de alcance extendido.Esbeltos.


Los tipos de fluidos base aceite son:

Emulsiones.

Es un sistema disperso formado por dos líquidos inmiscibles, uno de ellos lo constituye la fasedispersa en forma de pequeñas gotas y el otro de fase continua. Para lograr esto se requierede la adición de un agente emulsificante y suficiente agitación en la mezcla. Existen dos tiposde emulsiones las directas (Aceite en Agua) y las inversas (Agua en Aceite).

Emisión Inversa: Este tipo de emulsión usualmente se usa para perforar formaciones delutitas sensibles al agua, el fluido contiene la misma concentración de sal que el que contienela formación obteniéndose así una actividad balanceada evitando que el agua no pase delpozo hacia la formación ni de la formación al pozo. Dentro de este tipo de emulsiones larelación aceite agua (RAA) varía entre 90/10 y 60/40 y la concentración del emulsificante varíade acuerdo al contenido de agua.

El agua en la emulsión inversa se comporta como un sólido suspendido generando viscosidad,resistencia de gel y contribuye con el control de filtrado.

Fluidos 100% Aceite.

Es un fluido preparado con puro aceite y con un surfactante débil que tiene la habilidad deabsorber el agua de la formación y emulsionarla de manera efectiva. Los surfactantes fuertesdisminuyen la permeabilidad de la zona productora por bloque, alterando la mojabilidad.Este tipo de lodos son usualmente usados para recobrar núcleos en su estado original yperforar zonas de lutitas sensibles al agua. Son capaces de tolerar 15% de agua de formación.La parte sensible de este fluido son sus desventajas que presenta; mayor contaminación,menor ritmo de penetración, mayor DEC y baja reología.

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Fig. 39 Fluido base aceite.


Selección del Fluido de Perforación.Dentro del proceso de selección del fluido de perforación adecuado para el pozo que seplanea perforar se debe de tener en cuenta los siguientes factores:• Localización.• Tipo de pozo.• Características del pozo.• Tipo de perforación.

La información de los pozos de correlación es un factor importante dentro de la selección deltipo de fluidos de perforación, contemplando los objetivos de cada etapa de perforación yaque no siempre se usa el mismo fluido puesto que conforme se va profundizando el pozo vacambiando de tipo de fluido así como sus características. Al final de la selección de los fluidosde perforación en cada etapa da como resultado el programa de fluidos para el pozo que seperfora.

PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN PARA EL POZO PXX.Para este punto del diseño de la planeación del pozo es importante recordar la columna geológica probable, así como las densidades del fluido que se habían seleccionado en el momento de obtener las geopresiones.

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De acuerdo a los pozos de correlación y a las cartas geológicas del lugar la descripción litológica de cada formación a perforar en el nuevo pozo es la siguiente:

FormaciónTVD

(m.v.b.m.r.)

MD(m.d.b.m.r.)

Espesor

(md.)Litología.

Paraje Solo Aflora Aflora 1944 Arenas y Lutitas

Filisola - - -

Concepción Superior 1944 1944 549 Lutitas y Arenas

Encanto - - -

Depósito 2493 2493 1213 Lutitas y Areniscas

Oligoceno - - -

Eoceno 3692 3706407

Arcillas escasas Brechas

Paleoceno 4095 4113 252 Arcillas escasas

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Fig. 39 Diseño de pozo PXX.


Brechas

Cretácico Sup. Mdz. 4347 4365190

Margas escasas Brechas

Cretácico Sup. S. Fpe. 4537 4555129

Mudstone con Bentonitas

Cretácico Sup. A. Nva. 4666 4684103

Mudstone con Pedernal

Cretácico Inferior 4769 4787 106 Mudstone y Dolomías

Jurásico Sup. Titho. (1) 4875 4893 97 Dolomías

Jurásico Sup. Titho. (2) 4972 4990 72 Dolomías

Jurásico Sup. Titho. (3). 5044 5062 80 Dolomías

Jurásico Sup. Titho. (4). 5124 5142 89 Dolomías

Jurásico Sup. Kim. (5). 5213 5231 107 Dolomías

Jurásico Sup. Kim. (6). 5320 5338 268 Dolomías

P.T. 5580 5606 -

Con la información obtenida anteriormente y de acuerdo a las etapas en que se perforara elpozo se busca elegir el tipo de fluido que proporcione las condiciones apropiadas para cadaetapa a perforar así mismo se deben de considerar los eventos que se suscitaron durante laperforación de los pozos de correlación como son, influjos, arrastre, atrapamientos, perdidasde circulación, etc.

Etapas de Perforación.

Perforar un agujero de 36”: La perforación se realiza hasta la profundidad de los50m.v.b.m.r. atravesando cuerpos arenosos y lutíticos. El objetivo de esta etapa es asentar latubería a la profundidad mencionada con el fin de colocar un equipo desviador de flujo,proveer un retorno al fluido y soportar al cabezal del pozo. La densidad del fluido deperforación en esta etapa es de 1.10 gr/cm3, comúnmente en estas etapas se usan lodosbentóniticos los cuales son base agua, siendo amigable con la formación evitando lacontaminación de los acuíferos superficiales. Este tipo de sistema no es densificado debido aque la simple adición de bentonita brinda densidades de 1.02 a 1.10 gr/cm3. Al no tener un

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Tabla. 7 Columna geológica probable.


fluido densificado el efecto de suspensión de recorte es bajo y por tal forma la limpieza delpozo depende del puntos cedente, se recomienda mantenerlo de 14 a 20 lb/100pies2, en estaetapa se requiere de filtrados bajos con un máximo de 4 y un mínimo de 3 (parámetros), serecomienda una resistencia al gel a los 0 min de 7-12 y a los 10 min de 14-22 lb/100pies 2.Existen algunas tablas que de acuerdo a la densidad recomiendan para este tipo de fluido unporcentaje de sólidos de 6-10%, viscosidad Marsh 40-80, lubricidad de 0.18 a 0.20 y salinidadde 200-800ppm por experiencia se seleccionó 2000ppm.

Perforar un agujero de 26”: La perforación se realiza hasta la profundidad de los900m.v.b.m.r., el objetivo de esta etapa es asentar la tubería superficial y aislar lasformaciones de alta permeabilidad no consolidadas y acuíferos superficiales y una vezcementada la TR instalar el equipo superficial de control. Se recomienda el uso de un lodopolimérico con el fin de inhibir arcillas evitando la hidratación de estas. Densidad del fluidorequerida de 1.15 a 1.30 gr/cm3, por la experiencia que se tiene en el campo la salinidadoscila de los 20000-30000ppm, el filtrado se mantiene entre 4 y 3ml, de acuerdo a tablas laviscosidad Marsh 45-70seg, gel 0min 5-11 y a los 10min 10-20 lb/100pies2, lubricidad de 0.18-0.20 y sólidos de 8-15%. Se recomienda un punto cedente alto así como la viscosidad paramantener una limpieza de agujero óptima Yp de 15-21 lb/100pies2 y Vp 14-19 lb/100pies2,definir un gasto óptimo con prueba para no lavar la zapata.

Perforar un agujero de 17½ y 12¼”: Se perforara hasta una profundidad de 3000m.v.b.m.r.,el objetivo de esta etapa es aislar el intervalo de bajo gradiente de fractura con la TRpermitiendo incrementar la densidad del fluido de control para atravesar la zona de altapresión. Se recomienda el uso de un lodo base aceite el cual proporciona la construcción de

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Tabla. 8 Parámetros del lodo para etapade 36”

Tabla. 9 Parámetros del lodo para etapade 26”.


un agujero más estable y a su vez un acarreo de recortes mayor debido a sus altasviscosidades y punto cedente de Vp 18-24 lb/100pies2, Yp 6-10 lb/100pies2, sólidos 14-20%,Viscosidad Marsh de 60-75seg, gel 0 6-20 lb/100pies2, gel 10 15-30 lb/100pies2. La densidadque se usa en esta etapa varía de 1.35 hasta los 1.80 gr/cm3, se perfora con una salinidadsimilar a la de la formación para evitar hidratación de lutitas, la relación aceite-agua en estetipo de fluidos oscila entre los 70/30 y 85/15 (parámetro de tablas), lubricidad 0.06-0.08 y unfiltrado mínimo de 1 y máximo de 3ml.

Esta etapa se perfora en 3 intervalos variando las características del fluido pero manteniendoel fluido en emulsión inversa. En el intervalo de los 2800 a los 3000m por probable colisiónestar atento a las condiciones de salida del fluido para tomar decisiones oportunas en caso decolisionar.

La etapa de construcción comienza a los 3000m, es importante mantener la estabilidad delagujero y tener un buen control en los parámetros de limpieza del lodo. Recordemos en pozosdireccionales un buen indicador de limpieza en la etapa de construcción de ángulo es laviscosidad a baja tasa de corte.

La estabilidad eléctrica de la emulsión es un indicador de que tan encapsulada está el aguaemulsionada en la fase aceite. Un valor alto indica una emulsión fuerte y un valor bajo unaemulsión débil, indicando primero un fluido estable y lo segundo una posible contaminaciónde agua. Esta propiedad depende de la cantidad de agua, de los sólidos humedecidos poragua y contenidos en el fluido, temperatura, salinidad, saturación y estabilidad de laemulsión.

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Tabla. 10 Parámetros del lodo para etapasde 17½” y 12¼”.


Perforar un agujero de 8½ y 5⅞”: La perforación se realiza hasta la profundidad de5140m.v.b.m.r. y 5580m.v.b.m.r. Objetivo de esta etapa es asentar las tuberías cortas y llegara la P.T. En esta etapa se entra a la zona de baja presión constituida principalmente de rocascarbonatadas en el Cretácico y Jurásico. Es necesario tener un fluido que soporte altatemperatura y a la vez maneje baja densidad. Al entrar a la etapa del yacimiento se requieretener un fluido compatible con la formación evitando un posible daño a la misma. Serecomienda usar obturantes biodegradables y solubles al acido. El fluido que nos proporcionaestas condiciones para trabajar estas etapas es un fluido polimérico de alta temperaturateniendo propiedades estables. Con este fluido se manejan densidades de 1.05 a 1.80gr/cm3,Buena capacidad de acarreo Vp de 12-37 lb/100pies2 (dependiendo de la densidad), Yp de 4 a20 lb/100pies2, filtrados min de 3 y máximo de 6, sólidos de 4 a 27%. La salinidad que seespera en esa etapa es de 10,000ppm. Se adiciona potasio para inhibir arcillas que seencuentren intercaladas en las rocas carbonatadas del Cretácico y Jurásico. Se recomienda unmanejo adecuado de la densidad para controlar posibles gasificaciones. En la etapa de 5⅞”se usa un fluido espumante, por lo que se recomienda llevar un manejo adecuado de lamezcla de Fluido-N2 para decremento de la densidad hasta alcanzar una DEC de 0.50gr/cm3 yevitar posibles pérdidas de circulación.

En forma de resumen el programa final de fluidos de perforación es el siguiente:

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Tabla. 11 Parámetros del lodo para etapasde 8½ y 5⅞”.


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Tabla. 12 Resumen general de parámetrosdel lodo.


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Fig. 41 Programa de fluidos de perforaciónpara el pozo PXX.


CAPITULO 5

INTRODUCCIÓN (BARRENAS DE PERFORACIÓN).

En capítulos anteriores se mencionó que “la única forma en que se puede verificar laexistencia de petróleo en el subsuelo es perforando un pozo en el lugar”, y para poderlograrlo es necesario de una herramienta de corte. Para esta actividad la herramienta clave esla barrena un instrumento que en la sarta de perforación se localiza en la parte inferior de estacon la finalidad de triturar las formaciones y formar un agujero que posteriormente esrevestido y cementado. En las subsecuentes etapas de la perforación el agujero iradisminuyendo de diámetro y conforme se profundice las formaciones tienden a ser máscompactas y con ello a tener una dureza mayor. Por tal razón existen en el mercado barrenasde diferentes diámetros, tipos y para diferente tipo de formación.

En años anteriores era necesario utilizar una cantidad exagerada de barrenas para perforarun solo pozo, hoy en día solo se necesitan algunas cuantas para perforar pozos conprofundidades aún mayores a las que presentaban los pozos en el siglo pasado.

Es por eso que en la actualidad la selección de barrenas es un aspecto importante en laperforación, ya que de ello depende, la optimización del ritmo de penetración, el cual estáinfluenciado por diversos parámetros tales como: esfuerzos efectivos de la roca,características de la barrena, condiciones de operación (peso sobre barrena, velocidad derotación e hidráulica), ensamble de fondo, propiedades fisicoquímicas de la roca, fluidos deperforación y desviación del pozo, entre otros.

Dentro de este capítulo se describen los diferentes tipos de barrena usadas para laperforación de pozos (tricónicas y cortadores fijos), estructura, forma de clasificación deacuerdo al IADC, evaluación del desgaste, así como una metodología para seleccionar lasbarrenas en cada etapa del pozo.

SELECCIÓN DE BARRENAS.

Una barrena es la herramienta de corte que nos permite triturar la formación paraprofundizar el pozo, está localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación y deacuerdo al diámetro del agujero es el diámetro de esta.

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Durante la planeación del diseño de un pozo; se seleccionan las barrenas que se usan en cadaetapa de acuerdo a las características de la formación. Hoy en día existe una gran cantidadde barrenas fabricadas por las diferentes compañías prestadoras de servicios para diferentestrabajos. Por tal razón para elegir una correcta barrena el diseñador debe de tener presentelas condiciones de formación que pretende perforar.

Principio de Perforación de las Barrenas.

En el proceso de perforación las barrenas realizan su trabajo de acuerdo a dos principiosesenciales: fallar las rocas venciendo sus esfuerzos de corte o bien los de compresión. El principio de ataque que una barrena ejecuta es mediante la incrustación de sus dientes enla formación y posteriormente realizar el corte al desplazarse dentro de la misma; o bien, pormedio del cizallamiento que generan los cortadores de la barrena de forma radial (Fig.42). Esde ahí que las barrenas se clasifiquen fundamentalmente de dos formas: de dientes ycortadores.

En el proceso de perforación la forma de ataque de la barrena depende del tipo ycaracterística de la roca que desee cortarse, principalmente quedando en función de sudureza. Siendo este mismo un factor importante en la subclasificación de las barrenas. Unejemplo de esto es que para las formaciones suaves la forma de ataque que se prefiere es porcompresión el cual lo proporcionan las barrenas de dientes; mientras que las formacionesduras se prefiere usar barrenas de corte por cizallamiento; sin embargo el grado de dureza dela roca define al final el tipo de barrena y el principio de corte.

Tipos de Barrenas.

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Fig. 42Principios de corte de la barrenas; A) Por dientes B) Por cortadores

A

B


Como ya se mencionó las barrenas se clasifican de acuerdo a su principio de ataque siendolas de dientes mejor conocidas como tricónicas y las de corte por cizallamiento, barrenas decortadores fijos.

A su vez las barrenas tricónicas se clasifican en dos tipos: barrenas tricónicas de dientes deacero y barrenas tricónicas de dientes de carburo de tungsteno; las barrenas de cortadoresfijos se dividen en tres tipos: barrenas de cortadores compactados de diamante policristalinos(PDC), barrenas de diamante y saca núcleos. Dentro de estos trabajos el tipo de barrenas decortadores fijos que nos

interesa son las barrenas PDC, es por eso que solo se hará referencia a ellas.

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TIPOS DE BARRENAS

TRICONICAS

DIENTES DE ACERO

DIENTES DE CARBURO DE TUNGSTENO

CORTADORES FIJOS

PDC

DIAMANTE

SACA NÚCLEOS.

Fig. 43 Esquema de tipos de barrenas.


Barrenas Tricónicas.Una barrena tricónica como su nombre lo dice es una barrena que se compone de tres conosdentados, estos conos están empotrados sobre partes móviles en un eje, permitiéndoles rotarmientras la barrena gira. Cuando la barrena está en el fondo rotando y se le carga peso, losconos giran y los dientes se incrustan en la roca a la vez que la trituran formando cortespequeños que posteriormente suben a superficie por acción de la hidráulica y el fluido deperforación.

Los componentes básicos de una barrena tricónica son su estructura de corte, sistema derodamiento y el cuerpo de la barrena.

Estructura de Corte: Se refiere a los elementos cortadores de una barrena que se colocansobre los conos de la misma, siendo estas filas de cortadores distribuidoscircunferencialmente y que se extienden en cada uno de los conos entrelazándose entre lasfilas de dientes de los conos adyacentes. Los tipos de dientes pueden ser forjados desde laestructura de acero de los conos (barrena de dientes de acero), o son prefabricados decarburo de tungsteno y colocados a presión en huecos forjados dentro de los conos (barrenade dientes de insertos) (Fig.44). Las barrenas de insertos se diseñan en la perforación de formaciones extremadamente duras(pedernal) y/o abrasivas (arenas), y las barrenas de dientes de acero para formacionesblandas; aunque hoy en día existen diseño de barrenas de insertos adecuados paraperforación de formaciones blandas.

Los dientes de acero por su forma poseen una estructura de corte más agresiva que losdientes de insertos, por lo que se permite altas velocidades de perforación. Actualmente estetipo de dientes son revestidos con una capa de tungsteno en polvo mezclado con unaglutinante de cobalto y aplicado mediante un proceso de soldadura o revestido con núcleosde carburo de tungsteno y gránulos de diamante incrustados. Por otro lado los dientes deinsertos trituran y cincelan la roca, tienen alta durabilidad y puede perforar en un rango deformaciones amplio de acuerdo al tipo de diente, sin embargo la velocidad de penetración esmás lenta.

A

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B

Sistema de Rodamiento: El sistema de rodamiento permite que los conos roten alrededor delcuerpo de la barrena (Fig.45). Los cojinetes para las barrenas tricónicas pueden ser: cojinetessellados y lubricados, los cuales permiten asegurar una vida larga en un ambiente hostil en elagujero, el cojinete de rodillos y de bolas no sellado permiten tener altas velocidades rotariaspero en donde los tiempos de viaje son cortos y comúnmente se usan en perforacionessuperficiales y para rebajar cemento, los cojinetes de fricción (chumacera) no contienenrodillos, solamente un muñón sólido o un buje y están diseñados para tener alta capacidad decarga, los cojinetes de fricción (chumacera) sellados se usan en todas las aplicaciones de lasbarrenas tricónicas e incluso en motores y unidades rotarias. Los rodamientos estándiseñados de tal forma que todos los elementos de los cojinetes estén cargados de unamanera uniforme con el fin de que se utilicen altos pesos en la barrena y velocidades rotarias.Una pequeña cámara sellada en los brazos de la barrena contiene lubricantes que semantienen dentro del cuerpo de la barrena lubricados los cojinetes o los rodamientos, sinembargo hay baleros estándar lubricados por el propio fluido de perforación. Este tipo de elementos depende del tipo de formación en el que trabajan. Por ejemplo, enformaciones blandas se requiere de poco peso por lo tanto el uso de cojinetes pequeños,menos espesor de conos, en tanto en formaciones duras se aplica más peso y por lo tanto loscojines y los elementos de corte son más grandes y el cuerpo más robusto.

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Fig. 44 Estructuras de corte para barrenas tricónicas A) barrenas dedientes. B) barrenas de insertos.


BARRENA CON COJINETES DE RODILLOS Y DE BOLA.BARRENA CON COJINETES MUÑON (CHUMACERA).COJINETES SIN SELLO.CAMARA DE LUBRICACION DE LOS COJINETES.

Cuerpo de la Barrena: El cuerpo de la barrena tricónica está en su totalidad hecho de acero.Las propiedades del acero se especifican para darle un equilibrio requerido de esfuerzocedente, resistencia a la fatiga y la robustez. Los brazos y los conos dentados son muyrobustos mientras que los conos de insertos tienen alta capacidad de endurecimiento para laretención de los insertos. Los cojinetes de rodillos y rodamientos se fabrican de acero paraherramientas que brindan robustez y resistencia al desgaste. (Fig.46).

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Fig. 45Tipos de estructuras de rodamiento de las

barrenas tricónicas.


Partes de una barrena tricónica.

Geometría de la Barrena.

Sin duda alguna la geometría de la barrena es un parámetro que determina el grado de agresividad de esta misma así como una penetración eficiente en un tipo de formación determinado.

Excentricidad (offset): Es el desplazamiento que existe entre el eje de los conos y el eje realde la barrena (grado de desalineación). Este desplazamiento permite un mejor apaleamientode la formación y a su vez genera un movimiento de “bamboleo” en la barrena permitiendo

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Fig. 47 Partes de una barrena tricónica.

Fig. 46 Cojinetes y conos dentados.


ROTACION REAL EN TODOS LOS PUNTOS

EL BORDE DEL CONO SE APARTA DEL MOVIMIENTO REAL DE ROTACION

un agujero ligeramente de mayor diámetro. Así como una perforación mar rápida,generalmente la excentricidad de este tipo de barrenas es de 3º a 5º y se usa paraformaciones blandas y pegajosas. Para el caso de formaciones duras y abrasivas el grado dedesalineación de la barrena es menor de 0º a 2º, y con ello el manejo de mayor peso aplicadopara triturar y por lo tanto el recorte se remueve debido a esta acción de trituramiento porpeso.(Fig.48).

Angulo del Cono: Es el ángulo que se forma entre el eje horizontal y el eje de la chumacera.Para formaciones blandas este ángulo es de 33°, el perfil de cono suele ser más redondo,generando un apaleamiento y raspado de formación más rápido. En formaciones duras losángulos suelen ser de 36°., el perfil de cono es más plano y su corte es por trituración es máslento. (Fig.49).

Proyección y Paso: La proyección se refiere a la altura del diente y el paso al espacio entredientes. Se tienen proyecciones y pasos largos para formaciones blandas y cortas paraformaciones duras.

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Fig. 48 Offset.

Fig. 49 Angulo del cono.


Código IADC para Barrenas Tricónicas.

Con el fin de estandarizar la clasificación de las barrenas, La Asociación Internacional deContratistas de Perforación (IADC) desarrollo un sistema de 4 dígitos (Fig.50), los primerostres caracteres son numéricos y el cuarto es alfabético. Quedando para las barrenas tricónicasel siguiente arreglo:

Primer Digito: Se refiere a la estructura de corte y también a su diseño con respecto al tipo deformación van en una escala del 1 al 8. 1. Dientes fresados para formación blanda.2. Dientes fresados para formación media.3. Dientes fresados para formación dura.4. Dientes de inserto de tungsteno para formación muy blanda.5. Dientes de inserto de tungsteno para formación blanda.6. Dientes de inserto de tungsteno para formación media.7. Dientes de inserto de tungsteno para formación dura.8. Dientes de inserto de tungsteno para formación extra dura.

Segundo Digito: Identifica el grado de dureza de la formación en la cual se usara la barrenaen una escala de 1a4. 1. Formación suave.2. Formación media suave.3. Formación media dura.4. Formación dura.

Tercer Digito: Identifica el sistema de rodamiento y lubricación de la barrena en ochoclasificaciones.1. Con toberas para lodo y balero estándar.2. De toberas para aire y/o lodo con dientes diseño en T y balero estándar.3. Balero estándar con protección en el calibre.4. Balero sellado autolubricable.5. Balero sellado y protección al calibre.6. Chumacera sellada.7. Chumacera sellada y protección al calibre.8. Para perforación direccional.9. Otras.

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1 2 3 4 5 6 7 8Dientes de

1Acero

2Blanda

34

Dientes de

1Acero

2Media

34

Dientes de

12

SUAVEMEDIA SUAVEMEDIA DURADURASUAVEMEDIA SUAVEMEDIA DURADURASUAVEMEDIA SUAVE

1

2

SERIE

DUREZA

DI EN TE S DE

AC ER O

SISTEMA DE RODAMIENTO

Cuarto Carácter: Indica con que características especiales cuenta la barrena como se muestraen seguida:A Para perforación con aire.B Sello especial de balero.C Tobera en el centro.D Control de desviación.E Toberas extendidas. G Protección adicional al calibre. H Para perforación horizontal o geo navegación. J Tobera para desviar. L Almohadillas de insertos. M Para perforar con motor.S Modelo de dientes de acero estándar. T Barrena bicónica. W Estructura de corte mejorada.

X Predominantemente dientes de insertos tipo cincel. Y Dientes de insertos cónicos. Z Otra forma de insertos.

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Dientes deAceroDura

34

Dientes de

1Insertos

2Muy Blanda

34

Dientes de

1Insertos

2Blanda

34

Dientes de

1Insertos

2Media

34

Dientes de

1Insertos

2Dura

34

Dientes de

1Insertos

2Muy Dura

34

MEDIA SUAVEMEDIA DURADURASUAVEMEDIA SUAVEMEDIA DURADURASUAVEMEDIA SUAVEMEDIA DURADURASUAVEMEDIA SUAVEMEDIA DURADURASUAVEMEDIA SUAVEMEDIA DURADURASUAVEMEDIA SUAVEMEDIA DURADURA

7

8

3

CH UM AC ER A CO N PL AT Y PR OT EC CI ÓN

AL

CA LI BR E

4 BA LE RO

ES TÁ ND AR

EN FR IA DO

PO R AI RE

IN SE RT OS

5

6

CA RA CT ER ÍS TI CA

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BA LE RO

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BA LE RO

SE LL AD O

BA LE RO

SE LL AD O Y PR OT EC CI ÓN

AL

CA LI BR E

CH UM AC ER A ES TÁ ND AR

SE LL AD A

BA LE RO

ES TÁ ND AR

Barrenas de Cortadores Fijos (PDC).

Las barrenas PDC poseen un diseño elemental. A diferencia de las tricónicas, carecen departes móviles, teniendo un cuerpo único. El material usado para su construcción, puede serde acero o de carburo de tungsteno (matriz) o una combinación de ambos. El cortadorcompacto de diamante policristalino (PDC) de ahí su nombre de esta barrena esta adherido alcuerpo de la matriz.En este tipo de barrenas se ubican 5 componentes principales: calibre, hombro, conicidad,nariz y el cono.

Calibre: Es la zona lateral del cuerpo y mantiene el diámetro de la barrena durante laperforación desgastándose él y no las aletas de la barrena.

Hombro: Es la parte con las que la barrena hace contacto en el agujero en forma lateral.

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Fig. 50 Código IADC de clasificación para barrenastricónicas.


Conicidad: Es la parte angular de la cara de la barrena y es la que hace contacto con laformación de acuerdo al ángulo que tiene, es indispensable tener una buena cantidad decortadores en esta parte.

Nariz: Es el área periferia de contacto con el fondo y por lo tanto mayor contacto con laformación, cuando se perfora un pozo vertical. Es preferible tener una gran cantidad decortadores colocados en esta área.

Cono: Es la cavidad central de la parte inferior del cuerpo de la barrena que hace contactodirecto con el fondo del pozo.

Las barrenas PDC pueden ser de dos tipos de cuerpo de acero o de matriz, las primerasproporcionan una limpieza mejor, proporcionan una mayor capacidad de volumen derecortes para aplicaciones de velocidad de penetración más alta y se pueden diseñar conseparación de cuchillas mayores. Las segundas proporcionan una mayor resistencia a laerosión y al desgaste y es más adecuada para altas horas de trabajo (Fig.51).

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Fig. 51 Tipos de barrenas PDC.


Geometría de los Cortadores y Aletas.Los elementos cortantes PDC están unidos a un sustrato o poste de carburo de tungsteno (queprovee mayor resistencia de impacto), que se encuentra fijo en el cuerpo/aletas. Su ubicación,tamaño, perfil, orientación y forma son relevantes ya que de estos depende el grado deagresividad que tenga la barrena así como la efectividad de penetración en un tipo deformación. Aunado a esto la forma de las aletas y el número de ellas es también otro factorque delimita el tipo de formación en la que puede trabajar. A continuación se tiene la tablacon los parámetros de diseño para formaciones duras y blandas.

Código IADC para Barrenas de Cortadores Fijos.De igual forma que para las barrenas tricónicas el IADC diseño un código único para barrenasPDC. El clasificar barrenas en cortadores fijos, únicamente tienen la intención de proveer losmedios para caracterizar de forma general su apariencia física (Fig.53). Dos barrenas con uncódigo IADC similar o incluso igual, pueden tener una capacidad de desempeño diferente. Estecódigo es de 4 cifras las cuales describen: el primero el material del cuerpo Acero (S) o Matriz(M), el segundo la densidad del cortador depende de cuantos cortadores de 12 mm tenga, eltercero tamaño y tipo del cortador y el cuarto el perfil de la barrena desde 1 que representaun perfil plano hasta el número 4 que representa un perfil de turbina larga afilada.

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Tabla 13. Parámetros de diseño para barrenas PDC.

Fig. 52 Tamaños de los cortadores.

Formacionesblandas Formaciones duras

Densidad del cortador Menor cantidad decortadores

Mayor cantidad decortadores

Tamaño del cortador 16-25 mm. 8-13 mm.

Orientación del cortador <25° >25°

Perfil del cortador

Perfil corto,ángulo poco

pronunciado delcono, nariz deradio pequeño

Perfil más largo,cono más profundo,nariz de radio

grande.

Disposición de las aletas

Menos cuchillasMenos estable,

mayor cantidad detoberas.

Mas cuchillasMás estable, menor

cantidad detoberas.


Dinámica de la Perforación.Las vibraciones a las que está sometida una sarta de perforación en el fondo pueden serextremadamente nocivas para el desempeño de la barrena y puede ocasionar daños a lasherramientas de fondo. Las vibraciones de fondo están asociadas con la interacción entre labarrena y la formación que se está perforando y son por lo general el resultado de lanaturaleza de alguna manera agresiva de los diseños de la estructura cortante de los PDC. Sinembargo, se debe recordar que estos problemas de vibración no están restringidos a corridascon barrenas PDC y que los ensamblajes con barrenas tricónicas pueden estar sujetos amuchos problemas.

Existen tres tipos principales de vibraciones que afectan la perforación:

Vibraciones Axiales.

Producidas por el movimiento axial periódico de la barrena, conocido como rebote debarrena debido a la vibración hacia arriba y hacia abajo. La profundidad de corte de loscortadores cambia alcanzando un mínimo cuando la barrena está en la posición hacia arriba,hasta un máximo cuando la barrena esta nuevamente en fondo. . Variaciones en laprofundidad de corte se traducen en variaciones en la torsión. Estas fluctuaciones pueden seruna causa de la vibración de torsión, en la barrena, llevando a un potencial comportamientode atrapamiento en la corrida. El rebote en la barrena generalmente es más preocupantecuando se corren barrenas de conos.Vibraciones Laterales.

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Fig. 53 Código IADC de clasificación para barrenasPDC.


La vibración lateral algunas veces llamada “giro de la barrena”, es el movimiento periódicolateral de la barrena en el plano "x-y". El giro de la barrena es un fenómeno específico queocurre cuando las fuerzas dinámicas penetran dentro del agujero, causan que el centroinstantáneo de rotación de la barrena se mueva de su centro geométrico. También se puedegenerar por el doblamiento de la sarta, se perfora un pozo inclinado, la dureza de laformación cambia y el agujero descubierto no es perpendicular a los planos de depositaciónde la formación.

Las consecuencias de las vibraciones laterales son:Daño a la barrena.Fallas en los componentes de las herramientas de fondo.Desgaste en juntas y estabilizadores.Fatiga en conexiones que pueden conducir a fracturas, lavado y/o desenrosques.Torque excesivo.

Vibraciones Torsionales.Viendo de forma simple la fuerza de torsión es causada cuando una punta de un objeto estorcida mientras que la otra punta es mantenida firme o cuando son torcidas en direccionescontrarias Las fluctuaciones en la torsión dentro del agujero pueden conllevar al desarrollo devibraciones de torsión. Existen dos tipos básicos de vibración de torsión a las cuales estásujeta la sarta de perforación: Vibraciones transitorias que corresponden a los cambios de las condiciones dentro del pozo,por ejemplo tipos de litología entrecruzada. Vibraciones estacionarias que son auto-inducidas a través de acciones sobre la sarta deperforación, como por ejemplo fuerzas de fricción entre la tubería.

Acoplamiento.El acoplamiento se da cuando una vibración induce a otra. Por ejemplo si existen vibracionestorsionales y debido a altas revoluciones por minuto durante la fase de deslizamiento estasconduzcan a vibraciones laterales (Fig.54).

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A

B


Código de Desgaste IADC.A si como existe un código que define el tipo de barrena y para qué formación se diseña,existe otro código que expresa el desgaste de las barrenas al salir a superficie una vez quehan terminado su ciclo de trabajo. Este código a grandes rasgos define como salió laestructura de corte y como esta físicamente la barrena (Fig.55).

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Fig. 54 Vibraciones en la sarta de perforación.A) Rebote (Bit bouncing), B) Atascamiento por deslizamiento (Stick-slip) C)

Remolinamiento (Whril).

C


Selección de Barrenas. Como ya se mencionó los diferentes tipos de barrenas en el mercado están diseñadas paraperforar cierto tipo de rocas, es por ello que para una selección óptima de barrenas esnecesario tener en cuenta algunos criterios para una selección adecuada.

Objetivos de la perforación. Rendimiento. Pozo direccional. Economía. Análisis histórico del campo. Fluido de perforación. Limitaciones del peso sobre la barrena. RPM. Litología. Dureza de la roca.

El evaluar todas las condiciones anteriores de una forma conjunta da la pauta paraseleccionar una barrena que cumpla con las características adecuadas y brinde un altorendimiento optimizando con ello los tiempos en la perforación.

La siguiente metodología se basa en un análisis de información histórica de las barrenas(record de barrenas) usadas en los pozos de correlación, la litología que se pretende esperar,registros de confinamiento de la roca, sin perder de vista los objetivos de cada etapa.

SELECCIÓN DE BARRENAS PARA EL POZO PXX.Para llevar a cabo la selección de barrenas en el pozo PXX se tiene ya tanto el asentamiento detuberías de revestimiento y la columna geológica probable con ellos y los registros de esfuerzo

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Fig. 55 Código IADC para desgaste de lasbarrenas.


compresivo sin confinamiento de la roca (UCS) el cual se define como la resistencia que unamuestra no confinada de roca tiene bajo esfuerzos compresivos.

DUREZA UCS (PSI) EJEMPLOS

ULTRA SUAVE < 1,000 ARCILLAS.

MUY SUAVE 1,000 -4,000

ARENAS NO CONSOLIDADAS,SAL, ARCILLA.

SUAVE 4,000 –8,000 CARBON, SILICA, ARENAS.

MEDIA 8,000 –17,000

ARENISCAS, LUTITAS,DOLOMIA, CALIZA.

DURA 17,000 –27,000

CUARZO, BASALTO,DOLOMIA, CALIZA.

MUY DURA >27,000 MARMOL, GRANITO,PIRITA.

Con esta información se procede a un análisis e interpretación de la siguiente manera.

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Tabla 14. Dureza de algunas rocas.


Como se observa en la figura 56, a partir de la profundidad de ±1700m hasta cerca de los±4300m en el pozo T628 se presenta un comportamiento con respecto a la resistencia(dureza) bajo cerca de los 5OOOpsi, esto quiere decir que se necesita un poco más de presiónpara fallar la roca y cómo se observa conforme se profundiza hasta los 5500m esta presiónincrementa. Mientas que en el T426 de la profundidad de ±3800m a 5500m el esfuerzo es alto.Esto corrobora a que profundidad se empieza a presentar formaciones más duras.

Optimización de Barrenas.Se realizó un análisis del record de las barrenas en los pozos T409, T444, T628 y T807, seobserva que el comportamiento de las barrenas es variable en cada una de las etapas que seperforaron. En la tabla siguiente se observa el resumen de los resultados de los pozosanalizados, los cuales se detallan por diámetro.

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Fig. 56 Análisis del UCS de los pozos de correlación.


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Se formaron gráficos de horas contra profundidad y de ROP contra el tipo de barrena decada etapa y de ello se seleccionó el tipo de barrena óptima.

Etapa de 26” de 0m a 900m.En esta etapa todas las barrenas utilizadas son Tricónicas Código IADC 115, el desempeño delas mismas en cuanto a metros perforados, condición de salida, ROP son similares, en lamayoría de los pozos se han utilizado dos barrenas para perforar la sección, siendo laprimera la que perfora el intervalo más largo, +/- 800m. Solo en el pozo Teco-807 se perforocon una sola barrena.

Se seleccionó la barrena tricónica código IADC 115 de acuerdo a su rendimiento y metrosperforados. Se presenta un código de desgaste mostrando que la barrena salió por llegar a laprofundidad total.

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Tabla 15. Bit record de los pozos de correlación.

Fig.57 Análisis de barrenas para etapa 26” de 0m a 900m.


Etapa de 17½” de 900m a 2800m (1900m).Se seguirá perforando una parte de la formación Paraje Solo, y después se atravesara laformación Concepción Superior y se entra a la formación depósito donde las areniscas de estaformación son muy abrasivas. Se recomienda el uso de dos barrenas una tricónica paraterminar de perforar la formación Paraje Solo y entrar a la formación C.S. con una PDC por laabrasividad de la formación.

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Fig.58 Barrena seleccionada tricónica 115 de 26”.

Fig.59 Análisis de barrenas etapa 17½” de 900m a 2800m.


Se seleccionó la barrena tricónica código IADC 115 de acuerdo a su alto ROP y tener buenrecord en metros perforados, sale por cambio de BHA. Una PDC código de empresaSRX816alto ROP, sale por llegar a la profundidad final.

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Fig.60 Barrena seleccionada tricónica 115 de 17½”.


Etapa de 12 ¼”, de 2800 a 4620m (1820m), KOP 3000m. Se perforara 906m de formación Depósito, 407m de Eoceno, 252 de Paleoceno, 190m deCretácico Superior Méndez y 65m de Cretáceo Superior San Felipe. Es importante recordar queel inicio del KOP es a 3000m y considerar esto para la selección de la barrena. En estasformaciones la abrasividad es un factor crítico en la vida de la barrena. Se recomienda el usode barrenas PDC con cortadores de respaldo por impacto que presentaron otras barrenas.

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Fig.61 Barrena seleccionada PDC de 17½”.


*Elementos de corte secundario y calibre extendido

Se seleccionó una barrena tricónica código IADC M323, debido al KOP, la barrena que seseleccione

deberá ser compatible con el tipo de sistema (motor de fondo o sistema rotatorio) que se usepara dirigir el agujero, ya que las barrenas para un sistema direccional tienen conexión encaja y no en piñón. La barrena seleccionada tiene ejemplar para sistemas direccionales. En sudesgaste salió por cambio de BHA.

En caso de no disponer de esta barrena se recomienda alguna similar o de mejorescaracterísticas obteniendo de fichas técnicas la siguiente.

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Fig.63 Barrena seleccionada PDC M323 de 12¼”

Fig.62 Análisis de barrenas etapa 12 ¼”, de 2800 a 4620m.


Etapa de 8 ½”, de 4620 a 5140m (520m)Se perforara la formación del Cretácico Superior hasta el Jurásico, por experiencia de campoactualmente se utilizan barrenas PDC con bajos ROP. Las compresibilidades que allí sepresentan están alrededor de los 45Kpsi, adicionado a ello está la presencia de pedernal en laFormación Agua Nueva, que en ocasiones se presenta de un 15% a 20% en sus valores másaltos, así como también puede llegar a estar en trazas hasta un 10%. Es recomendable el usode barrenas PDC que tengan un corte agresivo y a la vez soporten la presencia de pedernal.

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Fig.64 Barrena secundaria PDC M323 de 12¼”


Se seleccionó la barrena tricónica código IADC M433, se requiere de cortadores resistentes ybastante número de aletas, se recomienda un una estructura doble con el fin de proteger labarrena de daños y con el fin de incrementar el ROP. Esta barrena no cuenta con datos de porqué salió, sin embargo por experiencia en estas etapas salen por terminar la etapa.

Por experiencia de campo de los ingenieros en estas etapas se tienen trazas de pedernal enespecial en la formación Agua Nueva, es por ello que se recomienda bajo esas circunstanciasbajar barrena tricónica de dientes de carburo de tungsteno, para ello se propone unatricónica código IADC 517.

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Fig.65 Análisis de barrenas etapa 8 ½”, 4620 a 5140m.

Fig.66 Barrena seleccionada PDC M433de 8½”


Etapa de 5⅞”, 5140 a 5580m (440m).Se perforara lo restante de la formación del Jurásico, se debe considerar HP/HT, así como lacompresibilidad de las rocas. De igual forma se necesitan cortadores resistentes al impacto yabrasión.

S

e seleccionó la barrena PDC código IADC M433, se requiere de cortadores resistentes en todael área de la nariz hacia el calibre, de manera de protegerla de daños, pero tambiénbuscando mantener una buena ROP. Se recomienda de una estructura doble.

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Fig.67 Barrena de contingenciatricónica 517 de 8½”

Fig.68 Análisis de barrenas etapa 5⅞”, 5140 a 5580m.


Con el análisis anterior se procedió a definir el número de barrenas para cada etapa y deacuerdo a los registros de los pozos de correlación y experiencia la selección de barrenas,optimización y número de estas a usarse son las siguientes:

Optimización:

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Fig.69 Barrena seleccionada PDC M433de5⅞”


Barrenas Seleccionadas:

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Fig.70 Barrenas seleccionadas.


INTRODUCCIÓN.

Para poder alcanzar el objetivo del pozo, a la profundidad deseada, es necesario tender unalínea kilométrica formada por el enrosque de tuberías. Esta línea de empalmes entre tuberíasllamada sarta de perforación contiene todos los accesorios para realizar la perforación en elfondo del pozo y el elemento que permite esto, la barrena y que va a la punta de la sarta.

De acuerdo a las necesidades de cada etapa de perforación a la sarta se le añaden o retiranaccesorios tales como son estabilizadores, martillos, motores de fondo, sistemas rotatorios,barrenas, lastrabarrenas, tubería pesada o la misma tubería de perforación la cual debetener suficiente resistencia a la tensión en la parte superficial, dado que soporta todo el pesode los demás componentes. Una mala selección de algún tubular puede traer consigo unadesconexión o ruptura de sí mismo mientras se está perforando, ocasionando un “pez” en elfondo generando posiblemente una apertura de ventana (Side Track) para desviar el pozo y

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Fig.70 Distribución de las barrenas.


posteriormente redirigirlo al objetivo, generando con ello pérdidas de tiempo reflejadas en unincremento del costo. Así mismo en cada una de las etapas se requiere de una hidráulica que cumpla con losobjetivos de mejorar la eficiencia de la barrena y proveer un eficiente acarreo de los recortesde formación a superficie. El sistema hidráulico se integra por el equipo superficial, sarta deperforación, y espacio anular. El cálculo hidráulico en este sistema define el diámetro óptimode las toberas de la barrena, con el que se obtiene la potencia hidráulica del flujo del fluido deperforación que promueva la óptima remoción de recortes, incremento en la velocidad depenetración y en la vida de la barrena. En consecuencia, una reducción en el costo total de laperforación.

DISEÑO DE LAS SARTAS DE PERFORACIÓN.

La sarta de perforación forma parte del equipo de perforación, y está formada por diferentescomponentes tubulares de acero los cuales se unen por medio de conexiones, sometidos adiversos esfuerzos (tensión, compresión, presión interna y externa, fatiga, torsión, abrasión ytemperatura), estos esfuerzos deben ser inferiores al diseño de la sarta.

Los componentes esenciales en forma secuencial del fondo del agujero hacia la superficie queconforman la sarta de perforación son: Barrena: Herramienta de corte usada para triturar la formación durante el proceso de

perforación (Fig.72).

Lastrabarrena (DC): Tuberías de acero de gran espesor de pared, usados para proveer elpeso necesario a la barrena para incrustarse en la formación, mantener toda la sarta entensión y así

evitar que se pandee. Su forma puede ser en espiral con el fin de reducir el riesgo depegaduras por presión diferencial (Fig.73).

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Fig.72 Barrenas de perforación.


Tubería Pesada (HW): Esta tubería fabricada con un gran espesor de pared y unionesespeciales extra largas con relación a la tubería de perforación normal, su principalfunción es la de hacer la transición de esfuerzos entre la tubería de perforación ylastrabarrenas, y así evitar la fatiga y el pandeo de los tubos de perforación (Fig.74).

Tubería de Perforación (TP): Es un tubo de acero hueco, con una longitud aproximadade 9 m el cual se enrosca por medio de conexiones especiales para integrar la sarta deperforación y son de diferente diámetro, libraje, y grados de tubería. Transmite lapotencia por medio del movimiento rotatorio del piso del equipo a la barrena y permitecircular el lodo (Fig. 75).

Flecha Kelly: Componente tubular cuadrado o hexagonal que forma el extremo superiorde la sarta de perforación, siendo el elemento que transmite la rotación a la sarta deperforación y a la barrena (Fig.76).

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Fig.73 Lastrabarrenas (DrillCollars).

Fig.74 Tubería pesada (HeavyWeight).

Fig.75 Tubería de Perforación (DrillPipe).


Unión Giratoria (Swivel): Es un componente mecánico del sistema rotatorio que tiene comofunción soportar el peso de la sarta de perforación, permitir que la sarta gire durante elproceso de perforación y proveer un sello hermético durante el bombeo de fluido apresión a través del interior de la sarta (Fig.77).

Sistema Top Drive: Es un equipo impulsado por un motor eléctrico independiente,imprimiéndole rotación a la sarta de perforación la cual está conectada en forma directasin necesidad de una Flecha o de mesa rotaria (Fig. 78).

Tipos de Sartas de Perforación.

En el diseño de las sartas de perforación existen tres tipos de ensamble los cuales sedistinguen por la localización del punto neutro; siendo este el punto donde los esfuerzosaxiales de tensión y compresión son iguales a cero, el punto neutro se mueve hacia arriba dela sarta al tiempo de cargar peso sobre la barrena por lo tanto mientras más peso se carguea la barrena, más alto se encuentra el punto neutro. Cualquier peso por debajo del punto

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Fig.76 Flecha kelly.

Fig.77 Unión giratoria (Swivel).

Fig.78 Sistema top drive.


DC DC

DC

HW

HWHW

TPTP

TP

TP

TIPO

1

TIPO

2

TIPO 3

neutro esta en compresión y por arriba de este en tensión. Este punto se recomienda localizaren tuberías de pared gruesa (DC o HW) nunca sobre la tubería de perforación (Fig. 79).

Sarta Tipo 1: De las tres combinaciones esta es la mássimple; está compuesta delastrabarrenas y tuberíade perforación. Es pesoaplicado sobre la barrenase hace con loslastrabarrenas y el puntoneutro está localizadosobre estos mismos.

Sarta Tipo 2: Esta configuración se conforma de tuberíapesada por tuberíapesada por arriba de loslastrabarrenas y tuberíade trabajo. En este mismoarreglo el punto neutro semantiene sobre el cuerpode los lastra barrenas.

Sarta Tipo 3: Este arreglo utiliza los lastrabarrenas solopara lograr un controldireccional, mantener laverticalidad del pozo alreducir la vibración de lasarta. El peso que se leaplica a la barrena seaplica tanto con loslastrabarrenas como conla tubería pesada, elpunto neutro cae sobre la

tubería pesada. Con este mismo diseño se reduce laposibilidad de pegadura por presión diferencial y fallas en lasconexiones de los lastrabarrena. En pozos direccionales estearreglo es el más recomendado.

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Criterios de Estabilidad en la Sarta de Perforación.

Durante el proceso de perforación existen fuerzas que gobiernan el ángulo de inclinación delpozo, las cuales se originan por la sarta de perforación sobre la barrena y que de acuerdo alas condiciones de operación (peso sobre barrena) y condiciones de la formación varían.Dichas fuerzas son la fuerza de gravedad y el peso que se le aplica a la barrena. La primeraprovoca un efecto de péndulo sobre la barrena y con ello la barrena tiende a incrementar elángulo, mientras que la segunda un pandeo o deflexión y con ello un decremento en elángulo. Por otro lado si se desea mantener el ángulo es necesario que ambas fuerzas seneutralicen. La resultante de estas fuerzas depende de la distancia de la barrena al puntodonde la sarta hace contacto (flexión) con las paredes del agujero o la tubería derevestimiento a este punto se le conoce como punto de tangencia.

Para poder mantener estas fuerzas bajo control, se utilizan fuerzas laterales las cuales nosproporciona el uso de los estabilizadores. Por lo tanto el manipular correctamente la posicióny el número de estabilizadores en la sarta es fundamental para un buen control del ángulodel pozo (Fig.80).

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Fig.79 Tipos de sartas.


De acuerdo a la posición que se tenga de los estabilizadores sobre la sarta de perforaciónpueden producirse tres efectos que ayudan en la construcción del pozo con respecto a ladirección que requiere.

Efecto de Péndulo.

Como ya se mencionó este efecto es ocasionado por la acción de la fuerza de gravedad, deesta misma manera este efecto puede aprovecharse colocándose por arriba de la barrena unoo dos estabilizadores sobre una sección de conexión entre lastrabarrenas. El efecto que tienenlos estabilizadores es ser el punto de tangencia con esto evitar los efectos de flexión en loslastrabarrenas que generan las fuerzas laterales de pandeo y por ende la barrena de acuerdoa la distancia que se coloquen tiende a decrementar el ángulo de construcción del pozo(Fig.81).

Ç

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Fig.80 Fuerzas sobre labarrena.


Existen diseños de sartas que proporcionan una regla práctica para aparejos de fondo que seusan comúnmente para reducir el ángulo de inclinación. Estos arreglos son conocidos conoarreglos tipo péndulo. Fig.82.

Los arreglos 5 y 6 proporcionan la mejor respuesta al incremento de ángulo. En este tipo dearreglos cuando la inclinación es alta, el número de puntos de contacto entre la barrena y elprimer estabilizador se incrementa causando una reducción en la fuerza de péndulo y por lotanto una menor respuesta a reducir el ángulo del pozo arreglos 1 al 4.

Efecto Fulcro.

El efecto fulcro es la deflexión que existe entre dos puntos de apoyo. Este efecto se lleva a caboarmando una sarta donde el estabilizador este justo arriba de la barrena actuara comofulcro. En los pozos direccionales con más de 13° el lastrabarrena por arriba del estabilizadortiende a pandearse hacia el lado bajo del agujero y con ello se forzara a la barrena hacia ellado alto y con ello se incrementa el ángulo (Fig.83).

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Fig.81 Efecto de péndulo.

Fig.82 Arreglos de sarta tipopéndulo.

Fig.83 Efecto de fulcro.


La siguiente figura muestra los ensambles que se tienen comúnmente para incrementarángulo:

+ç

Un ensamble típico de incremento de ángulo cuenta con un estabilizador a 1 o 1.5m porarriba de la barrena. Como se muestra en la figura la mejor respuesta en un ensamble aincrementar el ángulo se lleva a cabo con los arreglos 5 y 6. Para agujeros con inclinacionesmenores a 8°, el arreglo 4 proporciona mayor fuerza de pandeo y con ello una mayorrespuesta al incremento de ángulo que los arreglos 5 y 6. Mientras que para agujerosmayores a 8° la mayor respuesta al incremento de ángulo se obtiene con el arreglo 5 y 6. Losarreglos 4, 5 y 6 proporcionan incrementos de ángulo entre 2° y 5° cada 30 metros.

Los arreglos 2 y 3 permiten incrementos medios de 1° a 3° cada 30 metros. El arreglo unogenera incrementos moderados y en ocasiones es usado para mantener el ángulo del pozo. Esimportante mencionar que el ritmo de incremento del ángulo depende del aumento del pesosobre la barrena y del diámetro de lastrabarrenas; entre más pequeño sea con respecto aldiámetro del agujero existe mayor espacio para flexionar el lastra barrena y con ello elincremento de la fuerza de pandeo.

Efecto de Empacado.

Para tener este efecto es necesario incrementar el área de la sección trasversal de unlastrabarrenas, esto incrementa su rigidez hasta 8 veces para esto es necesario usarcombinaciones de lastrabarrenas y estabilizadores más grandes y pesados; con ello seminimiza el efecto de pandeo eliminando así los efectos anteriormente mencionados. Losestabilizadores en realidad tienen la función de incrementar o reducir paulatinamente elángulo de inclinación del pozo, evitando un cambio repentino de ángulo (Fig.85).

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Fig.84 Arreglos de sarta tipofulcro.


Los ensambles que manejan este principio son conocidos como sartas empacadas. Lasiguiente figura muestra los ensambles típicos usados para mantener ángulo:

Los arreglos 1 y 2 tienen la característica de mantener el ángulo de incremento mientras quelos arreglos 4 y 5 mantienen la reducción del ángulo del pozo. El arreglo número 3 mantieneel incremento de ángulo de pozos menores a 10° y mayores a este mantiene su reducción deángulo.

Procedimiento para el diseño de la sarta de perforación:

Es importante mencionar que para el diseño de sartas de perforación es necesario contarcon información como es la profundidad (metros), densidad (gr/cm3), profundidad y diámetrode la última TR, diámetro de barrena y etapa direccional. Con ello se selecciona el número decomponentes que integra la sarta y de acuerdo al tipo de sarta que se requiera la distribuciónde estos.

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Fig.85 Efecto de empacado.

Fig.86 Arreglos de sartaempacada.


MOPF.D.

Carga de Tensión (1000 Lbs)

Capacidad de la Carga de Tensión (PT)

Capacidad Permisible (CP)

Carga de Trabajo (CT)

Para este capítulo el diseño de sartas queda fuera, debido a que este y los cálculos duranteeste módulo en el diplomado se hicieron bajo software. Sin embargo en el anexo se muestraun ejemplo del diseño de una sarta de perforación así como las ecuaciones necesarias pararealizarlo.

Un factor importante en el diseño de sartas es saber el margen de sobre tensión que se lepuede dar a la tubería en caso de que esta quedase atrapada o presente fricción al salir delagujero es por ello tener en cuenta lo siguiente: Capacidad de carga de Tensión (PT): Es la fuerza de tensión calculada para que el tubo cedaal estar en tensión.

Factor de Diseño en Tensión (FD): No es otra cosa más que un factor de seguridad que seusa para reducir la capacidad de carga en tensión del tubo y así obtener la máxima cargapermisible al tubo.

Carga Permisible (CP): Es la carga máxima que la tubería cómodamente puede soportar,tomando en cuenta la posibilidad de dificultades. Capacidad de tensión reducida por el factorde seguridad.

Margen de Sobretensión (MOP): Es el exceso en capacidad a la tensión que se tiene porarriba de la carga de trabajo para compensar dificultades como el arrastre, posiblesatascamientos, aplaste por las cuñas y el efecto de la presión de circulación sobre la tensión.

Carga de Trabajo (CT): Es el máximo de tensión que se espera ocurra durante la operaciónnormal.

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Herramientas Especiales de Perforación.

Como se sabe el BHA (Bottom Hole Assembly) es la parte más baja de la sarta de perforaciónproporcionando rigidez y el peso requerido para perforar. Un BHA puede estar compuesto demuchos componentes diferentes como ampliadores, estabilizadores, motores de fondo osistema rotatorio, LWD, MWD y otros componentes especializados dependiendo de losrequerimientos de la perforación. Sin embargo en este capítulo solo se habla de lasherramientas que se necesitan para el diseño de la perforación del pozo en cuestión.

Martillo: El martillo de perforación fue desarrollado especialmente para utilizarse en caso deque la sarta de perforación quede atrapada ya sea por un atrapamiento mecánico (huecoderrumbado, reventón, huecos de calibre pequeño, limpieza inadecuada, patas de perro ybasura en el hueco) o diferencial. Básicamente un martillo permite que la sarta de perforaciónestire y después convierte esa energía en una fuerza dinámica que actuara sobre la porciónatrapada de la sarta de perforación, empujando o tensionando la sarta para liberarla y conello ahorrar tiempo, equipo y dinero. Existen en el mercado tres tipos de martillos mecánico,hidráulico e hidromecánico (Fig.88).

LWD (Logging While Drilling/Registrando Mientras se Perfora): El LWD es una herramientadedicada a proporcionar mediciones e imágenes en tiempo real. La herramienta incluye

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Fig.87 Cargas en el diseño deuna sarta.

Fig.88 Martillo.


cadenas de sensores que incluyen combinaciones de rayos gama, resistividad y densidadneutrón con el fin de permitir la correlación y evaluación de las formaciones atravesadas(Fig.89).

MWD (Measuring While Drilling/Midiendo Mientras se Perfora): El MWD es un sistema detelemetría dedicada a proporcionar mediciones. Estas mediciones proporcionan parámetrosde inclinación, y dirección del pozo, los cuales se determinan mediante un conjunto deacelerómetros, magnetómetros y giroscopios instalados en la herramienta. A partir de lasmediciones de inclinación y dirección en cada estación o intervalo de la perforación y teniendoen cuenta la profundidad medida, se determinan valores de: profundidad vertical verdadera,severidad de la pata de perro, desplazamiento horizontal y coordenadas rectangulares defondo. Tanto las herramientas MWD y LWD también proporcionan información mecánicasobre la sarta de perforación como lo son el torque, las ROP, peso sobre barrena así como ladirección de la misma, contribuyendo así a una mejor interpretación de las condiciones deoperación y en tiempo real. Los equipos MWD y LWD se instalan en los lastrabarrenasespeciales (lastrabarrenas antimagnéticos) especialmente diseñados para contener elconjunto de sensores y material electrónico (Fig.90).

Motor de Fondo: El motor de fondo es una de las herramientas más utilizadas en el controldireccional, estas herramientas usan el fluido de perforación como fuente de poder parahacer girar la barrena y con ello se elimina la necesidad de hacer girar la sarta, es decir alestar construyendo la trayectoria direccional (deslizando) la sarta se encuentra estática, lapotencia de cada motor de pende de la configuración existente entre rotor/estator. Ambos, el

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Fig.89 Sistema LWD.

Fig.90 Sistema MWD.


rotor y el estator tienen lóbulos helicoidales que se unen para formar cavidades helicoidalesselladas (Fig.91). El flujo del fluido de perforación a través de estas cavidades forza al rotor amoverse (Fig.92).

Para mejor desempeño de un motor de fondo, la sección de potencia debe ser integrada conla barrena y la formación a perforar .La velocidad y el torque de una unidad de potencia estádirectamente ligada al número de lóbulos del rotor y estator; a mayor número de lóbulos eltorque es mayor y menos RPM (Fig.93). Existen tres configuraciones comunes de motores defondo usadas en la región sur a la cual corresponde el pozo TCA estas son:

Motores de alta velocidad / Bajo torque, son generalmente en configuración 1/2 utilizadospara formaciones suaves. (Realmente esta configuración no se usa).

Motores de mediana velocidad / Mediano torque, generalmente 4/5 o 5/6, utilizados paraformaciones no tan suaves pero tampoco tan compactas.

Motores de baja velocidad / Alto torque, este tipo de motores son utilizados (aquí en la región)en su mayoría en diámetros de 4 3/4" y se utilizan para perforar formaciones medianas aduras.

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Fig.92 Flujo de Fluido.

Estator.

Rotor.

Caja de Alojamiento.

Estator.

Dirección dela Rotación.

Rotor.

Flujo de Fluido.

Junta Universal.Fig.91 Parte de un Motor de

Fondo.


Los motores de fondo poseen en su configuración un ensamble con un cople articulado el cualpermite que el motor tenga un codo (Bent Housing) que permite un giro de cero a tres grados(Fig.94). El cople transmite el torque a un eje que va empotrado en un juego de balineras quele permiten transferir tanto la carga axial y lateral a la barrena. Algunos ejemplos de losajustes son de 0.75°, 1.50°, 1.75°, 2.0° a mayor ajuste mayor agresividad, el ajuste dependede las características del pozo a perforar.

Sistema Rotatorio: Los sistemas rotatorios son otro tipo de herramientas de fondo que sirvenpara el control de la dirección de un pozo. Esta herramienta permite cambiar el rumbo y lainclinación del agujero proporcionando un control direccional total en 2 o 3 direcciones por sisolos al ejecutar una serie de comandos mediante pulsaciones desde superficie que viajan através del lodo y que recibe la herramienta de fondo, sin la necesidad de sacar la herramientapara hacer cambios en el codo desviador para una nueva dirección.

La herramienta a diferencia de los motores de fondo gira continuamente en sincronizacióncon toda la sarta de perforación. Básicamente existen dos tipos de sistemas rotatorios; los defuerza lateral directa o Push the Bit y Eje Excéntrico de la Barrena o Point de Bit.

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Estabilizador.

Codo Ajustable.

Sección de Poder.

Caja de alojamiento.

Rotor.

Estator.

Fig.93 Relación Rotor/Estator.

Fig.94 Configuración de un motorde fondo.


Fuerza Lateral Directa (Push the Bit).Las herramientas con este tipo de principio utilizan una fuerza aplicada sobre la pared delpozo por medio de aletas ubicadas sobre el cuerpo de la herramienta, las cuales al seractivadas se extienden dinámicamente de su posición en una cámara rotatoria, ocasionandoun empuje a la barrena secuencialmente hacia el lado opuesto que viene a ser la dirección ala cual se requiere llevar el pozo (Fig.95).

Eje Excéntrico de la Barrena (Point the Bit).Las herramientas con este tipo de configuraciones poseen un sistema de direccionamientoarticulado dentro de una camisa no rotativa, el cual trabaja parecido a un motor de fondopero electro-mecánicamente (Fig.96). El sistema posee básicamente un eje rotatorio, cojinetefocal, cojinete elevador y un ensamblaje de anillos excéntricos los cuales al recibir órdenes pormedio del cartucho electrónico que recibe comandos de movimiento a través de pulsos pormedio del fluido de perforación se mueven excéntricamente dentro de la camisa no rotatoriahaciendo que el eje rotatorio se doble entre los cojinetes dando como resultado que labarrena apunte en dirección contraria al movimiento excéntrico de los anillos (Fig.97).

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Aleta Adentro

Aleta Fuera

Fig.95 Configuración “Push theBit”.


DISEÑO DE SARTAS DE PERFORACIÓN PARA EL POZO TXX.

De acuerdo a la necesidad en cada una de las etapas, se diseñaron las sartas de perforaciónsobre el software DSP-ONE, las consideraciones que se deben tomar en cuenta al momento dediseñar una sarta son: el perfil direccional, peso, arrastre que se puede generar en el agujeroy torsión en la tubería. Sin embargo estos factores se analizan en el módulo hidráulico de laperforación del software. Para esta etapa solo se diseñó el tipo de sarta y sus componentes.

Etapa de 26” a 900m. Sarta Empacada.En esta etapa lo que se desea es tener un control sobre la verticalidad del pozo, por ello esnecesario usar una sarta empacada. Para ello en el arreglo de esta sarta es necesario contar

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Fig.96 Configuración “Point theBit”.

Fig.97 Movimiento excéntrico de losanillos de un SR.


POZO TCA. SARTA 26”

con estabilizadores de aletas de 26”, se usa un lastrabarrenas de 9½” y otro de 8” con el fin demantener bajo tensión la tubería. De acuerdo a la etapa y a la selección de barrenas, labarrena usada para dicha etapa es una tricónica de 26”. Los estabilizadores están a 9.5m dedistancia después del primer estabilizador ubicado por arriba de la barrena, y con ello evitaralgún incremento de ángulo (Fig.98).

La relación de rigidez de la sarta indica que no existen cambios bruscos de transición en losdiámetros de la tubería.

El margen de jalón máximo que se tiene en esta etapa en caso de tener algún problema en laperforación, como atascamiento de la sarta o resistencias es de 115.04Tons, teniendo encuenta que la sarta está sumergida en un lodo de densidad máxima de 1.30gr/cm3 (Tabla 16).

Etapa de 17½” de 900m a 1800m. Sarta Empacada.Se debe seguir teniendo control sobre la verticalidad del pozo, se siguen manteniendo 3estabilizadores ahora con aletas de 17½” al diseño se le agrega un martillo hidroneumático,en caso de posibles pegaduras por presión diferencial o empaquetamiento de la sarta. Labarrena es tricónica del mismo diámetro que el agujero requiere, se incluye una válvula de

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Fig.98 Configuración de la sarta deperforación de 26”.

Tabla 16 Margen de jalón para sartade 26”.


contrapresión con el fin de que si existe una posible manifestación del pozo, se debe tenerseguridad al meter o sacar la tubería a presión (stripping y snubbing) (Fig. 99).

Nuevamente la relación de rigidez está dentro de los parámetros recomendados.

El margen de jalón máximo que se tiene en la etapa es de 92.32Tons, teniendo en cuenta quela sarta será sumergida en un lodo de densidad máxima de 1.44gr/cm3 (Tabla 17).

Etapa de 17½” de 1800m a 2800m. Sarta Empacada.El control sobre la verticalidad del pozo continúa, se siguen manteniendo 3 estabilizadores,martillo hidroneumático; la barrena se cambia por PDC de 17½” y válvula de contrapresión(Fig.100).

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POZO TCA. SARTA17½”Fig.99 Configuración de la sarta de

perforación de 17½”.

Tabla 17 Margen de jalón parasarta de 17½”.


La relación de rigidez está dentro de los parámetros recomendados.

El margen de jalón máximo que se tiene en la etapa es de 76.46Tons, debido a que laresistencia mínima a la tensión la tiene la tubería grado X-75, tomando en cuenta que la sartaserá sumergida en un lodo de densidad máxima de 1.48gr/cm3 (Tabla 18).

Etapa de 12 ¼” de 2800m a 4620m. Sarta con Sistema Rotatorio (Estabilizada-Orientada).Es importante recordar que en esta etapa comienza la construcción de ángulo de 15.24º a3000m y debe mantenerse una sección tangente de 200 metros. El tipo de sarta que debemanejarse en esta etapa debe de llevar; un sistema que nos permita manejar el control sobrela dirección e incremento del ángulo en el pozo, por lo que se propone un sistema rotatorioque nos ayude al control direccional. Se recomienda llevar 2 estabilizadores para ayudar al

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POZO TCA. SARTA17½”

Tabla 18 Margen de jalón para sarta de 17½”,segunda etapa.

Fig.100 Configuración de la sarta de perforación de17½”, segunda etapa.


sistema rotatorio a mantener ángulo en la sección tangente. Se incluye MWD para mediciónde parámetros de inclinación y azimuth primordialmente, así mismo obtener los datos detorsión, temperatura y peso sobre la barrena. Un LWD para registrar mientras se perfora ydetectar la brecha KMS y la cima KSSF para así afinar el asentamiento de la TR de 9⅞”. Elmanejo de un martillo es importante debido al arrastre y posible atrapamiento que se puedantener debido a la construcción del ángulo. Incluir válvula de contrapresión (VCP) (Fig.101).

La relación de rigidez se mantiene dentro de los parámetros recomendados.

El MOP de acuerdo a la tubería menos resistente es de 84.32Tons, la tubería estará sumergidaen un lodo de densidad máxima de 1.88gr/cm3 (Tabla 19).

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POZO TCA. SARTA 12Fig.101 Configuración Sarta de

Perforación de 12¼”.


Etapa de 8½”, 4620 a 5140m. Sarta Empacada.Para esta etapa nuevamente se requiere un manejo de la verticalidad para llegar al objetivo,se agregan 3 estabilizadores para tener una sarta empacada, se mantiene el sistema MWD afin de mantener medición del azimuth y la inclinación, y en caso de comenzar a incrementaro disminuir el ángulo detectarlo a tiempo; martillo y VCP. Barrena PDC de 8½” y en caso depresencia de pedernal cambiar a barrena Tricónica de insertos 517 (Fig. 102).

SR dentro de los parámetros recomendados.

El MOP en esta etapa es de 71.27 Tons, lodo de densidad máxima de 1.08gr/cm3 (Tabla 20).

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POZO TCA. SARTA 8½”

Tabla 19 Margen de Jalón para Sartade 12¼”.

Fig.102 Configuración la sarta deperforación de 8½ “.


Etapa de 5¼” de 5140m a 5580m. Sarta Empacada.Esta última etapa requiere la entrada a los objetivos de manera vertical, por lo tanto se debellevar una sarta empacada; se diseñó una sarta con 3 estabilizadores, martillo hidráulico-mecánico, VCP, y MWD que nos estará enviando datos de inclinación y azimuth, datosimportantes para saber que se está entrando al objetivo de la forma correcta en la que sediseñó el pozo (Fig. 103).

SR dentro de los parámetros recomendados.

El MOP mínimo de esta etapa es de 92.33 Tons, lodo de densidad máxima de 0.6/cc (Tabla 21).

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POZO TCA. SARTA 5¼”

Tabla 20 Margen de jalón para sartade 8½”.

Fig.103 Configuración la sarta deperforación de 5¼”.


HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN.

Cabe recalcar que el fluido de perforación, independientemente de la velocidad de éste através de las toberas de la barrena, no destruye la roca consolidada significativamente enningún grado. Por lo tanto, en lo que a “hacer agujero” se refiere, la función de la hidráulica yfluido de perforación es eliminar los recortes del fondo del pozo y agujero.

La reología e hidráulica son estudios del comportamiento del fluido que están relacionadosentre sí. La reología es el estudio del comportamiento de la manera en que la materia sedeforma y fluye. Se trata de una disciplina que analiza principalmente la relación entre elesfuerzo de corte y la velocidad de corte, y el impacto que éstos tienen sobre lascaracterísticas de flujo dentro de los materiales tubulares y los espacios anulares. Lahidráulica describe de manera en que el flujo de fluido crea y utiliza las presiones.En los fluidos de perforación, el comportamiento de flujo del fluido debe ser descrito usandomodelos reológicos. Al tomar ciertas medidas en un fluido, es posible determinar la maneraen que dicho fluido fluirá bajo diversas condiciones, incluyendo la temperatura, presión yvelocidad de corte.

En este capítulo no se hablaran de las propiedades reológicas ya que previamente en elcapítulo de programa de fluidos de perforación se habló de ellas.

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Tabla 21 Margen de jalón para sartade 5¼”.


Tipos de Fluido.

Fluido Newtoniano: Un fluido newtoniano es un fluido cuya viscosidad puede considerarseconstante en el tiempo. El esfuerzo de cedencia (esfuerzo requerido para iniciar el flujo) de unfluido newtoniano siempre será cero (0). La clase más simple de fluidos son agua dulce, aguasalada, aceite diesel, aceites minerales y sintéticos; el esfuerzo de corte es directamenteproporcional a la velocidad de corte. Los fluidos newtonianos no suspenderán los recortes yel material densificante bajo condiciones estáticas, cuando son usados para perforar, el pozodebe ser sometido a circulaciones o barridos de limpieza periódicamente antes de realizar losviajes.

Fluido No Newtoniano: Cuando un fluido se encuentra en arcillas o partículas coloidales, estáspartículas tienden a “chocar” entre sí, aumentando el esfuerzo de corte o la fuerza requeridapara mantener una velocidad de corte determinada. El esfuerzo de corte no aumenta enproporción directa a la velocidad de corte. Los fluidos que se comportan de esta manera sonllamados no newtonianos, la mayoría de los fluidos de perforación son de este tipo. Paradescribir la viscosidad de un fluido no newtoniano a una velocidad de corte en particular, seusa una “viscosidad efectiva”, la cual se define como la relación (pendiente) de esfuerzo decorte a velocidad de corte determinada, la viscosidad efectiva disminuye cuando la velocidadde corte aumenta.

La disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte tiene implicaciones importantes paralos fluidos de perforación, porque nos proporciona lo que más deseamos:

1. A altas velocidades (altas velocidades de corte) en TP y a través de la barrena, el lododisminuye su viscosidad; esto reduce la presión de circulación y las pérdidas de presión.2. A bajas velocidades (bajas velocidades de corte) dentro del EA, el lodo tiene una viscosidadmás alta que facilita la limpieza del pozo.3. A una velocidad ultra baja, la viscosidad del lodo alcanza su más alto nivel, y cuando ellodo no está circulando, éste desarrolla esfuerzos de gel que contribuyen a la suspensión delos materiales densificantes y de los recortes.

Modelos Reológicos.Es la descripción de la relación entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte. La ley deviscosidad de Newton es el modelo reológico que describe el comportamiento de flujo de losfluidos newtonianos. La mayoría de los fluidos de perforación son no newtonianos, no existeningún modelo para describir con precisión las características de flujo de todos los fluidos de

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perforación. Numerosos modelos han sido desarrollados para describir el comportamiento deflujo de los fluidos no newtonianos:

Plástico de Bingham.Usado frecuentemente para describir las características de flujo de los fluidos de perforación.Describe un fluido en el cual se requiere una fuerza finita para iniciar el flujo (PC) y que luegodemuestra una viscosidad constante cuando la velocidad de corte aumenta (VP). La mayoríade los fluidos de perforación no son verdaderos fluidos de plásticos de Bingham. Para lodotípico, si se hace una curva de consistencia para un fluido de perforación (datos deviscosímetro rotativo), se obtiene una curva no lineal que no pasa por el punto de origen.

Ley Exponencial.Procura superar las deficiencias del modelo de flujo plástico de Bingham a bajas velocidadesde corte. Supone que existe una relación lineal entre el esfuerzo de corte y la velocidad decorte. Sin embargo, como para los fluidos newtonianos, las curvas de esfuerzos de corte vsvelocidad de corte para los fluidos que obedece a la ley exponencial pasan por el punto deorigen. Este modelo describe un fluido en el cual el esfuerzo de corte aumenta según lavelocidad de corte elevada matemáticamente a una potencia determinada.

Ley Exponencial Modificada.El modelo de ley exponencial no describe totalmente a los fluidos de perforación, porque notienen un esfuerzo de cedencia y calcula un valor demasiado bajo para LSRV (viscosidad amuy baja velocidad de corte). Este modelo también llamado Herschel-Burkley, puede serutilizado para tomar en cuenta el esfuerzo requerido para iniciar el movimiento del fluido(esfuerzo de cedencia).

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Las presiones críticas son la presión total del sistema (presión de bombeo), la pérdida depresión a través de la barrena y la pérdida de presión anular (convertida en DEC).La Presión Máxima Admisible de Circulación (PMAC) está limitada por las presiones nominalesde las camisas interiores de las bombas y de las CSC, así como el número de bombasdisponibles.A medida que los pozos se perforan a mayor profundidad y que se instala la TR, el gastodisminuye dentro de los pozos de diámetro reducido. Las presiones de circulación aumentandebido al aumento de la longitud de la columna de perforación y del EA, y debido a lareducción del diámetro de la columna de perforación. Las camisas de las bombas serán cambiadas de manera que tengan diámetros más pequeñosy presiones nominales más altas. Esto aumenta la PMAC. Cualesquiera que sean lascondiciones del pozo, la PMAC impone un límite teórico sobre el gasto. Por lo tanto, resultaimprescindible optimizar la hidráulica del fluido de perforación mediante el control de laspropiedades reológicas del fluido, para evitar alcanzar este límite teórico.

Reglas para optimización de la hidráulica: GASTO DE FLUJO: Mantener 30 a 60 GPM por pulgada de diámetro de la BNA. POTENCIA HIDRAULICA : Mantener de 2.5 a 5 la potencia hidráulica por pulgada

cuadrada del diámetro de la barrena (HHP/Pulg2). CAIDA DE PRESION DE LA BNA : Hidráulicas diseñadas para un 50% a 65% de caída de

presión a través de la barrena.

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Fig.104 Comparación de los ModelosReológicos.


VELOCIDAD EN AGUJERO : Una regla de dedo es que mantener una velocidad de

120ft/min (36.6m/min) son suficientes para asegurar una adecuada limpieza delespacio anular.

DISEÑO DE LA HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN.

Una vez que las propiedades reológicas para un fluido han sido determinadas y modeladaspara predecir el comportamiento del flujo, los cálculos de hidráulica son realizados paradeterminar: el efecto que este fluido en particular tendrá sobre las presiones del sistema paraello previamente se han diseñado las sartas de perforación, sobre el mismo software DSP-ONE; con estos datos se procedió a correr la hidráulica en cada etapa obteniendo comoresultados:

Etapa de 26” a 900m. Sarta Empacada.Se cuenta con un lodo polimérico de 1.30gr/cm3, con viscosidad plástica de 20cp y un puntode cedencia de 18, la configuración de la sarta se puede ver en la Fig. 98. De acuerdo a lasreglas de optimización de hidráulica se debe tener un gasto entre 30 y 60gpm por cadapulgada de diámetro de la barrena, teniendo como mínimo 780gpm y máximo 1560gpm. Seusa como modelo reológico Bingham. Los resultados obtenidos en el software son mostradosen la Fig.105.

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Los resultados muestran un gasto de 1100gpm el cual está dentro del rango del gasto mínimoy máximo, el modelo aplicado al fluido fue el modelo de Bingham, la máxima potenciahidráulica (HSI) es baja 0.66HP/pulg2 sin embargo, en etapas de diámetro grande esrecomendable usar el principio de máximo impacto hidráulico, el cual supone que la limpiezadel pozo es máxima cuando el fluido de perforación impacta la formación con fuerza máxima.Se dice que la fuerza máxima de impacto es máxima cuando la caída de presión a través de labarrena es de un 40% del total de presión disponible en superficie. En este caso el máximoimpacto hidráulico es de:

I.F=

Q (gpm)∗ρ (lpg)∗Vn(piess

)

1932=Lbf

Resolviendo:

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Fig.105 Optimización de la HidráulicaEtapa de 26”.

Dónde:Q= gasto.Vn=Velocidad de toberaρ=Densidad de lodo.ATF= Area Total de Flujo

I.F=

1100GPM∗10.84 Lbgal

∗237.6 piesseg

1932=1467Lbf

Vn=Q (gpm )∗0.032086

ATF(pulg2)=piesseg

Vn=1100gpm∗0.32086

1.485pulg2=237.6 pies

seg


El valor de I.F. representa tan solo el 20% de la presión disponible en superficie, esto esporque en esta etapa la formación es muy deleznable y probablemente con un porcentajemayor se provoque un lavado al agujero. Para obtener el área total de flujo se usaran 4toberas de 22/32. En esta etapa se pretende tener una velocidad de penetración de 15m/hr aunas 120 rpm. Se maneja que el fluido a condiciones dinámicas tenga una DEC mínima de1.39gr/cm3 y una máxima de 1.44gr/cm3, ambas por debajo del gradiente de fractura de2.15gr/cm3. El porcentaje de sólidos concentrados es casi del 15% lo que da una eficiencia detransporte del 86%.

Etapa de 17½” de 900m a 1800m. Sarta Empacada.Se cuenta con un lodo de emulsión inversa de 1.44gr/cm3, con viscosidad plástica de 23cp y unpunto de cedencia de 18, la configuración de la sarta se puede ver en la figura 99. De acuerdoa las reglas de optimización de hidráulica, de acuerdo al diámetro de la barrena un gastomínimo 525gpm y como máximo 1050gpm. Se usa como modelo reológico la ley depotencias. Los resultados obtenidos en el software son mostrados en la Fig.106.

Se tiene un gasto de 800gpm el cual se encuentra dentro del rango del gasto mínimo ymáximo, la máxima potencia hidráulica es de 2.47HP/pulg2 casi logrando el 2.5 que pide larecomendación hidráulica, se dice que para aplicar la máxima potencia hidráulica se requierede una caída de presión en la barrena del 65% de la presión total disponible en superficie, sinembargo en esta etapa con tan solo el 42% se logra casi llegar a los 2.5HP/pulg2; intentarllegar a este valor podría lograrse reduciendo el área total de flujo pero una reducción de esta

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Fig.106 Optimización de la HidráulicaEtapa de 17½”.


dispararía la presión en superficie y probablemente las bombas no la alcancen. El área totalde flujo se logra con 3 toberas de 18/32. En esta etapa se pretende tener una velocidad depenetración de 8m/hr a 120 rpm. En condiciones dinámicas la DEC mínima y máxima delfluido es de 1.46gr/cm3, estando debajo del gradiente de fractura de 2.53gr/cm3. El porcentajede sólidos concentrados es casi del 8% lo que da una eficiencia de transporte del 92%.

Etapa de 17½”, 1800 a 2800m, Sarta Empacada.Recordemos que la etapa de 17½” se perforara en 2 fases y en esta segunda se usa lodo deemulsión inversa de 1.48gr/cm3, con viscosidad plástica de 24cp y un punto de cedencia de 17,la configuración de la sarta se puede observar en la figura 100. En esta etapa se mantiene elmínimo gasto de 525gpm y como máximo 1050gpm. Se usa como modelo reológico la ley depotencias. Los resultados obtenidos en el software son mostrados en la Fig.107.

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Fig.107 Optimización de la hidráulicasegunda etapa de 17½”.


El gasto se mantiene en 800gpm, dentro del rango del gasto mínimo y máximo, la máximapotencia hidráulica se reduce notablemente a 1.02HP/pulg2 debido al incremento de lalongitud de la sarta y por ende el incremento de pérdidas por fricción. En este caso se vuelve aaplicar el principio de máximo impacto teniendo:

El I.F. representa el 17% de la presión disponible en superficie e intentarlo lleva a unporcentaje mayor que requiere de mayor presión y que probablemente las bombas no puedangenerar. El área total de flujo se logra con 6 toberas de 16/32.La velocidad de penetración semantiene en 8m/hr a 120 rpm. La DEC mínima y máxima del fluido será de 1.50gr/cm3

estando por debajo del gradiente de fractura de 2.53gr/cm3. El porcentaje de sólidosconcentrados es casi del 8% lo que da una eficiencia de transporte del 92%.

Etapa de 12 ¼”, 2800m a 4620m, Sarta con Sistema Rotatorio (Estabilizada-Orientada).En la etapa de 12¼” se perfora la parte direccional, visualizando la configuración de la sartaen la figura 100, se cuenta con sistema rotatorio, el cual da dirección al pozo. En esta etapa elmáximo impacto y la máxima potencia hidráulica no se aplica debido a la inclinación delpozo, sin embargo el mantener una velocidad anular de 36.6 m/min que es la recomendada,brinda una buena limpieza en el espacio anular, vital para que no se formen camas derecortes en la cara baja del pozo. El lodo sigue siendo de emulsión inversa con densidad de1.88gr/cm3, viscosidad plástica de 40cp y punto cedente de 20. En esta etapa el mínimo gastoes de 367.5gpm y como máximo 735gpm. Se usa como modelo reológico la ley de potencias.Los resultados obtenidos en el software son mostrados a continuación.

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I.F=

800gpm∗12.35 Lbgal

∗217.9 piesseg

1932=1114LbfVn= 800gpm∗0.32086

1.178∈¿2=217.90 piesseg ¿


Como era de esperarse el HSI es bajo, sin embargo la velocidad anular máxima está porarriba de la necesaria, aunado a esto el porcentaje de recortes es del 3% dando una eficienciade limpieza del 97% lo cual se refiere a una óptima limpieza en el agujero con pocaprobabilidad de generar una cama de recortes. Se requieren de 3toberas de 12/32 y 3 de13/32 para obtener un ATF de 0.720pulg2. El gasto de 500 gpm está por arriba del mínimo ydebajo del máximo, la DEC sigue manteniéndose por debajo del gradiente de fractura de estaetapa de 2.94gr/cm3. La caída de presión en la barrena es de 19.5%.

Etapa de 8½”, 4620m a 5140m, Sarta Empacada.En esta etapa el pozo entra nuevamente a su verticalidad se ha dejado fuera de la sarta elsistema rotatorio y se lleva una sarta empacada. Se perfora con lodo de densidad de1.10gr/cm3, con punto de cedencia de 16 y viscosidad plástica de 12, nuevamente se modelacon Bingham. El gasto mínimo y máximo es de 255gpm y 510gpm respectivamente. Losresultados obtenidos para esta etapa son:

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Fig.108 Optimización de la hidráulica,etapa de 12¼”.


En esta etapa la optimización es por medio del HSI con un valor de 2.58HP/pulg2 el cual estáarriba del mínimo requerido en las recomendaciones de optimización. Se necesitan 5 toberasde 11/32 para obtener un ATF de 0.464pulg2. El gasto de 400gpm está arriba del mínimo ydebajo del máximo, la DEC sigue manteniéndose por debajo del gradiente de fractura de estaetapa de 1.86gr/cm3. La caída de presión en la barrena es de 30%.

Etapa de 5¼”, 5140m a 5580m, Sarta Empacada.En esta última etapa la verticalidad debe seguirse manteniendo hasta alcanzar el objetivo. Seperfora con un lodo de baja densidad de 0.60gr/cm3, con punto de cedencia de 30 yviscosidad plástica de 22, el modelo reológico usado es Bingham. El gasto mínimo y máximoestá en 157.5gpm y 315gpm respectivamente. Los resultados obtenidos para esta etapa son:

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Fig.109 Optimización de la hidráulicaetapa de 8½”.


Se cuenta con un pobre HSI, optimizándose por máximo impacto; por lo cual haciendo los cálculos del I.F. se tiene:

Con ello se consigue una buena limpieza en el agujero. El gasto está dentro de los parámetrosmáximo y mínimo, es necesario contar con 2 toberas de 12/ 32 y 2 de 113/32. La velocidad depenetración en esta etapa debe ser de 5m/hr a 120 rpm. De toda la presión en superficie solose tiene el 4.80% en la barrena.

Como resumen del desarrollo anterior de hidráulica en la perforación para el pozo TCA, lasiguiente tabla indica los valores requeridos en cada etapa:

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Fig.110 Optimización de la HidráulicaEtapa de 5¼”.

I.F=

250GPM∗5.0 Lbgal

∗167.11 piesseg

1932 =108.11LbfVn=250gpm∗0.320860.480pulg2 =167.11 pies

seg


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Tabla 22 Resumen de la hidráulica en laperforación.


INTRODUCCIÓN.

Una vez terminada la perforación de una etapa en un pozo la operación subsecuente es lacementación, dado que una mala operación de cementación puede traer consigo un pozo noproductivo y/o económicamente no rentable.

El adecuado diseño de los esquemas de cementación de un pozo perforado, constituye unaparte decisiva dentro del desempeño operativo y productivo del pozo. La eficiencia yseguridad del pozo se encuentran ligada al óptimo diseño de la cementación ya que estedebe proveer una adherencia entre la tubería y la formación generando un respaldo a latubería contra la presión al colapso, restringir el movimiento de los fluidos a través de lasformaciones y con ello mitigar una posible temprana invasión de agua y/o la migración dehidrocarburos a otra formación, proteger a la tubería de revestimiento de la corrosión, evitarderrumbes de zonas no consolidadas y aislar zonas de alta o baja presión.

El diseño de la cementación depende de distintos factores como las condiciones de formación(presión de poro y de fractura), tipo de formación, así como de las características del fluidoque son un parámetro inicial de referencia en el diseño de la lechada.

En el siguiente capítulo se habla de los parámetros de diseño de una lechada de cementación,así como de las pruebas que se realizan al cemento antes de que este se use en la operaciónde cementación. Así mismo se habla del diseño de la cementación para el pozo que se havenido trabajando de acuerdo a las tuberías de revestimiento a manejar.

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CEMENTACIONES.

Cementación.Es la operación con cemento que se efectúa con el fin de colocar el cemento en el espacioanular que existe entre la tubería de revestimiento y formación expuesta, de tal forma que seconvierte en una de las operaciones más importantes, para proveer una adherencia y con elloun sello completo, permanente y eficiente.

De acuerdo a los objetivos que se persiguen en la perforación de pozos petroleros lascementaciones se dividen en tres tipos:

Cementación Primaria.Cementación Forzada.Tapones de Cemento.

Cementación Primaria.Es la operación seguida una vez que la tubería de revestimiento está en el agujero; estaoperación consiste en colocar una mezcla de cemento y agua para bombearla al fondo delpozo a través de la tubería de revestimiento (Fig.111).El objetivo que persigue esta operación es:

Proveer un sello efectivo que aislé las diferentescapas geológicas.

Genere un respaldo en la tubería de revestimientocontra las presiones de estallido, colapso, corrosión yesfuerzos durante la perforación.

Restringir el movimiento de los fluidos a traves de lasformaciones.

Aislar zonas de baja o alta presión.Brinde soporte a la tubería de revestimiento.

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Cementación Forzada.Es la operación en la cual se aplica una alta presión hidráulica con la cual se pretendeingresar una lechada de cemento a través de perforaciones, canales o espacios vacíos paracausar el filtrado de la lechada y crear una masa sólida que endurecerá para proveer el sellodeseado. Esta es una medida correctiva para una deficiente cementación primaria.

Los objetivos de una cementación forzada son: Cerrar intervalos con alta producción de agua o gas.Modificar el perfil de inyección en pozos inyectores.Abandonar zonas no productivas.Corregir anomalías en una tubería de revestimiento.Levantar la cima del cemento.Corregir cementaciones primarias deficientes en boca de una tubería corta o a

nivel de la zapata.

Tapones de Cemento.Un tapón de cemento es el colocar cierto volumen pequeño de cemento en el agujero o en elinterior de una tubería. Sus objetivos son los siguientes:

Abandonar un pozo.Desviar el pozo por arriba de algún pescado irrecuperable. Sellar intervalos no productivos.Proteger formaciones de bajos gradientes de fractura antes de una cementación

forzada.Control de pérdidas de circulación.

Sin duda alguna el reto principal de la cementación es obtener sellos hidráulicos efectivos ypara que esto termine en una operación exitosa es necesario mejorar la remoción del enjarreasí como de tener un efectivo desplazamiento del lodo durante la cementación y con elloobtener una adherencia de calidad sobre las caras de la formación y los tubulares.

Propiedades y Pruebas de Laboratorio de las Lechadas de Cemento.Para que un cemento cumpla con todas las características que se buscan en cada tipo detubería de revestimiento, es necesario tener una composición correcta a fin de que se obtengauna apropiada resistencia al final de la operación y con ello prevenir roturas u otras fallas en

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Fig.111 CementaciónPrimaria.


la tubería. Para obtener la composición correcta de una lechada de cemento es necesariotener en cuenta las propiedades que este debe tener; siendo estas las siguientes:

Densidad:La medición de la densidad tanto en el laboratorio y campo se realiza con una balanzapresurizada. La densidad equivalente de la lechada de cemento debe de ser mayor a la delfluido de perforación a la etapa que se perforo esto con el fin de tener control del pozo.Generalmente las lechadas se diseñan con 0.01gr/cm3 a 0.10gr/cm3 por arriba de la densidaddel fluido de perforación y por ende por debajo de la presión de fractura y por arriba de la deporo (Fig.112).

De acuerdo a la densidad de la lechada de cemento estas se pueden dividir en 4 tipos:Lechadas Espumadas: 0.66 – 1.08gr/cm3.Lechadas Ligeras: 1.05 – 1.96gr/cm3.Lechadas Convencionales: 1.9 – 1.95gr/cm3.Lechadas Pesadas: 2.1 – 2.7gr/cm3.

Para hacer posible reducir la densidad de una lechada de cemento se utilizan aditivosaligerantes o se disminuye el agua de mezcla, en caso de que lo que se desee incrementar esla densidad se usan aditivos densificantes.

Resistencia a la Compresión.Es la resistencia que desarrolla la lechada al fraguar. Una regla generalmente aceptada esque el cemento fraguado genere una resistencia mínima a la compresión de 500 psi. El tiempode espera para adquirir esta condición está en función del tiempo de fraguado que a su vez esfunción de la temperatura de pozo, la densidad de la lechada, tipo de cemento por usar, y losaditivos que contiene. En laboratorio esta propiedad se analiza de dos formas; con unaprueba destructiva o una no destructiva; en la primera se usa un analizador ultrasónico de

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Fig.112 Balanza de Presurizada.


cemento (UCA) en el cual mediante el uso de un transductor se emite una señal ultrasónica, lacual se monitorea y se obtiene el desarrollo de la fuerza de una muestra de cemento sujeta acondiciones de presión- temperatura de pozo. La segunda prueba se desarrolla con unamuestra de cemento fraguado a la cedencia por medio de una prensa hidráulica (Fig.113).

Tiempo Bombeable.Es el tiempo que el cemento requiere para comenzar a endurecerse o formar resistencias degel que impiden su movimiento. Este tiempo varía de acuerdo a las condiciones del pozo y lascondiciones de operación. En el laboratorio se determina a través de ensayos con muestras delechada, se prueba en un consistometro para determinar el tiempo en el que se alcanza laresistencia que impide el movimiento (Fig.114).

Agua Libre.Se define como la cantidad de agua que es liberada de la lechada en forma natural alpermanecer estática. Esta liberación de agua se debe a la inestabilidad que presenta lalechada dando lugar al asentamiento de los sólidos. En laboratorio se toma una muestra de250cc de lechada y se colocan en una probeta graduada dejándose reposar por 2 horas al

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Fig.113 Analizador Ultrasónico de Cemento y PrensaHidráulica.

Fig.114 Consistometro.


final de la prueba se lee el agua liberada en la parte superior de la probeta. En la operaciónde cementación el exceso de agua libre puede producir un exceso de agua en el anular y conello una mala cementación, por lo cual se requiere de esta prueba tener una cantidad deagua libre igual a cero (Fig. 115).

Perdida de Filtrado.Mientras la lechada se bombea y pasa frente a un cuerpo permeable una cantidad de agua sepierde por la presión a la que está sujeta; esto origina una depositación de sólidos en lasuperficie permeable formando un enjarre. En la prueba de laboratorio se somete a presiónde 1000psi una muestra de lechada con el fin de deshidratarla en un tiempo no mayor atreinta minutos. El filtrado se queda en una probeta graduada de 100cm3. Un filtrado altoacarrea problemas como una baja resistencia a la compresión o un enjarre grueso que serefleja en una disminución del área de flujo; por esto que este debe mantenerse bajo. ParaPEMEX la pérdida estipulada mínima es: Cementación de TR no mayor a 200cm3, cementaciónde Liner´s no mayor de 50cm3 y en cementaciones forzadas de 30 a 50cm3 (Fig.116).

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Fig.115 Prueba de Agua Libre.


Rendimiento.Se define como rendimiento al volumen que se produce de lechada cuando un saco decemento se mezcla con agua y aditivos. Los aditivos solo serán tomados en cuenta aquellosque son insolubles por lo tanto aportan un volumen adicional. Los aditivos solubles no seintegran al volumen de la mezcla y no infieren en el rendimiento.

Requerimiento de Agua.Se refiere a cuantos litros de agua de mezcla por saco de cemento son necesarios para generar la lechada.

Temperatura.Dentro del diseño de la lechada de cemento es necesario tener en cuenta el parámetro de latemperatura, ya que la temperatura trabaja como un catalizador acelerando o retardando elfraguado del cemento y en un caso critico degradarlo. Por ello en laboratorio se usa unconsistometro atmosférico en el cual se pueden acondicionar las lechadas a temperaturas deprueba por cierto tiempo (Fig. 118).

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Fig.116 Prueba de Filtrado.

Fig.118 Consistometro Atmosférico.

Fig.117 Rendimiento.


Flujo de Gas.En el diseño de la lechada de cemento esta debe tener la característica de evitar lacanalización de algún flujo de gas presente en alguna formación y con ello la migración delmismo.El potencial del flujo de gas puede presentarse en tres condiciones:

Condición 1: Siendo la menos crítica de todas, se trata con el manejo de uncontrolador de filtrado o modificando el diseño de la lechada.

Condición 2: Situación moderada, y se trata con algún aditivo para gas o concementos tixotrópicos, es decir con un alto esfuerzo de gel y de alta viscosidad.

Condición 3: Esta situación es la más crítica de las 3 y puede ser tratada con el usode cementos espumados.

Salinidad.El parámetro de salinidad en una lechada de cemento es importante ya que debe contener lamisma concentración de sal para evitar la modificación de las características de la lechada alcontacto con la formación.La característica que tiene la adición de sal a la lechada es que la hace más fluida, esto quieredecir, acelera el tiempo bombeable. En la práctica se ha visto que se adiciona un porcentajede 13 – 18%, dentro de este rango el tiempo bombeable no se afecta. Si la formación es salinaes recomendable agregar una cantidad de sal entre 19 a 37% para llegar al punto desaturación; al llegar a un porcentaje del 38% la sal se sedimenta.

Litología.Formaciones como la arcilla hacen que las lechadas se deshidraten antes de alcanzar laprofundidad planeada, por eso es importante conocer anticipadamente el tipo de litología enla cual se cementara la tubería y con ello seleccionar los aditivos necesarios para el diseño dela lechada. Un inhibidor de arcillas usado es el cloruro de potasio.

Lodo de Perforación.Para poder evitar una posible contaminación de cemento es necesario tener en cuenta lascaracterísticas del lodo de perforación ya que en el diseño de la lechada los parámetros de

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salinidad, densidad, punto de cedencia, viscosidad deberán ser mayores a los del lodo, conello se tendrá una facilidad en el desplazamiento del lodo y se evitara una contaminaciónentre las fases lodo cemento.

Operación.Sin duda alguna el tipo de operación a ejecutar también influye en el diseño de la lechada, sila tubería de revestimiento a cementar es corrida o corta, si se trata de una cementaciónprimaria, tapón o forzada.

Accesorios Utilizados en una Cementación.Cabeza de Cementar.Es el aditamento que se pone sobre la mesa rotaria y se rosca sobre TR que se cementara conel fin de realizar la operación de cementación, siendo la que permite circular el flujo de lalechada, baches y lodo de desplazamiento de la unidad de alta presión hacia el interior de latubería de revestimiento, así mismo provee un soporte para contener los tapones superior einferior y de la misma forma soltarlos en el momento requerido sin la necesidad de detener laoperación. En caso de cementar un liner este es bajado con una herramienta llamadacolgador-soltador y tubería de perforación quedando con ello la cabeza de cementar roscadaa la tubería de trabajo.

Tapón Inferior (Limpiador).Es el primer tapón lanzado antes de iniciar el desplazamiento de la lechada, este tapón esusado para remover la película de lodo en el interior de la TR, desplaza los baches (lavador yespaciador) y separar el lodo del cemento.En su cuerpo contiene un diafragma que al romperse permite el flujo de la lechada;generalmente su color es rojo para la identificación del mismo.

Tapón Superior (Solido)Es el segundo tapón lanzado su cuerpo es rígido haciendo que la lechada de cemento sedesplace, ayuda a evitar un sobre desplazamiento, minimiza la contaminación del lodo eindica en superficie cuando el trabajo ha terminado. Este tapón no se rompe con presión debemolerse con barrena su color es negro para identificarlo como el tapón superior y noconfundirlo con el tapón inferior antes de iniciar la operación.

Zapata Flotadora.Es un accesorio que tiene como función reducir el pistoneo, guiar a la tubería durante subajada; tiene una válvula de contrapresión que solo permite el flujo de fluidos en una sola

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dirección y con ello provee un medio de seguridad para evitar la manifestación de fluidos.También ayuda a guiar la TR al ser corrida dentro del pozo.

Cople Flotador.De la misma forma que la zapata flotadora posee una válvula de contrapresión, actuandocomo una segunda válvula de seguridad.

Cople de Retención:Es una tercera válvula de seguridad para evitar el retorno de la lechada de cemento y endonde los tapones se asientan.

Centradores.Son accesorios que ayudan a la centralización de la tubería de revestimiento dentro delagujero y son colocados en diferentes tramos de la tubería.

Escariadores.Son accesorios que ayudan a limpieza del agujero ayudando a remover el enjarre formado enla pared del pozo.

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CENTRALIZADORES


DISEÑO DE LA CEMENTACIÓN PARA EL POZO PXX.

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Fig.119 Accesorios para unacementación de TR.


Una vez seleccionada la profundidad del asentamiento y las tuberías de revestimiento, esdefinitivamente sustancial el adecuado diseño de la cementación ya que de éste se tiene lavida productiva del pozo y que ayudara en la reducción de costos del mismo y evitandointervenciones futuras.

En esta sección se presentan los diseños de las lechadas para cada etapa de perforación. Cabedestacar que en esta parte del diplomado el diseño de la cementación se realizó en unsoftware llamado Opticem en el cual se vaciaron datos de sarta de tuberías de revestimiento,accesorios que llevara la sarta, profundidades, densidades, diámetros, fluidos a usar,temperaturas, etc y de acuerdo a ellos se obtenían resultados como la gráfica de bombeo,una simulación de la posición de los fluidos y también recomendaciones de la posición de loscentralizadores para una mejor centralización (Standoff) de la TR.

Primera Etapa 26”, 900m. Al introducir la TR de 20” se debe de tener en cuenta en donde se va a dejar la cima decemento para considerar el volumen de baches para incrementar la eficiencia del barrido.

CARACTERISTICAS DE LA ETAPAAGUJERO DE 26” DENSIDAD DEL LODO 1.30 gr/cm3

TR A CEMENTAR 20” GRAD FRACTURA 2.15 gr/cm3

PROFUNDIDAD 900m

De acuerdo a las características anteriores y a la experiencia que se tiene del campo y delgrafico de densidades del fluido de perforación, se propone el uso de una lechada de rellenoligera de densidad de 1.60 gr/cm3 de 0 a 700m y una lechada de amarre convencional de1.95 gr/cm3 de 700 a 900m. Los baches lavador y espaciador deben tener características quesean compatibles con la formación y sobre todo con el cemento para evitar unacontaminación del mismo. Se proponen 10m3tanto de bache lavador como espaciador condensidades de 1.02 y 1.40 gr/cm3 respectivamente. El lodo de desplazamiento será de 1.30gr/cm3. De acuerdo a los resultados obtenidos por el software se tiene:

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Los gráficos anteriores resumen el comportamiento de las presiones de bombeo, el perfil depresiones que se tendrán con respecto a la profundidad y la posición final de los fluidos. Porexperiencia en campo es muy importante tener una centralización en un 75% en estediámetro por ser la tubería donde se instala el cabezal de cuñas invertidas y debe estarconcéntrica con el conductor de 30”. Los centradores a utilizar serán tándem o de flejesbuscando el mejor equilibrio de Standoff y arrastre/torque. Se manejó un exceso en elagujero del 20%.

Las equivalente producida por la diferencia de densidades de las lechadas es de 1.67gr/cm3 enel fondo lo cual al hacer la comparación con gradiente de fractura se está debajo de él. Albombear las lechadas de cemento se tendrá una máxima densidad equivalente de circulaciónde 1.97 gr/cm3 para la densidad de 1.95 gr/cm3 y una de 1.62gr/cm3 para la de 1.60 gr/cm3.

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Fig.120Presión de bombeo, etapa de26”.

Fig.121Perfil de presiones, etapa de26”.

Fig.122Posicion final de losfluidos, etapa de 26”.


Segunda Etapa 17 ½”, 900 a 2800m. TR 13⅜” Por ser una zona de transición en su asentamiento, se debe controlar la presiónhidrostática ejercida.

CARACTERISTICAS DE LA ETAPAAGUJERO DE 17 ½”” DENSIDAD DEL LODO 1.50 gr/cm3

TR A CEMENTAR 13⅜” GRAD FRACTURA 2.53 gr/cm3

PROFUNDIDAD 2800m

Se recomienda una lechada de cemento espumado el cual provee mejores propiedadesmecánicas que las de un cemento convencional y provee un control de flujo de gas. Sepropone el uso de una lechada de amarre de 1.95 gr/cm3 de los 2600m a 2800m(Convencional). Lechada de relleno de 1.65 gr/cm3 espumada de los 100m a 2600m.Se recomienda un Standoff del 65%. Los centradores a utilizar serán tándem o de flejesbuscando el mejor equilibrio de Standoff y arrastre/torque. Se proponen 10 m3 de bachelavador de 1.08 gr/cm3 y 10m3 Bache espaciador 1.60 gr/cm3 fluido de desplazamiento de 1.50gr/cm3. De acuerdo a los resultados obtenidos por el software se tiene:

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Fig.123Presión de bombeo, etapa de17 ½”.

Fig.124 Perfil de presiones, etapade 17 ½”.


Las equivalente producida por la diferencia de densidades de las lechadas es de 1.56gr/cm3 enel fondo lo cual al hacer la comparación con el gradiente de fractura se está debajo del límite.

Tercera Etapa 12¼” de 2800m a 4620. TR de 9⅞” Por ser una zona de alta presión y ser tubería de producción en esta etapa se debede adelgazar el engarre, evitar la migración de gas y por supuesto amarrar la zapata con uncemento de alta resistencia a la compresión. Se recomienda un Standoff del 65%. Se debeconsiderar la utilización de centradores sólidos o rígidos para poder dar rotación a la TR encaso de resistencia.

CARACTERISTICAS DE LA ETAPAAGUJERO DE 12¼” DENSIDAD DEL LODO 1.88gr/cm3

TR A CEMENTAR 9⅞” GRAD FRACTURA 2.94gr/cm3

PROFUNDIDAD 4620m

Se recomienda el uso de una lechada única de 1.95 gr/cm3 la cual se ocupara en dos etapasprimero al cementar el liner y posteriormente el complemento hasta superficie. Para laprimera etapa que es simulada en esta parte del trabajo también se recomiendan bacheslavadores y espaciadores 6m3 cada uno con densidades de 1.08gr/cm3 y 1.90 gr/cm3

respectivamente. Los resultados obtenidos en esta etapa son:

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Fig.125Posición final de los fluidosetapa de 17 ½”.


Cuarta Etapa 8 ½”, 4620 a 5140m. TR de 7” en esta etapa es de gran importancia la centralización de la tubería debido a que serequiere el aislamiento de la formación JST para así evitar la entrada prematura de gasnitrógeno de inyección en el campo. Se recomienda un Standoff de 65%. Con ello es necesariola utilización de centradores rígidos para así poder dar rotación a la tr en caso de resistencia.

CARACTERISTICAS DE LA ETAPAAGUJERO DE 8 ½” DENSIDAD DEL LODO 1.08gr/cm3

TR A CEMENTAR 7” GRAD FRACTURA 1.86gr/cm3

PROFUNDIDAD 5140m

Se propone el uso se una lechada de 1.30 gr/cm3, lavador y espaciador compatibles con lalechada de cemento de 1.08gr/cm3 y 1.10 gr/cm3 cada uno. En esta etapa los únicos gráficosque se lograron obtener son:

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OptiCemFluid Positions at Job End

Tim e = 138.40 m in, Volum e In = 70.56 m³

15 10 5 0 5 10 15 20Diam eter (in)

0.8 1.0 1.21.4Density (g/cm³)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Measured Depth (m)

Fluids PumpedFluido de Perforación 1.08 gr/ccBache Lavador 1.08 gr/ccTuned Light 1.30 a 1.00gr/ccCemento Tuned LightBache Lavador 1.08 gr/ccFluido de Perforación 1.08 gr/cc

4071.3 (4052.3) 4318.8 (4299.8)

5050.0 (5031.0)

M D (TVD) CasingAnnulus

OptiCem v6.4.904-Aug-10 17:10

OptiCemCalculated W ellhead Pressure

Calculated W ellhead Pressure vs. Time

0 20 40 60 80 100 120 140Tim e (m in)

200

400

600

800

1000

1200

1400

Wellhead Pressure (psi)

Calculated W ellhead Pressure

6543

Fluids Pumped2 3 45 6

Bache Lavador 1.08 gr/cc Tuned Light 1.30 a 1.00gr/cc Cemento Tuned LightBache Lavador 1.08 gr/cc Fluido de Perforación 1.08 gr/cc

OptiCem v6.4.904-Aug-10 17:14

Fig.126 Presión de bombeo, etapa de12¼ “.

Fig.127 Perfil de presiones, etapade 12¼ “.

Fig.128 Posición final de losfluidos, etapa de 12¼ “.


La densidad equivalente al circular la lechada será de 1.32gr/cm3 y de nueva cuenta se estápor debajo del gradiente de fractura.

Quinta Etapa 5⅞”, 5140 a 5580m. En la última TR de 5” tener buena centralización es de vital importancia para aislar locorrespondiente a la formación JKT-JKS para así evitar entrada prematura de gas de inyecciónal campo o invasión de agua. Standoff recomendado del 65%. Uso de centralizadores rígidos.

CARACTERISTICAS DE LA ETAPAAGUJERO DE 5⅞” DENSIDAD DEL LODO 0.6gr/cm3

TR A CEMENTAR 5” GRAD FRACTURA 1.20gr/cm3

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Tim e = 138.40 m in, Volum e In = 70.56 m³

15 10 5 0 5 10 15 20Diam eter (in)

0.8 1.0 1.21.4Density (g/cm³)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Measured Depth (m)

Fluids PumpedFluido de Perforación 1.08 gr/ccBache Lavador 1.08 gr/ccTuned Light 1.30 a 1.00gr/ccCemento Tuned LightBache Lavador 1.08 gr/ccFluido de Perforación 1.08 gr/cc

4071.3 (4052.3) 4318.8 (4299.8)

5050.0 (5031.0)

M D (TVD) CasingAnnulus

OptiCem v6.4.904-Aug-10 17:10



0 20 40 60 80 100 120 140Tim e (m in)

200

400

600

800

1000

1200

1400



6543

Fluids Pumped2 3 45 6

Bache Lavador 1.08 gr/cc Tuned Light 1.30 a 1.00gr/cc Cemento Tuned LightBache Lavador 1.08 gr/cc Fluido de Perforación 1.08 gr/cc

OptiCem v6.4.904-Aug-10 17:14

Fig.129 Presión de bombeo, etapa de8½”.

Fig.130 Posición final de losfluidos, etapa de 8½”.


PROFUNDIDAD 55580m

Se propone una única lechada de 1.20 gr/cm3, bache espaciador y lavador de 1.08 gr/cm3. Losresultados en esta última etapa fueron:

Sin ningún inconveniente en esta etapa la densidad equivalente de circulación está por debajodel gradiente de fractura.

Como resumen de todas las etapas se tiene:

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Tim e = 121.18 min, Volum e In = 64.90 m³

15 10 5 0 5 10 15 20Diam eter (in)

0 1 2Density (g/cm³)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Measured Depth (m)

Fluids PumpedFluido de Perforación 0.50 gr/ccEspaciador Espumado de 1.0 a 0.7 gr/ccEspaciador Espumado de 1.20 a 0.9 gr/ccTuned Light 1.20 a 0.95 gr/ccCemento Tuned LightFluido de Perforación 0.50 gr/cc

3813.7 (3796.6)

4158.4 (4139.4) 4465.5 (4446.5)

5507.0 (5488.0) M D (TVD)

CasingAnnulus

OptiCem v6.4.904-Aug-10 20:07



0 20 40 60 80 100 120 140Tim e (m in)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500



6543

Fluids Pumped2 34 56

Espaciador Espumado de 1.0 a 0.7 gr/cc Espaciador Espumado de 1.20 a 0.9 gr/ccTuned Light 1.20 a 0.95 gr/cc Cemento Tuned LightFluido de Perforación 0.50 gr/cc

OptiCem v6.4.904-Aug-10 20:11

Fig.131Presión de bombeo, etapa de5⅞”.

Fig.132 Posición final de losfluidos, etapa de 5⅞”.


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Fig.133 Resumen de la cementación delpozo PXX.


CAPITULO 8

INTRODUCCIÓN.

Indudablemente, es indispensable la utilización de un equipo de perforación para efectuarcualquier operación involucrada con la perforación de pozos. El tipo de equipo dependerá dela localización del pozo (marino o terrestre) pero de forma general es necesario consideraralgunos parámetros, tales como capacidad de carga y profundidad; además, en el caso depozos marinos, el tirante de agua.

Al realizar la selección del equipo de perforación se deben de realizar las consideraciones delas cargas a soportar por el equipo de las tuberías de revestimiento a introducir dentro delpozo y sarta de perforación; la potencia requerida para mover las cargas por el malacate, elsistema de circulación de acuerdo a los gastos y presiones requeridos por el análisis dehidráulica, presiones esperadas en la cabeza del pozo, el uso de un sistema top drive, entreotros aspectos todo ello con el fin de seleccionar un equipo eficiente y adecuado a lasnecesidades requeridas por el pozo.

El contenido del siguiente capítulo tiene como finalidad dar a conocer al lector los tipos deequipos de perforación así como los 6 sistemas de los que se componen, con ello una vezconcluida la teoría se da paso a la selección del equipo de perforación para el pozo TCA.

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EQUIPO DE PERFORACIÓN.

En el área de perforación de pozos el ambiente de trabajo, desempeña un papel importanteya que de él depende el tipo de equipo de perforación. Los equipos de perforación seclasifican en dos amplias categorías los terrestres y los marinos.

Equipos de Perforación Terrestre.

Dentro de la clasificación de los equipos terrestres estos se clasifican en dos subdivisiones;equipos convencionales y autotransportable. Los primeros son los que tienen una mayorcapacidad con respecto a la profundidad de perforación, algunos de los componentes queintegran este tipo de equipos son transportados y ensamblados individualmente; mientrasque en los segundos cuentan con un conjunto de malacate-motores C.I. montados sobre unremolque que los autotransporta. Así este tipo de equipos cuenta con mayor facilidad detransporte de una localización a otra sin embargo su profundidad de perforación es menor.Los rangos de trabajo de estos equipos de acuerdo a la siguiente tabla se clasifican en:

CLASIFICACIÓN PROFUNDIDADPESO METROS PIES

LIGERO 1,000 – 1,500 3,000 – 5,000MEDIO 1,500 – 3,000 5,000 – 10,000

PESADO 3,000 – 5,000 10,000 –16,000

ULTRA PESADO 5,000 – 7,500 16,000 –25,000

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Tabla 23. Clasificación de los equipos de perforaciónterrestre de acuerdo a su peso.


Los equipos de perforación pueden perforar menos de su límite inferior pero económicamentepueden salirse del margen presupuestal previsto, pero nunca un equipo de perforacióndeberá exceder su límite máximo de profundidad, ya que se pone potencialmente en riesgotanto al pozo como la seguridad del personal y del mismo equipo, puesto que no puedesoportar grandes pesos para pozos más profundos para los cuales no está diseñado.

Equipos de Perforación Marina.

En la clasificación de equipos marinos estos se dividen en dos tipos; apoyados en el fondo yflotantes. Los equipos apoyados en el fondo se dividen a su vez en:

Barcazas: Son equipos usados en aguas muy someras como ríos, bahías donde el tirante deagua es hasta de 15m. Este tipo de estructuras poseen dos cascos; el superior usado paraalojar el equipo y a la cuadrilla de perforación y el inferior el cual es el área de lastrado siendoeste mismo la base donde descansa el equipo en el fondo marino. La mayoría de las barcazasno tienen autopropulsión y para moverse de una localidad a otra es necesario desplazarsecon la ayuda de remolcadores (Fig. 135).

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EQUIPOS DE PERFORACIÓN TERRESTRE

CONVENCIONALES AUTOTRANSPORTABLES

Fig. 134 Clasificación de los Equipos dePerforación Terrestre.


Plataformas Fijas: Son equipos de perforación instalados sobre estructuras metálicas lascuales se extienden desde el lecho marino hasta la superficie y suelen trabajar aprofundidades de hasta 100m de tirante de agua. Estas estructuras se instalan por módulosen el lugar donde se ubicaran; sus principales componentes son la subestructura que es laparte sumergida en el tirante de agua, la superestructura la cual provee un espacio entre elnivel del mar y el modulo el cual provee sobre si todo el equipo (Fig.136).

Autoelevables (Jack Up): Este tipo de plataforma posee la capacidad de trasladarse de unalocalización a otra por medio de autopropulsión o remolcadores. Algunas plataformas de estetipo poseen tres o cuatro patas y en algunos casos estas están unidas por debajo del casco(plataformas tipo Mat) y en algunos otros sus patas son independientes (Fig.137).

Una vez que la plataforma está ubicada en posición deseada esta comienza a bajar sus patashasta alcanzar el fondo marino una vez que estas están asentadas sobre el fondo marino lacubierta de la plataforma es elevada hasta tener un equipo de perforación estable. Este tipode plataformas suele perforar en tirantes de agua de hasta 90m.

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Fig. 135 Barcaza de Perforación.

Fig. 136 Plataforma fija.


De los equipos de perforación marina flotantes estos se dividen en:

Semisumergibles: Las unidades semisumergibles poseen dos o más pontones sobre los cualesflotan los cuales pueden estar separados o unidos por columnas o zapatas. Estas plataformascuentan con un sistema autopropulsión ubicado en los pontones. Estos equipos estándiseñados para perforar bajo condiciones de oleaje y vientos severos así como aprofundidades de tirante de agua de 3000m (Fig. 138).

Plataforma de Piernas Tensionadas (TLP): Consiste en una estructura que se encuentra sujetapor tensores verticales, los cuales se encuentran conectados y cimentados a pilotes que sonasegurados al lecho marino. Este tipo de plataformas han tenido éxito en profundidades detirantes de agua cercanas a los 1400m. Existen tres modelos de TLP´s las convencionales,similares a las semisumergibles, estrella de mar y TLP Moses (Fig.139).

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Fig. 137 Plataforma Autoelevable (JackUp).

Fig. 138 Plataforma Semisumergible.


Barcos Perforadores: Debido a su configuración el barco perforador es el más móvil de todaslas unidades de perforación. Por su forma y capacidad de cubierta permite cargar una grancantidad de equipo y material para perforar por lo que hablar de reabastecimiento no es muyfrecuente. Utilizando un sistema de anclas este tipo de unidades puede perforar en aguaspoco profundas sin embargo al adentrarse en aguas más profundas hace uso delposicionamiento dinámico (Fig.140).

Su estructura posee un área abierta al fondo del casco llamada moon pool por medio de lacual se efectúa la perforación. Su principal problema es el movimiento vertical debido a susuperficie de contacto; sin embargo los barcos de hoy en día poseen un sistema compensadorde movimiento vertical el cual durante la perforación actúa controlando el peso sobre labarrena y con ello asegurándose que a la barrena siempre tenga el mismo peso. Sin estesistema el movimiento oscilatorio de arriba abajo haría que la barrena rebotara en el fondoreduciendo el tiempo de perforación, ocasionado daños a la sarta y al mismo equipo. Estosequipos de perforación pueden ser usados en tirantes de agua de hasta 1200m.

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Fig. 139 Plataforma de piernas tensionadas(TLP).


Componentes Principales de un Equipo de Perforación.

Es importante mencionar que los componentes del equipo, son una parte fundamental para elbuen desempeño del mismo en las intervenciones a realizar para el cumplimiento de losobjetivos programados. Por su diseño y tamaño los equipos de perforación puedensubdividirse en los siguientes grupos de sistemas: Sistema de Izaje, Sistema de Rotación,Sistema de Potencia, Sistema de Circulación y el Sistema de Control de Presión; básicamenteun equipo de perforación se compone de estos cinco sistemas aunque actualmente se hablade un sexto sistema, el sistema de monitoreo de información (Fig.141).

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Fig. 140 Barco perforador.

Fig. 141 Componentes de un equipo deperforación.


Sistema de Izaje. Tiene como función principal sostener el sistema rotatorio mientras se perfora el pozo,proporcionando así el equipo apropiado y áreas de trabajo necesarias para ascender,descender o mantener estáticas las enormes cargas que requiere el sistema rotatorio durantela operación de perforación (Fig.142).

El sistema de izaje se subdivide en:

Piso de perforación: Es la plataforma de trabajo donde la cuadrilla ejecuta las maniobrasdurante la perforación del pozo, soporta parte del equipo y herramientas requeridas. En estemiso lugar está ubicada la consola del perforador, siendo desde aquí donde se controlan lasoperaciones del pozo.

Malacate: Es la unidad de potencia más importante de un equipo, consiste en un tambor, elcual gira sobre un eje sobre el cual se enrolla el cable de perforación proporcionando así laposibilidad de levantar y con ello aumentar o disminuir la capacidad de carga. Los propósitosprincipales del malacate son los de izar e introducir la tubería al agujero. Dependiendo enqué dirección gire el carrete, la sarta de perforación sube o baja a medida que el carreteenrolla o desenrolla el cable. Posee varios embragues que facilitan el cabio de dirección yvelocidad; posee un freno mecánico que puede parar la carga inmediatamente. El otro freno,generalmente hidráulico (hidromático) o eléctrico, controla la velocidad de descenso de unacarga.

Corona: Es un bloque que se localiza en el tope de la torre de perforación, contiene una seriede poleas en las cuales se enrolla el cable de perforación proveyendo así un medio para llevarel cable desde el tambor del malacate hasta la polea viajera.

Bloque Viajero, Gancho y Elevadores: constituyen un conjunto cuya función es soportar lacarga que está en la torre mientras se introduce o extrae la sarta de perforación del agujero.

Cable de Perforación: Su función es resistir el peso de la sarta de perforación durante lasoperaciones de ascenso y descenso de la misma, así como el de las tuberías de revestimiento.En el mercado existen varias configuraciones de cable de perforación.

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Ancla: Su función es fijar la última línea que viene del bloque de la corona y permite elsuministro del cable de perforación nuevo desde un carrete, cada vez que se requiera correry/o cortar el cable desgastado.

Mástil: Es una estructura de acero capaz d soportar todas las cargas verticales y el empujemáximo de la velocidad del viento. La altura de éste no influye en la capacidad de carga delmismo, pero sí influye en la altura de las secciones de tubos (lingadas) que se puedan sacardel agujero sin tener que ser desconectadas.

Sistema de Rotación.El sistema rotatorio forma un punto esencial en el equipo y su principal función es realizar laperforación del pozo. Fig.143. Este sistema se compone principalmente de:

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Fig. 142 Sistema de izaje y sus componentes.


Ensamble de Mesa Rotaria y/o Top Drive: La mesa rotaria es un componente de acero muypesado, generalmente de forma rectangular. Recibe energía del malacate mediante unacadena de transmisión; con ello produce un movimiento que genera vueltas transmitiéndose ala sarta de perforación. Su ubicación es sobre el mismo piso de perforación.

Por otro lado el top drive es un sistema de rotación que se utiliza en lugar de la Kelly y la mesarotaria. Posee un poderoso motor eléctrico que puede generar la acción de rotación a toda lasarta de perforación. Este sistema tiene la capacidad de moverse arriba y abajo sobre un rielanclado al mástil. Con este sistema se pueden perforar con 3 tubos a la vez. Sin embargo, losequipos que cuentan con un motor elevable, todavía necesitan una mesa rotatoria con unbuje maestro para proporcionar un lugar donde suspender la tubería cuando la barrena noestá perforando.

Sarta de Perforación: Son componentes armados en forma secuencial los cuales ya se handescrito en la sección de diseño de sartas de perforación y su finalidad principal esproporcionar peso sobre la barrena, conducir el fluido de perforación y transmitir rotación ala barrena.

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Sistema de Potencia.Este sistema es el núcleo de todo equipo de perforación ya que en todo momento se debemantener energizado el sistema circulatorio y el sistema de izaje y en muchos otros casos elsistema de rotación. Generalmente están compuestos de grandes motores capaces de generarla suficiente potencia que se requiere para operar algunos de los elementos de cada sistema.Fig. 145.

Para este sistema se tienen dos métodos utilizados para transmitir potencia hasta loscomponentes de la instalación; el Diesel-Mecánico y el Diesel-Eléctrico. Fig.144.

En un equipo que posee transmisión mecánica, la energía se transmite directamente de losmotores hacia el malacate, las bombas y otras maquinarias. Esto se hace a través de unensamble de distribución compuesto de embragues, uniones, engranes, poleas y ejes.Generalmente la eficiencia que tienen este tipo de sistemas es del 65% el resto se pierde enfricción.

En una instalación Diesel-Eléctrica, los motores se encargan de suministrar la energía agrandes generadores los cuales producen electricidad la cual se transmite a través de cableshasta un dispositivo de distribución y de este a los motores eléctricos de cada equipo:malacate, bombas de lodo y mesa rotaria.

Dentro de las instalaciones Diesel-Eléctrica se manejan dos sistemas el C.D/C.D (corrientedirecta/corriente directa) y el C.A/C.D (corriente alterna/corriente directa). En los sistemasC.D/C.D se usan generadores y motores de corriente directa. La eficiencia real de todo elconjunto está en promedio del 87.5% debido a perdidas adicionales en requisitos de fuerza delos generadores. En este tipo de sistemas la energía disponible es limitada por la razón de queun solo generador C.D. puede enlazarse con un solo motor C.D dando como resultado1600H.P. disponibles para impulsar el malacate.

Los equipos de perforación con sistemas C.A/C.D se componen por generadores de C.A. y porrectificadores de corriente (de C.A. a C.D.) SCR´s y con ello se obtiene una eficiencia de 98%; laenergía disponible es concentrada en una barra común (PCR) pudiéndose canalizar parcial ototalmente a la máquina que se requiera. La ventaja de este sistema es que en un momento

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Fig. 143 Sistema de Rotación y susComponentes.


dado se puede dirigir toda la potencia concentrada en los PCR al malacate principal teniendodisponible una potencia de 2000HP.

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Fig. 144 Tipos de Sistemas de Transmisión dePotencia.


Sistema de Circulación.Este es otro componente principal del equipo, proporciona un soporte indispensable alsistema rotatorio a medida que se profundiza en la perforación. Este sistema provee elequipo, materiales y áreas de trabajo para la preparar, mantener y realizar análisis al fluidode perforación. Fig.146. Este sistema se compone principalmente de:

Presas de Lodo: Son recipientes metálicos, en los cuales se almacena el fluido de perforación.Tienen la capacidad de almacenar entre 40 y 70 m3de fluido, posee agitadoreselectromecánicos, así como válvulas y líneas para la recirculación del fluido.

Bombas de Lodo: Son el componente primario de cualquier sistema de circulación ya que conellas se inicia la circulación del fluido de perforación a través de todo el sistema circulatoriointegrado por el tubo vertical, la sarta de perforación, línea de retorno, temblorinas y

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Fig. 145 Sistema de Potencia y susComponentes.


nuevamente la línea de succión. Deben tener un gasto y presión de bombeo que depende deldiámetro de la barrena utilizada y de las características de la formación.

Existen dos tipos de bombas reciprocantes y de acción sencilla de diferentes tamaños, las quese emplean para la perforación de pozos, son las dúplex y las triplex.

Bombas Dúplex.- Son del tipo reciprocante con dos cilindros y dos pistones; los dos pistonesimpulsan el fluido durante las carreras de ida y vuelta.

Bombas Triplex.- Son las que ejercen presión sólo en la cara frontal del pistón, en lugar deambos lados, estas utilizan tres pistones mucho más pequeños en diámetro que las dúplex, larazón es que los pistones operan a velocidades mayores.

La potencia de la bomba es determinada por la longitud de la carrera, el diámetro del pistóny el máximo de emboladas por minuto, establecidos por el fabricante.

Equipo de Control de Solidos: Son dispositivos auxiliares instalados después de la línea deretorno y se encargan de separar los sólidos de tamaños variables provenientes del corte queproduce la barrena a la formación, así como los gases provenientes de la formaciónatravesada; de esta forma se limpia y aprovecha mejor el fluido, optimizando la velocidad depenetración y el rendimiento de los aditivos químicos y con ello se evitan excesivos costos.

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Sistema de Control de Presión.Este sistema es fundamental para la seguridad del personal, el equipo y el medio ambiente.Su función principal es proveer un medio adecuado para detener el flujo de fluidos del pozo ypoderlos circular fuera de el en caso de un brote el cual en grandes dimensiones puedeconvertirse en una gran catástrofe. Fig.147. Sus componentes principales son:

Conjunto de Preventores (BOP): Consiste en una serie de elementos de cierre diseñados paracerrar y proveer una barrera hacia los fluidos a presión provenientes del interior del pozo. Lospreventores se clasifican en tres diferentes tipos: preventor esférico, de arietes y rotatorio. Enconjunto estos tres son de diferentes tipos y medidas, son equipados con arietes de acero dealta resistencia y emplean elementos de caucho, para así poder soportar de forma controladalas presiones que generan los fluidos de las formaciones perforadas.

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Fig. 146 Sistema de Circulación y susComponentes.


El preventor esférico está instalado en la parte superior del conjunto de preventores posee unhule sintético y una estructura interna de acero vulcanizado flexible, al operar se deformaconcéntricamente hacia el interior del mismo haciendo un cierre total del pozo. El preventor de arietes está instalado por debajo del preventor esférico, su característicaprincipal es que puede utilizar diferentes tipos y medidas de arietes según se requiera en elarreglo de preventores. De los tipos de arietes se pueden mencionar:De diámetro sobre medida.- Este tipo de ariete de tubería se utiliza para sellar el espacioanular comprendido entre el exterior de la tubería de producción o de trabajo y el diámetrointerior del preventor cuando se tiene una señal de fluidos en el pozo. Consta de un elementode hule, cuya función es efectuar el sello sobre la tubería en uso.De diámetro ajustable o variable.- Este tipo se utiliza para sellar el espacio anularcomprendido entre el exterior de la tubería de producción o de trabajo y el diámetro interiordel preventor cuando se tiene una señal de fluidos en el pozo. La construcción del elemento desello se hace dé tal manera que proporciona una cantidad de hule para efectuar el sello,presentan la ventaja de no cambiar arietes al manejar diferentes diámetros de tubería, ya quesellan ajustándose al diámetro de la TP.Ciegos.- se utilizan para cerrar totalmente el pozo, al no tener tubería en su interior y que porla manifestación del fluido que presente, no sea posible introducirla. Consta de un empaquefrontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y de un sellosuperior.De corte.- Su función es la de cortar la tubería de producción o de trabajo y cerrar totalmenteel pozo.El preventor rotatorio es usado cuando se trabaja perforación bajo balance o con flujocontrolado. Este elemento origina un sello primario entre la tubería y el elemento sellantesiendo complementado por la presión diferencial del pozo y permitiendo rotar la tubería sintener flujo de fluidos.

Múltiple de Estrangulación: consiste en una serie de válvulas, manómetros, estranguladoresy líneas de flujo que se encuentran conectadas directamente al conjunto de preventores ycabezales del pozo. Su función es controlar el flujo y así mismo la presión del pozo cuando secierran los preventores.

Acumulador (Koomey): Es el sistema encargado de activar o desactivar el conjunto depreventores con fluido hidráulico almacenado bajo presión en acumuladores. El fluido haceque los preventores trabajen, ya que deben de sellar rápidamente es necesario que el fluidoeste desde 1,500 y hasta 3,000 psi de presión utilizando gas nitrógeno contenido en losrecipientes.

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Sistema de Monitoreo. Los sistemas mencionados anteriormente son los cinco sistemas principales en un equipo deperforación, sin embargo cabe señalar que hoy en día se tienen instrumentos desplegadospor todo lo largo y ancho del equipo de perforación en donde se esté generando informaciónrelevante que deba ser vigilada y útil tanto para la operación actual como futura. Dichainformación se registra en bases de datos para el procesamiento local y a distancia. En estascircunstancias se habla del sistema de monitoreo.

SELECCIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN PARA EL POZO PXX.

Para la selección del equipo de perforación para el pozo TCA se procedió a calcular lasdiversas cargas que tendrá que soportar el equipo; con este criterio, se seleccionará el equipo

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Fig. 147 Sistema de Control de Brotes y susComponentes.


que cumpla con todos los requerimientos del diseño del pozo y que resulte económicamentemás factible.

Datos para la selección del equipo:

PROFUNDIDAD DEL POZO A PERFORAR: 5580mCARGA MÁXIMA ESPERADA DE TR:

FF=1−1.307.85

=0.83

TR 20”=(94 Lbft )(1.49)=140.06Kgm

∗650m=91039Kgsalaire

TR 20”=91039Kgs∗0.83=75562kgsflotados

TR 20”=(106.5 Lbft )(1.49 )=158.68 Kgm


TR 20”=39670Kgs∗0.83=32926kgsflotadosTR 20”= 108488= 109 Tons

FF=1−1.487.85

=0.81

TR 13 ⅜”=(72Lbft )(1.49)=107.06Kgm


TR 13 ⅜”=299768Kgs∗0.81=242812kgsflotadosTR 13 ⅜”= 242812= 243 Tons

FF=1−1.887.85

=0.76

LINER 2600m a 4620m

TR 9 ⅞”=(62.8 Lbft ) (1.49)=93.57 Kgm


TR 9 ⅞”=189011Kgs∗0.76=143649kgsflotadosCOMPLEMENTO (STUB) 0m a 2600m.

TR 9 ⅞”=93.57 Kgm∗2600m=243282Kgsalaire

TR 9 ⅞”=243282Kgs∗0.76=184894kgsflotadosTR 9 ⅞”=328543Kgs= 329Tons

FF=1−1.087.85

=0.86

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TR 7”=(35 Lbft )(1.49)=52.15 Kgm



FF=1−0.57.85

=0.93

TR 5”=(18 Lbft )(1.49)=26.82 Kgm



CARGA MAXIMA DE SARTA DE PERFORACIÓN:A continuación se muestra el resultado del peso calculado de cada sarta correspondiente acada etapa de perforación. Dichos cálculos fueron realizados en el capítulo 6 por el softwareDSP-ONE.

SARTA 26” A 900m =46.4TonsSARTA 17½” de 900m a 1800m =69TonsSARTA 17½” de 1800m a 2800m =95TonsSARTA 12 ¼” de 2800m a 4620m =130TonsSARTA 8½” de 4620m a 5140m =160TonsSARTA 5¼” de 5140m a 5580m =188Tons

Al tener el equipo trabajando es decir en condiciones dinámicas, la carga total en la torre deperforación será:

En este caso para poder calcular la eficiencia dinámica, estableceremos que la pérdida porfricción estándar es de 2% por cada línea de trabajo y suponiendo un guarnido a 10 líneas detrabajo; se tiene:

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Wt=Ws+Ws

Ed∗n+Wsn

+Wco+℘

Ws= Peso de la sartaEd= Eficiencia dinámica (perdida por fricción).n= número de líneasWco= Peso de la coronaWp= Peso de la polea viajera

Ed=1−0.02 (n)=1−(0.02)(10)=0.8


Así con lo anterior se calcula la carga de trabajo, mencionando que por experiencia el peso dela corona más la polea viajera es de alrededor de 13 Tons y el peso de la sarta más pesada esde 243Tons (TR 13⅜):

Wt=243Tons+243Tons0.8∗10

+243Tons

10+13Tons=311Tons

La potencia nominal que se maneja en los malacates está establecida para velocidades algancho con un guarnido a ocho líneas; esta velocidad oscila entre los 90pies/min y120pies/min. Con estas velocidades, el peso de la sarta más pesada en libras y de acuerdo a lasiguiente formula podemos calcular la potencia requerida por el malacate:

Si la TR de 9⅞” se introdujera corrida esta sería la sarta más pesada pero por cuestiones delogística, seguridad y selección del equipo, esta se introducirá en dos etapas quedando lasarta de TR de 13⅜” como la más pesada:

Con los cálculos anteriores ahora sabemos los requisitos a cubrir quedando por seleccionarun equipo que tenga un mástil capaz de soportar 311 Toneladas, así mismo su polea viajeragancho y corona. A su vez deberá tener una capacidad de perforación más allá de los 5000mde profundidad y un malacate de 2000HP mínimo.

De acuerdo a las cargas calculadas anteriormente el equipo seleccionado de acuerdo a losequipos disponibles que se tienen en catalogo para la perforación del pozo, es el siguiente:

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H.P=Wh∗V33000

Wh= Peso levantado en el gancho (lbs).V=Velocidad de la tubería en el gancho (pies/min).

H.P=(311000Kgs∗2.2046lbs/kgs)∗(95pies /min)

33000=1974HP


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Fig. 148 Características del Equipo Seleccionado para laperforación del Pozo PXX.


Si por algún motivo no se selecciona adecuadamente el equipo de perforación, se pone enriesgo tanto al personal que labora en la instalación como al medio ambiente, así mismo seobtendría una baja eficiencia en la perforación y con ello generando altos costos.

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Fig. 149 Descontrol de Pozo.


CAPITULO 9

INTRODUCCIÓN.

De acuerdo a como un pozo se va profundizando para poder alcanzar el objetivo, las distintasetapas de perforación requieren del manejo y control de las presiones de las formaciones, paraello las tuberías de revestimiento son las que se comunican directamente con las formacionesde acuerdo a la etapa en que se encuentran, sin embargo para hacer este manejo de presionesy control en superficie se requiere de un sistema de cabezales que permitan manejar dichaspresiones en cada etapa y de ser necesario en caso de emergencia usar sus ramas lateralesconectadas a líneas auxiliares. Así mismo los cabezales de tuberías de revestimiento soportan,centran, contienen y aislan herméticamente la tubería de revestimiento de cada etapa.

Por otro lado el árbol de producción debe permitir controlar y direccionar en la superficie laenergía de los fluidos producidos por el yacimiento de forma segura y eficiente a través de lalínea de descarga hacia la batería de separación, así como la inyección de fluidos paraoptimizar la explotación de hidrocarburos.

Tanto como los cabezales de las tuberías de revestimiento como el árbol de producciónrepresentan un papel importante en la eficiencia del pozo y del parámetro económico delmismo. Es por ello que debe hacerse una rigurosa selección de estos accesorios antes de darpaso a la compra de los mismos ya que se puede estar dentro del éxito total o de un siniestrosin precedentes.

En el siguiente capítulo se discutirá acerca de las selección del cabezal y del medio árbol paraun pozo petrolero abarcando los parámetros necesarios que debe cubrir y los requerimientospara su selección.

SELECCIÓN DEL CABEZAL Y ARBOL DE PRODUCCIÓN.

El árbol de producción o de válvulas es el sistema de control de presión que se encuentralocalizado en el contrapozo. El árbol se compone de una serie de válvulas que proveen una

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interfase entre el yacimiento, y las instalaciones de producción. Algunos propósitos del árbolde producción son:

Proveer una barrera a la presión entre el yacimiento y superficie. Un medio que permita la producción y la inyección controlada. Un medio que permita estrangular el pozo previo a operaciones de mantenimiento o

reparación. Un sistema que permita la intervención en las diferentes etapas de trabajo.

El tipo de árbol a ser usado ocasiona un alto impacto en los costos del pozo. Esencialmenteexisten dos tipos de árbol de producción estos son los arboles superficiales (usados en pozosterrestres y lacustres) y los arboles mojados o de lecho marino (usados en pozos marinos). Enel desarrollo de este capítulo solo se hara mención de los primeros.

Un árbol de producción forma parte del equipo de superficie, los cuales se arman de acuerdoal avance de las etapas de perforación y a los requerimientos de cada TR programada hastallegar a la introducción del aparejo de producción.

Un árbol de Producción o de Válvulas está compuesto de:1) Cabezales. 2) Carretes de T.R. con colgadores y sellos secundarios. 3) Bridas empacadoras. 4) Cabezal de producción con colgador de TP. 5) Carrete adaptador con medio árbol de válvulas. 6) Crucetas de flujo. 7) Válvulas de compuerta manuales y de apertura hidroneumática. 8) Portaestranguladores.9) Anillos API. 10) Birlos con tuercas. Una vez instalados y probados todos los componentes, estos permitirán manejar conseguridad la presion de flujo del pozo, que se presenta durante la terminación y produccióndel mismo.

Al proceso de convertir un pozo perforado en un pozo seguro y eficiente sistema deproducción o inyección, se le llama terminación. La terminación de un pozo estáestrechamente ligada al diseño de la perforación, y es en esta etapa es donde se debeseleccionar el árbol de producción.

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Al seleccionar las conexiones superficiales de control del pozo, se deben considerar factorestales como:

• Características de los hidrocarburos (Contenido de H2S y CO2 (Fracción % mol)): 1.81%mol CO2 (Pozo TCA).• Presión esperada 3414 psi. (Pozo TCA)• Configuración de tuberías • Impacto ambiental y áreas aledañas; en este caso si existiesen poblaciones cercanas alpozo.

Para la selección de un árbol de producción se sigue la especificación de la norma API 6A lacual provee las definiciones de las condiciones del servicio estándar e introduce el concepto deniveles de especificación del producto (PSLs). El PSL (Product Specification Levels), es el nivel de especificación de las conexionessuperficiales de control en función de las concentraciones en partes por millón de H2S y CO2

contenidos en los fluidos producidos, así como las presiones esperadas en la cabeza del pozoy con ello evitar eventos de riesgo potencial.

De manera práctica la clasificación PSL significan lo siguiente:PSL 1: Servicio estándar para presiones menores a 5000 PSI.PSL2: Servicio estándar para presiones iguales o mayores a 5000 PSI.PSL3: Servicio estándar para presiones iguales o mayores a 10000PSI.PSL3G: Incluye todos los requisitos del PSL3 pero solo se utiliza cuando es necesario realizarpruebas para definir intervalos de gas adicionales a los que ya fueron probados.PSL4: Incluye todos los requisitos del PSL3G mas ciertos requisitos adicionales y se prevé parausos que exceden las condiciones de servicio.

La recomendación API-SPEC6A establece las siguientes especificaciones para los cabezales detuberías de revestimiento:

La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión superficial máxima quese espera manejar.La resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas API y a la tuberíaque se conecte.La resistencias a la compresión debe ser suficiente para soportar las TR´S que se van acolocar.La resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor a la tubería en que se conecte.

El árbol de decisión que se muestra a continuación está diseñado para ayudar al ingeniero dediseño en la selección del apropiado nivel de especificación (PSLs) para partes primarias de

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equipos de cabezal de pozo y árbol de válvulas. Se llama equipo primario a los dispositivosque están en contacto con la corriente de los hidrocarburos producidos siendo estos: cabezalde la tubería de producción; colgador de la tubería de producción (bola colgadora);adaptador de la tubería de producción (bonete) y la primera válvula maestra. El resto de laspiezas del cabezal se clasifican como secundarias. El nivel de especificación para estoselementos puede ser igual o menor que el nivel del equipo primario.

Para la selección del cabezal y árbol de válvulas para el pozo PXX y con respecto al diagrama anterior se tiene:

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Fig. 150 Árbol de decisión para selección de PSL para cabezales y árbolde producción.


La presión de trabajo del pozo está por debajo de los 15000 PSI, se aplica la norma NACEMR0175 la cual enlista materiales aceptables para diversos factores ambientales que puedanalterar la resistencia de los materiales así como las propiedades del fluido. La concentraciónde ácido sulfhídrico es baja, el pozo tendrá aportación de gas su presión estimada es de3414psi por debajo de 5000 psi lo cual lleva a la selección de un PSL2 como mínimo. Sinembargo por la existencia de conflictos sociales, la posible pobreza en la cementación en latubería de 7”, estimulaciones futuras, limpiezas del aparejo de producción e inyección de N2 sedecide seleccionar un PSL3.

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Fig. 151 PSL seleccionado para cabezales y árbol de producción del pozoPXX.


De acuerdo a la selección del PSL mínimo el diagrama del cabezal de pozo y árbol de válvulaspara el pozo PXX sería el siguiente:

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Fig. 152 Diagrama de Cabezales y Árbol de Producción del Pozo TCA


CAPITULO 10

ESTIMACIÓN DE COSTOS

Y SEGUIMIENTO DEL GASTO PRESUPESTAL

FÍSICO - FINANCIERO

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INTRODUCCIÓN. Durante el proceso de la elaboración del diseño de un pozo, se generan distintos momentos decostos o clases de costos, por esta razón antes de iniciar la perforación de un pozo es necesariohacer un análisis de los costos que se tendrán durante todo el tiempo que el programa delproyecto del pozo dure.

En el siguiente capítulo se discutirá acerca de los costos que se tienen durante un proyecto deperforación de un pozo petrolero y en particular del pozo PXX. Así mismo se realizara lacomparación de tiempos entre los pozos de correlación con el fin de seleccionar el tiempo

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programado que tendrá el futuro pozo y con ello comenzar a realizar la estimación de costosde acuerdo a las operaciones y necesidades que el pozo requiera.

Tanto en la industria petrolera, como en todas las industrias, debe existir un control en lostrabajaos realizados y los objetivos a los que se pretende llegar, por tal razón es importanteque exista un parámetro de medición entre los pozos programados y los pozos finales reales, lacual se lleva a cabo mediante el cotejo de los programas de perforación versus los programasfinales de los pozos, permitiendo así clarificar cuales son las debilidades y fortalezas que seobtuvieron a lo largo de las distintas etapas del proyecto y con ello poder utilizar en un futuropozo dichas técnicas y/o mejorar las que sean posibles.

COSTOS DE PERFORACIÓN.

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A lo largo del proceso de la elaboración del diseño de un pozo, se generan distintosmomentos de costos o clases de costos, los cuales están íntimamente relacionado con eltiempo que se toma en concluirlo. El tiempo estimado puede variar dependiendo del propósitoque se quiere alcanzar. Cuando se planea un pozo con la metodología Visualización,Conceptualización, Definición, Seguimiento y Evaluación (VCDSE), una estimación puede darproyecciones lógicas, que deberán ser las más cortas posibles para cada actividad. Para laestimación de los costos se tiene que utilizar un tiempo promedio, que no es necesariamenteel más corto posible. La estimación de costos se realiza en diferentes etapas de la planeación,esta variará de acuerdo al avance del proyecto y se tiene que tratar de alcanzar una máximaaproximación para no tener fuertes variaciones que afecten el desarrollo del proceso deperforación.

El objetivo de este capítulo es brindar una referencia de la interrelación que debe existir entreel progreso del diseño de un pozo y la elaboración adecuada de presupuestos. De esta forma,al unificar esfuerzos, las áreas de Ingeniería, Finanzas, así como Programación y Evaluaciónse logrará minimizar las variaciones entre los costos programados y los reales.

Metodología VCDSE.La Metodología VCDSE aplicada a pozos, busca analizar a fondo los requerimientos, opciones,riesgos e incertidumbres y seleccionar la mejor opción para el proyecto pozo desde los puntosde vista técnico, de rentabilidad y reducir el número de cambios en las etapas posteriores delmismo, haciendo más predecibles los resultados que se esperan obtener.

El VCDSE de pozos se realiza en cinco fases: Visualización, Conceptualización, Definición,Seguimiento y Evaluación, cada una de ellas debe cumplir con una serie de actividades y puntosde verificación y control, así como obtener la autorización de los niveles jerárquicos quecorresponda, antes de seguir a la siguiente fase del proceso y comprometer recursosadicionales. En cada una de las fases se van incorporando elementos de información y deanálisis adicionales, que permiten una mayor definición del proyecto pozo.

Fase de Visualización:Consiste en la definición de los objetivos y del alcance general del proyecto pozo efectuando elanálisis de las oportunidades, generación y evaluación técnica y económica preliminar de todaslas opciones de pozos “tipo” posibles para su ejecución que cumplan con las expectativas, asícomo el análisis para identificar las incertidumbres y riesgos que pueden afectar el diseño yconsecución de los objetivos del pozo. Debido al bajo grado de definición de las opcionesvisualizadas, a este nivel se elabora para cada opción un estimado de costos Clase V.

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Entregables: Requerimientos Funcionales. Aspectos geológicos. Predicción de presión de poro y gradiente de fractura. Análisis de pozos de correlación. Opciones de Arquitecturas preliminares del pozo.

Fase de Conceptualización: Consiste en realizar una evaluación más detallada a cada una de las opciones visualizadas (laingeniería conceptual), incorporando nueva información como: pruebas de presión producción,datos de producción, simulaciones de afluencia yacimiento-pozo (modelado sectorial), análisisde productividad de las opciones estudiadas y análisis de modelado avanzado de pozos, estaúltima cuando aplique en el caso del análisis de pozos no convencionales. A este nivel seelabora un estimado de costo Clase IV-III, se determina la rentabilidad y si el valor esperadodel diseño del pozo cumple con los objetivos del negocio.

Entregables: Programa de perforación direccional preliminar. Profundidad asentamiento de TR s y diámetros de agujeros. Programa preliminar de fluidos y Cementaciones Especificación preliminar de árbol y medio árbol. Características preliminares del equipo de perforación. Arquitectura seleccionada de perforación.

Fase de Definición:En esta fase se realiza la ingeniería de detalle a la opción seleccionada se detalla el programade perforación con todas las especificaciones técnicas y al final, el estimado de costos Clase II yIII.

Entregables: Ingeniería Básica: Programa de perforación direccional definitivo. Profundidad asentamiento de tuberías de revestimiento y diámetros de agujeros definitivo. Especificación definitiva de árbol y medio árbol. Características definitivas del equipo de perforación. Estimado de tiempo.

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Fase de Seguimiento:Esta es la fase correspondiente a la Ejecución, en ella, se materializa la generación de valordurante la perforación y la terminación del proyecto pozo. Aquí, el equipo VCDSE de pozosrealiza un seguimiento estratégico al desarrollo operativo y tomara decisiones sobre eldesarrollo del proyecto, con la finalidad de que se cumpla lo programado.

Fase de Evaluación:En esta fase se documentan todas las lecciones aprendidas, las buenas prácticas aplicadas, lasnuevas tecnologías utilizadas y se realiza la evaluación técnica económica de lo programado vslo real; se genera el Informe Final del proyecto, lo cual permite una buena retroalimentación ymejora para el siguiente proyecto pozo.

Entregables Seguimiento y Evaluación:• Tiempos y costos reales de ejecución• Indicadores/estadísticas de construcción y operación• Evaluaciones de los contratistas• Informe Final del proyecto:

Lecciones aprendidas Mejores prácticas

Tipos de Costos.Costos Clase VLos costos clase V generalmente son preparados con información limitada, por lo que tienenamplios rangos de exactitud.• Generalmente entre otros puntos se conocen el tipo de pozo propuesto, la localización y lacapacidad requerida.• El nivel de definición del proyecto: 0 a 2%.

Costos Clase IVComúnmente son utilizados para seleccionar entre diferentes oportunidades de proyectos,determinación de factibilidad, evaluación de conceptos y aprobación de presupuestospreliminares • Nivel de definición del proyecto: 1 a 15% del proyecto completo.

Costos Clase III• Nivel de definición del proyecto: 10 al 40% del proyecto completo

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• En este nivel la ingeniería lleva un nivel de desarrollo del 10 al 40% y comprende, programade servicios auxiliares, programa de tuberías preliminares, y los datos de ingeniería básicosrequeridos.• Estos estimados se utilizan para apoyar fuertemente la solicitud de financiamiento delproyecto.

Costos Clase II• Los costos clase II generalmente son preparados para ser la línea base de control con la cualserá comparado todos los trabajos del proyecto en términos de avance físico y financiero. Paralos contratistas, este nivel de estimado es considerado como el presupuesto para determinar elvalor del contrato• El nivel de desarrollo de la ingeniería en esta etapa es del rango del 30 al 70%.

Costos Clase 1• Los costos clase 1 generalmente son preparados para algunas partes o secciones delproyecto. Típicamente estos estimados son utilizados para propuestas de los subcontratistas opor los propietarios de los proyectos para verificar los estimados. • Nivel de definición del proyecto: 50 a 100% del proyecto completoDe lo anterior y del tipo de costos que se generan en cada etapa podemos resumir en elsiguiente esquema la planeación de un pozo petrolero.

El Límite Técnico consiste en un esquema de mejoramiento continuo para desarrollarproyectos, describe de manera detallada cada actividad de la ejecución y la manera de cómodebe de realizarla, se crean compromisos entre las partes involucradas para retar los mejores

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Fig. 154 Esquema de la Planeación de un Pozo con respecto a los Costos.


tiempos, garantizando equipos, materiales y servicios con la mayor seguridad. El método sebasa en comparar los tiempos programados en cada actividad del proyecto pozo conactividades similares de otros pozos ya construidos, con la finalidad de encontrar áreas demejora.

COSTOS DE PERFORACIÓN DEL POZO PXX.

Primeramente de acuerdo a la información de la perforación de los pozos de correlación serealizó un análisis de tiempos y con ello realizar una estadística de tiempos de todos los pozosde correlación así como el definir el límite técnico y el programa del pozo PXX dando comoresultado lo siguiente:

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POZO PXX


En esta gráfica se observa la profundidad del pozo alcanzada por los días transcurridos en el avance de la perforación.

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Fig. 154 Estadística de Tiempos de todos los Pozos.


De acuerdo al análisis realizado con los tiempos de los pozos la ejecución de la perforacióndel pozo PXX se programó en un total de 160 días de los cuales los días quedarían distribuidosde la siguiente forma.

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P – Perforando.

CE – Cambio de Etapa.

TI – Toma de Información.

Fig. 155 Límite Técnico y Tiempo Programado de la Perforación del PozoPXX.

POZO PXX


Una vez desarrollada la distribución de tiempos de perforación para el pozo se procedió a presupuestar el costo de la intervención con ayuda del software MICOP (Modulo de Información de Costos Programados) el cual ayuda al diseñador a llevar a detalle el control de las finanzas del pozo. El programa posee los contratos y los escenarios necesarios de acuerdo a las necesidades requeridas. Para el pozo PXX se introdujeron de acuerdo cada etapa todos los requerimientos como fueron, los insumos, cuotas, tarifas, costos directos e indirectos y el factor de riesgo aplicado a los costos directos.

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Fig. 156 Presupuesto del Pozo PXX de Acuerdo al Programa MICOP.

Tabla 24. Distribución de Días para la Perforación del Pozo PXX


MTH Página 208Fig. 157 Gráfico de Distribución de Costos Totales Directos.

Fig. 157 Costos V.S Profundidad.


Realizando un análisis de la inversión que se requiere para concluir el proyecto del pozo PXXtomando en cuenta que se concluya dentro de los 175 días y que al final este produzca laproducción estimada de 1700 bpd dicha inversión será recuperada de acuerdo a lossiguientes cálculos:

Precio del Dólar (11-Julio-2011)= $11.64Costos de la Perforación= $417, 165, 675.00 = US $35, 838, 975.52Producción Estimada= 1700bpdPrecio por Barril (PEMEX 11-Julio-2011)= US $104.38

Precio de la Producción= 1700 barriles

dia *$104.38dolaresbarril = $177, 446.00

dolaresdia

205 días de producción a 1700bpd= $177, 446.00 dolaresdia *205dias=US $36, 376, 430.00 sin

tomar en cuenta el tiempo y los gastos de la terminación.

Con estos cálculos se llega a la conclusión que se requieren 35 días más para recuperar lainversión del costo total de la perforación y comenzar a obtener ganancia.

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CAPITULO 11

ANALISIS

DE

RIESGOS

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ANÁLISIS DE RIESGOS.

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Durante el desarrollo del diseño de un pozo y en todas las etapas, es necesario identificar losposibles riesgos que se pueden suscitar durante las diferentes operaciones y con ello proponeruna alternativa para solucionarlo en caso de que se suscite un incidente. En el caso del pozoPXX los riesgos que lograron identificarse durante la planeación fueron los siguientes:

De acuerdo a los riesgos que se identificaron durante el proceso de diseño, las alternativaspropuestas se muestran en la tabla anterior y con ello el poder dar solución inmediata acualquier inconveniente que se presente durante las operaciones.

TOMA DE REGISTROS GEOFÍSICOS.

Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo, es necesario llevar acabo la toma de registros de acuerdo a la información que se quiera obtener. De acuerdo a

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las etapas que se pretenden perforar en el pozo PXX y de la experiencia de campo de losingenieros con quienes se realizo el diseño se propone la siguiente corrida por etapas:

Inducción SP/RG: Determinar resistividad,saturación de fluidos, contactos litológicos,contenido de hidrocarburos, espesor de lascapas, contacto por lutitas, volumen dearcillosidad, determinación de la porosidad,determinación del tipo de formación,determinación de presiones anormales.

DRCAL: desviación, calibración y diámetro depozo.Sónico de Porosidad: Determinación de lalitología, contenido de fluidos, calidad de lacementación, determinación de la porosidady calidad de la cementación.LWD: Medición de la densidad,determinación de la porosidad,determinación de las característicasgeomecanicas de la roca (geopresiones),

determinación del tipo de formación, determinación de presiones anormales.Sónico Dipolar DSI/RG: Determinación de las características geomecanicas de la roca(geopresiones), determinación del máximo y mínimo esfuerzo sobre la formación,determinación de zonas fracturadas y orientación de las mismas, determinación de laanisotropía en la formación, selección de los intervalos a disparar en la etapa de producciónde un pozo.

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CONCLUSIONES.

Con respecto al desarrollo del trabajo y de las operaciones que se deben de realizar en el proceso de perforación de un pozo se concluyó lo siguiente:

Debido a que el fenómeno de colapso de agujero se magnifica en función del tiempo deexposición, se deberá tener control estricto sobre la filtración del fluido para evitar almáximo el daño a las paredes del pozo.

Pesos excesivos de lodo causan problemas de pérdidas de circulación, daño a la formación,bajo ROP, pegadura diferencial y como consecuencia se incrementan los costos del pozo

El parámetro importante usado en el diseño de las TR´s es la densidad del lodo del pozo,derivado de la presión de poro, presión de colapso, gradiente de fractura, estabilidad deagujero.

El propósito de escribir un reporte final, es el tener a la mano un documento que ayude enel desarrollo de pozos subsecuentes.

El costo de un pozo, está íntimamente relacionado con el tiempo que se toma en concluirlo.El tiempo estimado puede variar dependiendo del propósito que se quiere alcanzar.

Parte de la economía del pozo recae en el diseño y selección de las Tuberías de Revestimiento reflejándose de un 15% al 30% del costo total.

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CONCLUSIONES GENERALES.

Se ha comprobado que la perforación no es una actividad aislada, ya que detrás de ella existeun sin fin de aspectos que deben de tomarse en cuenta antes de proceder a perforar un pozo.

El diseño de la perforación nos da las bases de cómo se debería perforar el pozo sin embargola palabra final de la perforación la tiene el mismo pozo mientras es perforado, ya que enmuchas ocasiones el no interpretar correctamente su comportamiento puede terminar en unaforma peligrosa dañando seriamente al personal, el medio ambiente y el equipo. Es por elloque se debe de estar al pendiente de lo que el pozo PRESENTA a través de los parámetros dela perforación.

El haber desarrollado un ejemplo real de un diseño de pozos se ha mostrado totalmente lasdificultades con las que como futuros ingenieros deberán de enfrentarse. El criterio y el buenmanejo de los conceptos siempre darán la pauta para la toma de decisiones correctas que se

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reflejen en el trabajo y con ello en la optimización de los recursos, costos y la reducción detiempos.

Es necesario realizar las estancia en pozos para comprender más a fondo las actividadesrealizadas durante la perforación y que se corrobore que un buen manejo de losconocimientos, el criterio y la interpretación del comportamiento del pozo brindanoperaciones exitosas.

Es necesario promover e incentivar la elaboración de literatura técnica especializada porparte de recién egresados y egresados y alumnos que se encuentren en los último semestres,asesorados siempre con expertos del área, para sembrar en los estudiantes y egresados lacultura de la comunicación escrita y el desarrollo de tecnología necesaria no sólo para el paíssino para la industria petrolera a nivel Mundial, ya que esta es la única manera de adquirir unnivel competitivo con las Universidades Extranjeras.

Bibliografía.

1. Halliburton “Manual Técnico de Diseño de Pozos” (2010).2. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, “Guía para la Predicción de

Geopresiones” (2009).3. Ingeniero Wilfredo Rafael Salas, “Proceso de Diseño de la Planeación de la Perforación”

(2010).

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4. Halliburton, “Software PREDICT Trainig Course Manual” (2010).5. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, “Guía Práctica para el Diseño de la

Perforación Direccional y Control de la Desviación” (2009).6. Halliburton “Software COMPAS Training Manual” (2010).7. Ingeniero Luis E. Mendoza O., “Manual de la Perforación Direccional” (2010).8. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos “Guía de Diseño para Definir el

Asentamiento de Tuberías de Revestimiento” (2009)9. Ingeniero Javier Ramírez Castro, “Manual de Fluidos de Perforación” (2010)10. Instituto Americano del Petróleo, “Manual de Fluidos de Perforación Procedimiento

Estándar para las Pruebas de Fluidos de Perforación” (2002).11. Ingeniero Carlos Cortina, “Customer Drill Bit Technology Seminar” (2010).12. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos “Guía para la Selección de Barrenas”

(2009).13. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, “Un Siglo de la Perforación en México

Caps I,II, III, IV, VI, VII, VIII y XII”. 14. Maestro en Ingeniería José Homero Treviño de la Garza, “Manual para el Diseño de

Sartas de Perforación” (2009).15. Ingeniero Perro Pulido e Ingeniero Jorge Castro, “Manual de Cementación de Pozos”

(2010).16. Maestro en Ingeniería José Homero Treviño de la Garza, “Equipos de Perforación y sus

Componentes” (2010).17. Ingeniero Javier Ramírez Castro, “Manual de la Hidráulica de la Perforación” (2010).18. Cameron, “Manual de Tecnología de Cabezales de Pozos” (2010).19. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, “Manual de Conexiones Superficiales

de Control” (2010).20. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, “Well Cap Control de Pozos” (2005).21. Administración financiera Básica; Por Laurence J. Gitman p-289-306.- Editor-Harla(1990)

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Aa.

Abrasión (Abrasión): s. Desgaste por fricción.Acondicionamiento del Lodo (Mud conditioning):s. El tratamiento y control del lodo deperforación para asegurar que tenga laspropiedades adecuadas. El acondicionamientopodrá incluir el uso de aditivos, laeliminación de la arena u otros sólidos, laeliminación del gas, la añadidura del agua ydemás medidas para preparar el lodo para lascondiciones encontradas en un pozo específico.Acuífero (Aquifer): s. 1. Una roca que contieneagua. 2. Aquella parte de un yacimientoimpulsado por agua que contiene el aguaAcumulador (Accumulator): s. En un equipo deperforación, es el dispositivo dealmacenamiento de los fluidos hidráulicospresurizados con nitrógeno, empleado paracerrar los preventores. Aditivo (Additive): s. 1. En general unasubstancia añadida den pequeñas cantidades auna mayor cantidad de otra substancia paracambiar alguna característica de la última. Enla industria petrolera se utilizan aditivos enlos aceites lubricantes, combustibles, lodos deperforación y cemento para revestimiento. 2. Enla cementación, es una substancia agregada alcemento para cambiar las características delcemento para reunir condiciones específicas enel pozo.Agujero (Borehole): s. El agujero del pozo; elagujero formado por la perforación o barrenado.Agujero descubierto (Open hole): s. 1.Cualquier agujero de pozo en el que no se hayacolocado TR; 2. Un agujero abierto o con TR enel que no se haya suspendido tubería deperforación o de trabajo. 3. Aquella parte delagujero que no tenga TR.Agujero direccional (Directional hole): s. Unagujero de pozo, intencionalmente perforado enun ángulo desviado de lo vertical. Agujero revestido (Cased hole): s. Un barrenoen el cual se haya colocado una TR.Amortiguador de la pulsación (Pulsation


GLOSARIO.

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Angulo de deflexión (Angle ofdeflection): s. En perforacióndireccional el ángulo, expresado engrados, al cual se desvía un pozo de lavertical por medio de un desviador u otraherramienta deflectora.Angulo de desviación (Angle ofdeviation): s. También se conoce comoángulo de deriva. Véase desviación. API: American Petroleum Institute,Instituto Norteamericano del Petróleo,fundado en 1920, es una organizaciónnacional para el comercio del petrolero;es la principal organización normativapara los equipos de perforación yproducción de equipos en los campospetroleros.Arbol de Navidad (Christmas tree): s. Lasválvulas de control, manómetros yestranguladores agrupados en la partesuperior de un pozo para controlar elflujo del petróleo y gas cuando el pozohaya sido perforado y terminado.Arcilla (Clay): s. Un material fino ycristalino, integrando silicatoshidrosos, formada principalmente por ladescomposición de rocas feldespáticas. Arena (Sand): s. 1. Un material abrasivoque integra pequeños granos de cuarzo,formados de la desintegración de lasrocas que antes existían. La arenaconsiste en partículas menores de 2 mm. ymayores que 1/16” de diámetro; 2.Arenisca.Arenisca (Sandstone): s. Una rocasedimentaria de detrito, integrandogranos individuales de arena(generalmente el cuarzo) cementados unosa otros por la sílice, el carbonato decalcio, óxido de hierro etc. La areniscaes una roca común en la que se acumulanel petróleo y el agua.Ariete (Ram): s. El componente de cierre

Aa.

Abrasión (Abrasión): s. Desgaste por fricción.Acondicionamiento del Lodo (Mud conditioning):s. El tratamiento y control del lodo deperforación para asegurar que tenga laspropiedades adecuadas. El acondicionamientopodrá incluir el uso de aditivos, laeliminación de la arena u otros sólidos, laeliminación del gas, la añadidura del agua ydemás medidas para preparar el lodo para lascondiciones encontradas en un pozo específico.Acuífero (Aquifer): s. 1. Una roca que contieneagua. 2. Aquella parte de un yacimientoimpulsado por agua que contiene el aguaAcumulador (Accumulator): s. En un equipo deperforación, es el dispositivo dealmacenamiento de los fluidos hidráulicospresurizados con nitrógeno, empleado paracerrar los preventores. Aditivo (Additive): s. 1. En general unasubstancia añadida den pequeñas cantidades auna mayor cantidad de otra substancia paracambiar alguna característica de la última. Enla industria petrolera se utilizan aditivos enlos aceites lubricantes, combustibles, lodos deperforación y cemento para revestimiento. 2. Enla cementación, es una substancia agregada alcemento para cambiar las características delcemento para reunir condiciones específicas enel pozo.Agujero (Borehole): s. El agujero del pozo; elagujero formado por la perforación o barrenado.Agujero descubierto (Open hole): s. 1.Cualquier agujero de pozo en el que no se hayacolocado TR; 2. Un agujero abierto o con TR enel que no se haya suspendido tubería deperforación o de trabajo. 3. Aquella parte delagujero que no tenga TR.Agujero direccional (Directional hole): s. Unagujero de pozo, intencionalmente perforado enun ángulo desviado de lo vertical. Agujero revestido (Cased hole): s. Un barrenoen el cual se haya colocado una TR.Amortiguador de la pulsación (Pulsation


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Angulo de deflexión (Angle ofdeflection): s. En perforacióndireccional el ángulo, expresado engrados, al cual se desvía un pozo de lavertical por medio de un desviador u otraherramienta deflectora.Angulo de desviación (Angle ofdeviation): s. También se conoce comoángulo de deriva. Véase desviación. API: American Petroleum Institute,Instituto Norteamericano del Petróleo,fundado en 1920, es una organizaciónnacional para el comercio del petrolero;es la principal organización normativapara los equipos de perforación yproducción de equipos en los campospetroleros.Arbol de Navidad (Christmas tree): s. Lasválvulas de control, manómetros yestranguladores agrupados en la partesuperior de un pozo para controlar elflujo del petróleo y gas cuando el pozohaya sido perforado y terminado.Arcilla (Clay): s. Un material fino ycristalino, integrando silicatoshidrosos, formada principalmente por ladescomposición de rocas feldespáticas. Arena (Sand): s. 1. Un material abrasivoque integra pequeños granos de cuarzo,formados de la desintegración de lasrocas que antes existían. La arenaconsiste en partículas menores de 2 mm. ymayores que 1/16” de diámetro; 2.Arenisca.Arenisca (Sandstone): s. Una rocasedimentaria de detrito, integrandogranos individuales de arena(generalmente el cuarzo) cementados unosa otros por la sílice, el carbonato decalcio, óxido de hierro etc. La areniscaes una roca común en la que se acumulanel petróleo y el agua.Ariete (Ram): s. El componente de cierre

Ariete ciego (Blind Ram): s. Un componenteintegral de un preventor, que sirve comoelemento de cierre en un agujero abierto.Sus extremos no circundan la tubería deperforación, sino se sellan uno contra elotro y cierran completamente el espacio queestá debajo. Ariete de corte (Shear ram): s. Loscomponentes en un preventor que cortan, ocizallan, a través de la tubería deperforación y forman un sello contra lapresión del pozo. Se usan los arietes decorte en las operaciones móviles de laperforación marina, como medio rápido deretirar la plataforma del agujero cuando nohaya tiempo para sacar la tubería deperforación del agujero. Ariete de Tubería (Pipe Ram): s. Uncomponente sellador de un preventor quecierra el espacio anular entre la tubería yel preventor o el cabezal del pozo.Atascamiento por presión diferencial(Differential-pressure sticking): s. Unacondición en la que la sarta de perforaciónse atasca en la pared del agujero del pozo,porque una parte de la sarta de perforación(por lo usual, los collares de perforación)se han incrustado en la costra de lodo. Lascondiciones necesarias para el atascamientopor presión diferencial, o el atascamientoen la pared, son una formación permeable yuna presión diferencial a través de unacostra de lodo casi impermeable y la sartade perforación. Azimut (Azimuth): s. 1. En perforacióndireccional, dícese de la orientación de lacara de la herramienta de desviaciónrespecto al norte magnético, registrada porun instrumento de desviación. 2. Un arco enel horizonte medido a partir de un puntofijo (tal como el norte verdadero) y elcírculo vertical que pasa a través delcentro de un objeto.

Bb.Balanza para lodo (Mud balance): s. Unabáscula con balancín, que integra una copay un brazo graduado que apoya un pesodeslizadero y descansa sobre un fulcro. Seusa para determinar la densidad o el pesodel lodo de perforación.

Barita (Barite): s. Sulfato de bario, oBaSO4, un mineral usado frecuentemente paraaumentar el peso o la densidad del lodo deperforación. Su gravedad específica odensidad relativa es de 4.2 (es decir, 4.2veces más denso o pesado que el agua). Barrena (Bit): s., El elemento cortador operforador que se usa en los pozos depetróleo y gas. La barrena consiste en unelemento de corte y un elemento decirculación. El elemento de circulaciónpermite el pasaje del fluido deperforación, y utiliza la fuerza hidráulicade la corriente del fluido para mejorar larelación de la perforación. Barril (Barrel): s. Una medida de volumende los productos petroleros de los EstadosUnidos. Un barril es equivalente a 42galones americanos, 0.15899 metros cúbicoso 159 litros.Bb./d.: s., Abreviatura de Barriles/día.Bbl.: s. Abreviatura de BarrilBentonita (Bentonita): s. Una arcillacoloidal, compuesta principalmente demontmorillonita que se hincha al mojarse.Debido a sus propiedades de gelatinación,la bentonita es un componente principal delos lodos de perforación.BHA (bottomhole Assembly): s., Abreviaturade Conjunto de Fondo del Pozo Bitácora (Record): s. Un libro de registroque usan los ingenieros de las estaciones,despachadores y personal de medición parahacer apuntes acerca de los datosactualizados de la operación.


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Barita (Barite): s. Sulfato de bario, oBaSO4, un mineral usado frecuentemente paraaumentar el peso o la densidad del lodo deperforación. Su gravedad específica odensidad relativa es de 4.2 (es decir, 4.2veces más denso o pesado que el agua). Barrena (Bit): s., El elemento cortador operforador que se usa en los pozos depetróleo y gas. La barrena consiste en unelemento de corte y un elemento decirculación. El elemento de circulaciónpermite el pasaje del fluido deperforación, y utiliza la fuerza hidráulicade la corriente del fluido para mejorar larelación de la perforación. Barril (Barrel): s. Una medida de volumende los productos petroleros de los EstadosUnidos. Un barril es equivalente a 42galones americanos, 0.15899 metros cúbicoso 159 litros.Bb./d.: s., Abreviatura de Barriles/día.Bbl.: s. Abreviatura de BarrilBentonita (Bentonita): s. Una arcillacoloidal, compuesta principalmente demontmorillonita que se hincha al mojarse.Debido a sus propiedades de gelatinación,la bentonita es un componente principal delos lodos de perforación.BHA (bottomhole Assembly): s., Abreviaturade Conjunto de Fondo del Pozo Bitácora (Record): s. Un libro de registroque usan los ingenieros de las estaciones,despachadores y personal de medición parahacer apuntes acerca de los datosactualizados de la operación.

Bomba de lodos (Mud pump): s. Una granbomba de vaivén, de alta presión, que seusa para circular el lodo en una plataformade perforación.Bomba dúplex (Duplex pump): s. Una bomba devaivén con dos pistones o émbolos, que seutiliza extensamente como bomba de lodos enlas plataformas de perforación. Bomba tríplex (Triplex pump): s. Una bombade vaivén con tres pistones o émbolos.Brida (Flange): s. Un reborde o pestaña queproyecta (como en las conexiones de latubería o las aberturas en las bombas yrecipientes), generalmente perforada conagujeros para permitir su conexión contornillería a otras conexiones bridadas.Buje del cuadrante (Kelly bushing): s.Dispositivo especial que, al instalarse enel buje maestro, transmite torsión alcuadrante y simultáneamente permite elmovimiento vertical del cuadrante paraformar el agujero.

Cc.Cabeza de cementación (Cementing head): s.Un accesorio instalado en la parte superiorde la TR para facilitar la cementación dela TR. Tiene pasajes para la lechada decemento y cámaras de retención para lostapones limpiadores del cemento.Cabeza rotativa (Rotating head): s. Undispositivo sellador que se usa para sellarel espacio anular alrededor del cuadranteal perforar a presión en la superficie.Gen. se instala más arriba de lospreventores principales. Cabezal de la TR (Casinghead), s. Unaconexión pesada de acero bridado, conectadaa la primera cadena de la TR. Forma unacaja para las cuñas y los conjuntos deempaquetaduras; permite la suspensión delas cadenas de TR intermedias y deproducción, y sirve como medio para obturarel anular. También se llama carrete.Cabezal del estrangulador (Choke manifold),s. El arreglo de tubería y válvulasespeciales, llamadas estranguladores, através de las cuales el lodo de perforaciónes circulada cuando se cierren lospreventores, y que se usa para controlarlas presiones encontradas durante un brote.

Cabezal del pozo (Wellhead), s. Los equiposinstalados en la superficie del agujero delpozo. Cable de izaje (Hoisting cable), s. Elcable que apoya la tubería de perforación,el giratorio, gancho y polea viajera en unaparejo rotativo de perforación. Cadena de tubería de revestimiento (Casingstring), s. La longitud global de todas lasarticulaciones de TR introducidas en unpozo. Caída de presión (Pressure drop), s. Unapérdida de presión, causada por lafricción, sostenida por un fluido que pasapor una línea, válvula, conexión u otroaparato. Carrete de perforación (Drilling spool), s.Una conexión instalada en el conjuntopreventor para formar un espacio entre lospreventores, Cementación (Cementing), s. La aplicaciónde una lechada líquida de cemento y agua envarios puntos dentro o fuera de la TR.Cemento (Cement), s. Un polvo que integraalúmina, sílice, cal y otras substancias,que fragua al mezclarse con agua. Se usaextensamente en la industria petrolera paraadherir la TR a las paredes del agujero delpozo. Chatarra (Junk), s. Los escombros metálicosperdidos en un agujero.Chumacera (Journal), s. Componente de unamáquina en el que gira o desliza un ejerotativo (muñón).


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Cabezal del pozo (Wellhead), s. Los equiposinstalados en la superficie del agujero delpozo. Cable de izaje (Hoisting cable), s. Elcable que apoya la tubería de perforación,el giratorio, gancho y polea viajera en unaparejo rotativo de perforación. Cadena de tubería de revestimiento (Casingstring), s. La longitud global de todas lasarticulaciones de TR introducidas en unpozo. Caída de presión (Pressure drop), s. Unapérdida de presión, causada por lafricción, sostenida por un fluido que pasapor una línea, válvula, conexión u otroaparato. Carrete de perforación (Drilling spool), s.Una conexión instalada en el conjuntopreventor para formar un espacio entre lospreventores, Cementación (Cementing), s. La aplicaciónde una lechada líquida de cemento y agua envarios puntos dentro o fuera de la TR.Cemento (Cement), s. Un polvo que integraalúmina, sílice, cal y otras substancias,que fragua al mezclarse con agua. Se usaextensamente en la industria petrolera paraadherir la TR a las paredes del agujero delpozo. Chatarra (Junk), s. Los escombros metálicosperdidos en un agujero.Chumacera (Journal), s. Componente de unamáquina en el que gira o desliza un ejerotativo (muñón).

Collar de flotación (Float collar), s. Undispositivo especial de acoplamiento,introducido a una o dos articulaciones másarriba del fondo de la cadena de la TR,para pasar hacia abajo más no hacia arribaa través de la TR. El collar de flotaciónimpide la introducción del lodo deperforación en la TR mientras se baja,dejando flotar la TR durante su descenso,disminuyendo así la carga en la torre. Elcollar de flotación también evita elreflujo del cemento durante las operacionesde cementación. Collar de perforación (Drill collar), s. Untubo pesado, de pared gruesa, generalmentede acero, que se usa entre el tubo deperforación y la barrena para mantener entensión la sarta.Conjunto al fondo del agujero (Bottomholeassembly), s. Aquella parte del conjunto deperforación debajo del tubo de perforación.Puede ser sencillo - comprendiendo solo labarrena y los collares de perforación - opuede ser muy complejo, comprendiendovarias herramientas de perforación.Conjunto BOP (BOP stack), s., 1. El grupode preventores instalados en un pozo. 2. Unarreglo vertical de equipos preventores. Contrapresión (Back pressure), s. 1. Lapresión que se mantiene sobre los equipos osistemas a través de los cuales fluye unfluido. Control del pozo (Well control), s. Losmétodos que se usan para evitar el reventónde un pozo. Cople (Coupling), s. 1. En la tubería, uncuello metálico con rosca hembra que se usapara unir dos secciones de tubería roscada.Costafuera (Offshore), s. Aquella regióngeográfica hacia el mar desde la costa. Costra de lodo (Filter cake), s. 1. Elmaterial compactado, sólido o semisólido,remanente sobre un filtro después de lafiltración del lodo a presión con unfiltro-prensa convencional. El espesor dela costra se mide en trigesimosegundos depulgada o en milímetros. 2. La capa desólidos concentrados del lodo deperforación o lechada de cemento que seforma sobre las paredes del agujero frentea las formaciones permeables.

Dd.Daños en la formación (Formation damage),s. La reducción de la permeabilidad de lasrocas de un yacimiento, causada por lainvasión de los fluidos de perforación ylos fluidos de tratamiento hacia lasección adyacente al agujero del pozo.Densidad (Density), s. La masa o peso deuna substancia por unidad de volumen. Densificar (Weight up), v. Elevar el pesoo la densidad del fluido de perforación,añadiendo material de densificación. Depósito (Deposit), s. Una acumulaciónaprovechable de petróleo. Derrumbe (Caving), s. El aplastamiento delas paredes del agujero del pozo. Desarenador (Desander), s. Un aparatocentrífugo para la eliminación del arenadel fluido de perforación, para evitar laabrasión en las bombas.Desgasificador (Degasser), s. Dispositivoque se usa para eliminar los gasesindeseados de un líquido, en especial delfluido de perforación. Deslave (Washout), s. Una excesivaampliación del agujero del pozo, causadapor solventes y la acción erosiva de losfluidos de perforación. Deslizar, v. Mover el cable de perforaciónperiódicamente para que se desgasteuniformemente mientras se utiliza.Desviación (Deviation) s. La inclinacióndel agujero del pozo desde lo vertical. Desviador (Diverter), s. Un sistema que seusa para controlar los reventones de pozoque se encuentran a profundidadesrelativamente bajas, y para proteger lasplataformas flotantes durante el reventón,alejando el flujo de la plataforma.Diámetro interior (Inside diameter), s. Ladistancia a través del circulo interior enla medición del tubo. Diferencial (Differential), s. Ladiferencia de cantidad o grado entre dosmediciones o unidades.

Ee.Efecto de suabeo (Swabbing effect), s. Unfenómeno caracterizado por la extracción osuabeo de los fluidos de la formacióndentro del pozo del barreno cuando la sartade perforación y la barrena sean subidospor la barrena con rapidez suficiente parabajar la presión hidrostática del lododebajo de la barrena. Si se suabea unacantidad suficiente de fluidos de formacióndentro del agujero, se puede producir unbrote.Embolar (Ball up), v. 1. Acumular una masade material consolidado y pegajoso, por logeneral cortes de perforación de la tuberíade perforación, cuellos de perforación,barrenas etc. Embudo Marsh (Marsh funnel), s. Un embudocalibrado que se usa en las pruebas decampo para determinar a viscosidad del lodode perforaciónEmpaquetar (Snubbing), s. Forzar tubería oherramientas dentro de un pozo de altapresión que no haya sido controlado (esdecir, meter tubería o herramientas contrala presión cuando el peso de la tubería noes suficiente para forzar el tubo a travésde los BOP’s.) Emulsión (Emulsion), s. Una mezcla en laque un líquido, llamado la fase dispersa,es distribuida uniformemente (por logeneral, como glóbulos minuciosos) dentrode otro líquido, llamado la fase continua omedio dispersante. En una emulsión deaceite en agua, el aceite es la fasedispersa y el agua, el medio dispersante.En una emulsión de agua en aceite es alrevés. Erosión (Erosion), s. El proceso por elcual un material (tal como las rocas o elsuelo) es desgastado o removido (como porel viento o el agua.)Esfuerzo (Stress), s. Una fuerza que, alser aplicada a un objeto, lo distorsiona olo deforma.Esfuerzo cedente (Yield strength), s. Unamedida de la fuerza necesaria para deformarlos artículos tubulares al grado de quequeden permanentemente deformados.Estrangulador (Choke), s. Un dispositivocon orificio, instalado en una línea pararestringir el fluido de los fluidos. Losestranguladores de superficie son parte delárbol de Navidad de un pozo, y contiene unniple estrangulador, o niple reductor, conbarreno reducido que sirve para restringirel flujo.

También se usan los estranguladores paracontrolar la relación del flujo del lodode perforación saliente del agujero cuandose usa el preventor para cerrar el pozo yse circule para sacar un brote delagujero.Estratos (Strata), s. Unos lechos de roca,distintos y por lo general paralelos. Unlecho individual es un estrato.

Ff.Fatiga (Fatigue), s. La tendencia de unmaterial, tal como un metal, de quebrarbajo cargas cíclicas reiterativas, bajo unesfuerzo mucho menor que el esfuerzotensor indicado en una prueba estática.Filtro prensa (Filter press), s. Unaparato que se emplea en la prueba de laspropiedades filtrantes del lodo deperforación. Flecha Kelly, s. El miembro grueso deacero, con tres, cuatro, seis u ochocaras, suspendido desde el giratorio através de la mesa rotativa, y conectado ala articulación superior de la tubería deperforación para girar la sarta deperforación conforme que gira la mesarotativa.Flotación (Buoyancy), s. La aparentepérdida de peso de un objeto sumergido enun fluido. Si el objeto está flotando, laparte sumergida desplaza algún volumen delfluido, cuyo peso es equivalente al pesodel objeto. Flotador para Tubería de Perforación(Drill pipe float), s. Una válvulainstalada en la sarta de perforación, quepermita el bombeo del lodo hacia abajo porla sarta de perforación pero impide elreflujo hacia arriba por la sarta deperforación. Una válvula de retención.Fluido de perforación (Drilling fluid), s.El fluido de circulación. Una de susfunciones es de expulsar los cortes delbarreno del pozo y hasta la superficie. Formación (Formation), s. Un depósito oyacimiento que comprende completamente derocas de básicamente la misma clase; unaunidad litológica. Fractura (Fracture), s. Una grieta ofisura en una formación, ya sea natural oprovocada.

Gg.Giratorio (Swivel), s. Una herramientarotativa colgada del gacho rotativo y lapolea viajera para suspender y permitirla rotación libre de la sarta deperforación.Gradiente de presión (Pressure gradient),s. Una escala de presiones diferencialesen la que hay una variación uniforme depresiones entre un punto y otro.Grado API (Degree API), s. Unidad demedición del American Petroleum Instituteque indica el peso o la densidad delcrudo.

Ii.IADC, s. abreviatura de “InternationalAssociation of Drilling Contractors”,anteriormente la “American Association ofOilwell Drilling Contractors” - laAsociación Norteameri-cana deContratistas Perforadores de PozosPetroleros (AAODC).Impermeable (Impermeable), s. Que impideel pasaje de un fluido. Una formaciónpodrá ser porosa y a la vez impermeablesi faltan pasajes de interconexión entrelos huecos dentro de ella.Indicador de peso (Weight indicator), s.,Instrumento cerca de la posición delperforador en una plataforma deperforación. Indica tanto el peso de lasarta de perforación colgado del gancho(el peso en el gancho), y el pesoaplicado en la barrena por los collaresde perforación (el peso en la barrena.)Indicador de torsión (Torque indicator),s. Instrumento que mide el grado detorsión (acción de girar o torcedura)aplicada a la tubería de perforación o laTR.

Ll.Línea de estrangulación (Choke line), s.Una extensión de tubería desde elconjunto preventor. Se usa para dirigirlos fluidos del pozo desde el anularhasta el cabezal del estrangulador.Línea de matar (Kill line), s. Una líneade alta presión que conecta la bomba delodos y el pozo, y a través del cual se

Litología (Lithology), s. 1. El estudio delas rocas, generalmente las macroscópicas. 2.Las características individuales de una rocaen términos de su composición mineral,estructura etc. Lodo (Mud), s. El líquido circulado a travésdel agujero del pozo durante las operacionesde perforación rotativa y de reparación.

Mm.Malacate (Drawworks), s. El mecanismo deizaje en una plataforma de perforación.Consiste básicamente en una cabria quealimenta o recoge la línea de perforación,elevando o bajando así la sarta y la barrenade perforación.Manómetro (Meter) , s. Instrumento que midela presión del fluido, y usualmente registrala diferencia entre la presión atmosférica yla presión del fluido, indicando el efecto dedichas presiones en algún elemento demedición Medidor “Fann V-G” (Fann V-G meter), s. Marcacomercial de un aparato que se utiliza pararegistrar y medir, a diferentes velocidades,las propiedades del flujo de los fluidosplásticos (tales como la viscosidad yresistencia aglutinante de los fluidos deperforación.)Mesa rotativa (Rotary table), s. Elcomponente principal de una máquina rotativa.Se usa para girar la sarta de perforación yapoyar el grupo perforación. Meter a presión, (“Strip in”) v. 1. Elproceso de bajar la sarta de la tuberíadentro del agujero del pozo cuando el pozoesté cerrado en un rebote. 2. El proceso deintroducir una tubería en un pozo a presión.Motor (Motor), s. Un aparato hidráulico,neumático o eléctrico que se usa para hacertrabajos. Un motor no es una máquina.Muñón (Journal), s. Aquella parte de un ejerotativo que gira dentro de un cojinete.

Pp.Pata de perro (Dog leg), s. 1. Un cortocambio de dirección del agujero deperforación, que frecuentemente forma unachaveta. Véase chaveta. 2. Una fuerte flexiónpermanentemente formada en algún objeto talcomo un tubo.Pérdida de flujo (Fluid loss), s. Lamigración indeseable, dentro de unaformación, de la parte líquida del lodo deperforación o lechada de cemento.Frecuentemente se mitiga o evita por laañadidura de aditivos al lodo.

Pérdida de presión (Pressure loss),1. Una reducción en la fuerza ejercidapor un fluido sobre una superficiePérdida del filtro (Filter loss),cantidad de fluido que pueda sersuministrado a través de un mediofiltrante permeable después de estarsujeto a una presión diferencialpredeterminada durante un períodopredeterminado.Pérdida por la filtración (Filtrationloss), s. La merma de la parte líquidadel lodo de perforación dentro de lasformaciones permeables. Perforación rotativa (Rotary drilling),s. Un método de perforación en el que seperfora un agujero con una barrenarotativa, a la que se le aplique unafuerza descendente.Perforar (Drill),en la tierra, usualmente para descubriry extraer los fluidos de las formacionesdel subsuelo, tales como el petróleo yel gas.Permeabilidad (Permeability),medición de la facilidad con el que losfluidos puedan fluir a través de unaroca porosa; 2. La conductividad de losfluidos en un medio poroso. 3. Lacapacidad de un fluido de fluir dentrode la red de poros interconectados de unmedio poroso. Peso en la barrena (Weight on bit),

Pozo (Well), s. Conducto por el cual losfluidos del yacimiento se comunican con lasuperficie.Presión (Pressure), s. La fuerza que ejerce unfluido (líquido o gas) uniformemente y portodos sentidos dentro de un recipiente,tubería, agujero etc., tal como la que seejerce contra la pared de la TR en un tanque,o la que ejerce el lodo de perforación en elfondo del agujero del pozo. Presión anormal (Abnormal pressure), s. Unapresión que excede o está por debajo de lapresión normal esperada a una profundidaddada.Presión de la formación (Formation pressure),s. La fuerza ejercida por los fluidos en unaformación, registrada en el agujero al nivelde la formación, estando cerrado el pozo. Presión diferencial (Differential pressure),s. La diferencia entre la presión de dosfluidos. Presión normal de la formación (Normalformation pressure), s. Una presión de losfluidos en la formación, equivalente a 0.465psi por cada pie de profundidad desde lasuperficie.Presión superficial (Surface pressure), s. Lapresión medida al cabezal del pozo.Preventor (Preventer), s. 1. Abreviatura depreventor de reventones. 2. Una de variasválvulas instaladas en el cabezal del pozopara evitar el escape de presiones o en elespacio anular entre la TR y la tubería deperforación, o en un agujero abierto (esdecir, un agujero sin tubería de perforación)durante las operaciones de terminación de laperforación. Preventor anular (Annular blowout preventor),s. Una válvula grande, que por lo general seinstala más arriba de los preventores deariete, formando un sello en el espacio anularentre la tubería y el agujero del pozo o bien,si no hay tubería, sobre el agujero mismo delpozo. Preventor de ariete ciego (Blind rampreventer), s. Un preventor cuyos elementos decierre con arietes ciegos.Preventor tipo ariete (Ram blowout preventer),s. Preventor que usa arietes para sellar lapresión en un agujero sin o con tubería. Punto cedente (Yield point), s. El máximoesfuerzo que un sólido pueda soportar sinsufrir deformación permanente, o por el flujoplástico o por la ruptura.


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Pérdida de presión (Pressure loss),1. Una reducción en la fuerza ejercidapor un fluido sobre una superficiePérdida del filtro (Filter loss),cantidad de fluido que pueda sersuministrado a través de un mediofiltrante permeable después de estarsujeto a una presión diferencialpredeterminada durante un períodopredeterminado.Pérdida por la filtración (Filtrationloss), s. La merma de la parte líquidadel lodo de perforación dentro de lasformaciones permeables. Perforación rotativa (Rotary drilling),s. Un método de perforación en el que seperfora un agujero con una barrenarotativa, a la que se le aplique unafuerza descendente.Perforar (Drill),en la tierra, usualmente para descubriry extraer los fluidos de las formacionesdel subsuelo, tales como el petróleo yel gas.Permeabilidad (Permeability),medición de la facilidad con el que losfluidos puedan fluir a través de unaroca porosa; 2. La conductividad de losfluidos en un medio poroso. 3. Lacapacidad de un fluido de fluir dentrode la red de poros interconectados de unmedio poroso. Peso en la barrena (Weight on bit),

Punto de partida (Kickoff point), s. Laprofundidad en un pozo vertical donde seinicie un agujero desviado o inclinado. Seutiliza en la perforación direccional.

Rr.Registro (Log), s. Una recopilaciónsistemática de datos, tales como un registrodel perforador, registro de lodos, registroeléctrico del pozo, o registro deradiactividad. Se operan muchos registrosdiferentes en los pozos para obtenerdiversas características de las formacionesagujero abajo.Rellenar el agujero (Fill the hole), s.Bombear fluido de perforación por el agujerodel pozo mientras se saca la tubería, paraasegurar que el agujero siga lleno de fluidoaunque la tubería sea retirada.Reventón (Blowout), s. Un flujodescontrolado de gas, petróleo u otro fluidodel pozo hacia el ambiente. Revestimiento (Casing), s. 1. Un tubo deacero introducido en un pozo de petróleo ogas conforme que avance la perforación, paraque no se derrumbe la pared del pozo durantelas operaciones de perforación, para evitarla filtración de fluidos y ofrecer un mediode extraer el petróleo si el pozo resultaproductivo.Roca (Rock), s. Un agregado de variosminerales. Las rocas son clasificadas entres grupos, basadas en su modo u origen:ígnea, metamórfica y sedimentaria.Roca sedimentaria (Sedimentary rock), s.Roca compuesta de minerales transportados asu actual localización por el viento o elagua.

Ss.Sal (Salt), s. Un compuesto que se forma(junto con el agua) por la reacción entre unácido y una base.Saranda vibradora (Shale shaker), s. Unacriba vibratoria que se usa para sacar loscortes del fluido de circulación en lasoperaciones de perforación rotativa.Sarta (String), s. Toda la longitud delrevestimiento, tubería o tubería deperforación que se introduzca en un agujero.Sarta de tubería de perforación (Drill

Sedimentación (Sedimentation) , s. Elproceso del depósito de capas de roca oarena conforme que se asiente el materialen el agua, hielo u otros materiales.Separador de lodo-gas (Mud-gas separator),s. Dispositivo que separa el gas del lodosaliente del pozo cuando éste haya sidocortado con gas, o cuando se estécirculando un brote.Sosa cáustica (Caustic soda), s. Hidróxidode sodio. Se usa para mantener un pHalcalino en el lodo de perforación y enlas fracciones de petróleo. Su fórmulaquímica es NaOH.Subestructura (Substructure), s. Lacimentación sobre la cual reposa la torreo mástil y, por lo regular, el malacate.Contiene espacio para el almacenamiento ypara los equipos de control del pozo.

Tt.Tablero de control remoto del BOP (RemoteBOP control panel), s. Dispositivocolocado en el piso de la plataforma quepueda ser operado por el perforador paradirigir la presión neumática hacia loscilindros accionadores que operan lasválvulas de control en la unidad principalde control del BOP.Tablero del perforador (Drille’s console),s. Un gabinete metálico en el piso de laplataforma que contiene el controlmanipulado por el perforador para operarlos diferentes componentes en laplataforma de perforación.Tensión (Tension), s. La condición de uncable, alambre, tubo o varilla estiradoentre dos puntos.Tubería (Pipe), s. Un cilindro largo yhueco, gen. de acero, a través del que setransportan los fluidos.Tubería vertical (Standpipe), s. Tubovertical que asciende por el costado de latorre o mástil, que une la tubería dedescarga desde la bomba de lodo hasta lamanguera rotativa. A través de la columnase bombea el lodo que se introduce alagujero.

Uu.Unidad de control del preventor, (Blowoutpreventer control panel), s. Un servicioque almacena fluido hidráulico bajopresión, en recipientes especiales, yofrece un medio para abrir y cerrar lospreventores rápida y confiablemente.

Vv.Velocidad anular (Annular velocity), s. Lavelocidad a la que viaja el lodo dentro delespacio anular de un pozo 1.Velocidad de penetración (Rate ofpenetration), s. Medida de la velocidad aque perfora la barrena dentro de lasformaciones; usualmente se expresa en pies(metros) por hora o minutos por pie(metro). Viscosidad (Viscosity), s. Una medición dela resistencia de un líquido al flujo. Laresistencia es producida por la friccióninterna, resultado de los efectoscombinados de la cohesión y la adhesión.

Yy Zz.Yacimiento (Reservoir), s. Un depósito derocas permeables y porosas bajo lasuperficie, en el cual se almacena petróleoy/o gas. La mayoría de las rocas en losyacimientos son calizas, dolomitas,areniscas o una combinación de éstas. Lostres tipos básicos de yacimientos dehidrocarburos son el petróleo, el gas y elcondensado. Zapata flotadora (Float shoe), s. Unasección corta y pesada de acero cilíndricocon fondo redondeado, sujetada al fondo dela cadena de la TR. Integra una válvula deretención y funciona de manera similar alcuello de flotación pero también funcionacomo zapato guía para la TR.Zona de transición (Transition zone), s. 1.El área en el que las presionessubterráneas empiecen a cambiar de lasnormales a las anormalmente altas conformeque se profundice un pozo.


CONCEPTOS BÁSICOS DE FINANZAS A LARGO PLAZO:

ADMINISTRADOR

FINANCIERO

Análisis y planeaciónFinanciera

Empresa

Activo

Circulante

Pasivoa

CortoPlazo

Decisiones financierasA corto plazo

Mercado

Decisiones financierasA largo plazo

Riesgo/Rendimiento

Activo

Fijo

FondosA largoPlazo

Precios de lasAcciones

VALOR TEMPORAL DEL DINERO.

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Iniciemos este ejercicio con la suposición que alguien comienza, a laedad de 25 años, a efectuar ahorros en depósitos efectivos anualesde 2000 dólares en una cuenta de ahorros donde percibe un ínteresanual de 5% , al término de 40 años el cuenta habiente tiene 650 añosde edad, y habrá realizado depósitos totales durante 40 años de80,000.00 dólares. Supongase ahora que durante todo este tiempotranscurrido no se hecho ningún retiro de efectivo. ¿ Cuál será elsaldo de la cuenta de ahorros al término de los 40 años?¿ 150,000.00, 200,000.00 ó 300,000.00 dólares? No. Los 80,000.00dólares ahorrados durante 40 años habrán aumentado a 242,000.00dólares. Porque el valor temporal del dinero permitió que los fondosahorrados anualmente percibieran intereses compuestos al cabo de 40años.

Los administradores financieros se valen de los conceptos de valortemporal del dinero al tomar decisiones de largo plazo, ya que loscostos y los beneficios se conocerán después de un periodo de años,los conceptos claves del valor temporal son: EL VALOR FUTURO Y ELVALOR PRESENTE.

Las técnicas de valor futuro se emplean para determinar el costofuturo de las inversiones presentes; las técnicas de valor presentese emplean para calcular el costo presente de beneficios futuros. Quese esperan resulten de ciertas decisiones. Los métodos de valortemporal se utilizan para calcular los pagos necesarios a fin deacumular una suma determinada en el futuro.

VALOR FUTURO.- Es el valor de una cantidad o suma presente respecto auna fecha futura que se calcula aplicando el interés compuesto sobreun periodo específico.

Ejemplo: Calcular el valor futuro de $ 100.00 más el 8% de interésanual al término de 2 años y cinco años. Si no se hace ningún retirode intereses o de capital.

Solución:A los dos años interés más capital : 100*(1+0.08)2 = $ 116.64

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A los cinco años interés más capital: 100*(1+0.08)5 = $ 146.93

De lo anterior se puede deducir lo siguiente:

VP = Valor PresenteVF = Valor Futuro

VF = VP( 1 + i )n

VP = VF / ( 1 + i)n

FORMULAS DE LOS FACTORES DE INTERES___________________________________________________________________________________

VALOR FUTURO DE UNA CANTIDAD ÚNICA:

FVIF = ( 1 + i )n

VALOR FUTURO DE UNA ANUALIDAD ORDINARIA:

FIVFAk,n = Ʃn t= 1 ( 1 + i )t-1

VALOR PRESENTE DE UNA CANTIDAD UNICA:

FIVPk,n = 1 / ( 1 + i )n

VALOR PRESENTE DE UNA ANUALIDAD:

FIVPAk,n = Ʃn t= 1 (1) / ( 1 + i )t

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7 INTRODUCCION GENERAL-1