REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTALPOLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL

MAESTRÍA PERFORACIÓN PETROLERA

PROFESOR: REALIZADO POR:ING. GREGORIO MORET

ANACO, JUNIO DE 2012.

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CONTENIDO

INTRODUCCIÓN.............................................................................................................1

Principales componentes de un Ensamblaje de Fondo...................................................2

Broca............................................................................................................................ 2

Drill Collar (Botellas).....................................................................................................2

Non-Magnetic Drill collar (Botellas Antimagnéticas).....................................................2

Float sub (Intercambiador de diámetro de rosca).........................................................2

Bit sub (Porta Broca).....................................................................................................2

Float Valve (Válvula Flotadora).....................................................................................3

Heavyweight Drill Pipe (Tubería de Perforación de pared gruesa)...............................3

Stabilizer (Estabilizador)...............................................................................................3

Orienting Sub (Herramienta de Orientación)................................................................3

Bent Housing................................................................................................................3

Hydraulic Jar (Martillo Hidráulico).................................................................................4

Positive Displacement Motor, PDM (Motor de Desplazamiento Positivo).....................4

Measurement While Drilling, MWD (Medición durante la perforación).........................4

Funcionamiento de un Ensamblaje Convencional...........................................................4

Tipos de Ensamblaje Convencional para direccionar pozos............................................6

Componentes y Funcionamiento de un Ensamblaje Rotatorio........................................7

Diseño de Revestidores...................................................................................................8

Tubería conductora.......................................................................................................9

Tubería superficial......................................................................................................10

Tubería intermedia......................................................................................................10

Tubería de producción................................................................................................10

Colgadores de producción (Liners).............................................................................10

Selección de las tuberías de revestimiento................................................................12

Completación de Pozos Horizontales............................................................................13

Esfuerzos de la tubería de revestimiento durante la bajada, cementación y posterior a la cementación...................................................................................................................15

Efecto de choque........................................................................................................15

Efecto de cambio en la presión interna.......................................................................16

Efecto de cambio en la presión externa......................................................................16

Efectos térmicos.........................................................................................................16

Efecto de flexión.........................................................................................................17

Estabilidad de la tubería.............................................................................................17

Pandeo de las tuberías...............................................................................................18

CONCLUSIONES..........................................................................................................19

BIBLIOGRAFIA..............................................................................................................20

INTRODUCCIÓN

Durante la perforación de pozos direccionales de petróleo uno de los componentes más importantes, cuyo desempeño ayudará al cumplimiento de los objetivos propuestos en el tiempo señalado, es el ensamblaje de fondo.

El tiempo de perforación es un elemento clave en el desarrollo de un campo, su optimización es el objetivo al momento de seleccionar el ensamblaje de fondo. Una optimización del tiempo de perforación representa menos gasto por cada día del uso del taladro y ayuda a perforar futuros pozos de forma más segura. El desempeño del ensamblaje de fondo varía con respecto a las características de las formaciones que se encuentra atravesando, así como de la geometría del pozo y provee importante información para la selección del mismo en futuros pozos a perforar.

En la actualidad existen dos tipos de ensamblajes que son mayormente utilizados en la perforación de pozos direccionales de petróleo, estos son: Ensamblaje con motor de fondo y ensamblaje direccionable rotatorio. Si bien el primero tiene un bajo costo relativo al segundo, tiene limitantes en la tasa de perforación y en parámetros de calibración del hoyo que pueden añadir un costo adicional al proceso de perforación. En cambio, el ensamblaje direccionable rotatorio presenta mayores ventajas en la calibración del hoyo a medida que se perfora, pero esto representa un valor agregado al costo de la perforación. Es por ello la importancia de hacer una comparación técnica entre los pozos perforados con ambos sistemas y hacer un análisis costo-beneficio para determinar el ensamblaje más adecuado que represente menor tiempo de perforación a un menor costo para la Compañía.

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Principales componentes de un Ensamblaje de Fondo.

Un Ensamblaje de Fondo compuesto por un motor de lodo para direccionar pozos de petróleo puede contener una gran cantidad de componentes que cumplen una función específica o muchas funciones al mismo tiempo.

Los componentes utilizados en la perforación de pozos se describen a continuación:

Broca.- Es el primer componente de cualquier ensamblaje y su función es cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación. Existen dos tipos fundamentales de broca, de acuerdo al funcionamiento de sus cortadores: Las broca tricónica que aplasta, comprime y deforma la roca; y la broca PDC que remueve la cara de la roca por medio de cortes.

Drill Collar (Botellas).- Los dril collar son tubos de acero pesado y rígido, usados al fondo del ensamblaje de fondo para dar peso sobre la broca, además de rigidez. Hay drill collars lisos y espirales. En perforación direccional comúnmente se usa el espiral ya que, reduce el área de contacto en un 40% con una reducción de peso en un 4%, reduciendo la pegadura diferencial. Algunas veces se usan dril collars cortos (5’, 10’, 15’) en el diseño de ensamblajes de fondo.

Non-Magnetic Drill collar (Botellas Antimagnéticas).- Son generalmente lisos y fabricados de acero inoxidable, de alta calidad y resistentes a la corrosión. Los instrumentos de medición magnéticos corridos en el hoyo son ubicados en esta herramienta para medir el campo magnético de la tierra sin interferencia magnética. Existe, así mismo, drill collar no magnéticos cortos que pueden ser ubicados entre el motor y la herramienta de medición magnética para contrarrestar la interferencia magnética proveniente de abajo; también son usados en pozos horizontales.

Float sub (Intercambiador de diámetro de rosca).- Es un intercambiador de diámetro de rosca de una caja y pin, frecuentemente se ubica sobre el motor. En un BHA rotatorio convencional, la válvula flotadora es insertada sobre el bit sub (en el caso de un BHA de péndulo) o cerca de los estabilizadores y la broca.

Bit sub (Porta Broca).- Es un tubo caja-caja que va arriba de la broca cuando no se usa un estabilizador cerca de la broca, y sirve como conexión entre la broca y el drill collar. Algunas veces es usado para colocar la válvula flotadora.

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Float Valve (Válvula Flotadora).- Es una válvula check colocado ya sea en el float sub o en el bit sub, y sirve para detener el regreso del fluido evitando daño en el instrumento de medición, MWD. Puede ir ubicado ya sea arriba (cuando el pulser es negativo) o debajo (cuando el pulser es positivo) del instrumento de medición.

Heavyweight Drill Pipe (Tubería de Perforación de pared gruesa).- Es una sarta de perforación de peso intermedio con dimensiones similares a la tubería de perforación. El OD del tubo es protegido del desgaste por abrasión por un protector de desgaste en el centro. Los HWDP son menos rígidos que los DC y tienen menos contacto en las paredes, lo que permite alcanzar altas tasas de perforación con un torque reducido. Esta característica ha hecho que el diseño actual de BHA minimice el uso de DC y aumente el uso de HWDP para compensar el peso sobre la broca.

Stabilizer (Estabilizador).- Son una parte indispensable de casi todos los diseños de BHA. Los estabilizadores que van arriba de la broca tienen conexión caja-caja, y permite la aceptación de la válvula flotadora. Los estabilizadores de la sarta tienen conexión pin-caja. La mayoría de los estabilizadores tienen un espiral en sentido de la mano derecha; para un mejor control direccional es recomendado estabilizadores que cubran los 360º de la pared. Los estabilizadores son usados para control de desviación del pozo, reducir el riesgo de pegadura diferencial y permite rimar cuando ocurre doglegs (pata de perro) y keyseats (ojo de llave). Existen muchos diseños de estabilizadores para muchas aplicaciones, pero el más utilizado es el Estabilizador con aletas integrales (Integral Blade Estabilizer), que son hechos de una sola pieza de material entre el cuerpo y las aletas; los bordes son hechos de manera que ayudan a reducir el daño en las paredes y provee una mayor área de contacto en formaciones suaves; estos estabilizadores tienen normalmente insertos de carburo de tungsteno en las aletas (recomendado en formaciones abrasivas), y pueden tener tres o cuatro aletas.

Orienting Sub (Herramienta de Orientación).- Es comúnmente llamada herramienta UBHO (Universal Bottom Hole Orientation – Orientación Universal del fondo del pozo). Es una herramienta recta y tiene una configuración pin-caja compatible con el bent housing, y/o los NMDCs. En esta herramienta se coloca el Gyro, que sirve para medir inclinación y dirección cuando existe interferencia magnética alrededor del pozo.

Bent Housing.- Parte del ensamblaje de fondo, cuya finalidad es la de forzar a la broca a seguir un cierto arco de curvatura. El bent housing es parte del motor. La caja del motor no es recta y tiene un cierto ángulo, que generalmente es de 1.5° (aunque actualmente los ángulos son ajustables); a mayores ángulos, dificulta la

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rotación acortando la vida del motor. En teoría, este tipo de herramienta de desviación, junto a una buena selección de BHA y de broca permite perforar una sección completa de punto de casing a punto de casing, reduciendo costos de taladro debido a menos viajes y/o altos ROP.

Hydraulic Jar (Martillo Hidráulico).- Son diseñados para desarrollar un impacto ya sea hacia arriba o hacia abajo. Los martillos son usados en pozos desviados y así la sarta puede ser martillada libremente en caso de pozo obstruido o pega de tubería. Los martillos pueden ser mecánicos, hidráulicos o ambos.

Positive Displacement Motor, PDM (Motor de Desplazamiento Positivo).- Estos motores están disponibles en diámetros que van desde 2” a más de 9”, y tienen un rango de velocidad que va desde unos 100rpm a más de 800rpm; la velocidad requerida en una operación está entre 150 y 300rpm. La versatilidad de estos motores se ajusta de manera excelente en operaciones de pozos verticales y direccionales, incrementando las ratas de penetración (ROP), reduce posibles daños al casing (vibración de la broca) y esfuerzos de rotación.

Measurement While Drilling, MWD (Medición durante la perforación).- Es una herramienta de control direccional por medio de un complejo sistema de telemetría pozo abajo, que permite continuamente conocer el lugar exacto de la trayectoria del pozo en cuanto a su inclinación y dirección. Existen básicamente dos clases de herramientas MWD, la que únicamente es direccional con la cual se mide la inclinación, la dirección, y la orientación de la cara de la herramienta; y otra que al acondicionarle algunos sensores se convierte en LWD (Logging While Drilling – Registro durante la perforación). Los datos son obtenidos a través del fluido de perforación y no por cable como en los registros convencionales.

Funcionamiento de un Ensamblaje Convencional.

Para direccionar el pozo, el ensamblaje se clasifica en dos movimientos: Rotando, donde el direccionamiento del pozo depende de los elementos componentes del ensamblaje y su posición; y Deslizando, donde el direccionamiento del pozo depende del motor de lodo.

Deslizando.- Las partes principales del PDM son: válvula dump, rotor, estator, junta universal, sub rotatorio y cojinetes de empuje radial. La válvula dump es usada para bypasear el fluido mientras este fluye dentro y fuera del pozo. Cuando la circulación empieza, el fluido fuerza al pistón hacia abajo, por ello cierra el puerto y direcciona el

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fluido al estator. Debido a la excentricidad del rotor en el estator, el fluido circulado imparte torque al rotor causando que el rotor gire y pase el fluido de cámara a cámara. La rotación desde el estator es transmitida a la broca por una junta universal a un sub rotatorio al cual la broca está conectada. Cojinetes de empuje radial son usados para soportar las cargas axiales y normales sobre la broca y el sub rotatorio. Un cojinete de empuje superior protege contra las cargas hidráulicas cuando la broca está fuera del fondo y cuando hay circulación. El caucho del estator debe tener suficiente resistencia para proporcionar un efectivo sello hidráulico alrededor del rotor mientras permite al rotor girar libremente. Excesivas caídas de presión a través de cada etapa del motor acelera el desgaste del estator. Este problema es reducido con motores multilóbulos debido a que la velocidad rotacional y caída de presión por etapas es menor. Sin embargo, los torques operativos más altos de estos motores tienden a hacer que los componentes del tren de transmisión sea un enlace débil en el sistema. El PDM más común es el rotor con un lóbulo o diente (nr=1) y el estator tiene dos lóbulos o dientes (nst=2). Un aspecto clave del diseño de los PDM es que el estator siempre tiene un lóbulo más que el rotor, además forma una serie de cavidades de fluido progresivo conforme el rotor gira. Este funcionamiento del motor de lodo se realiza sin rotar la sarta, la broca perfora siendo rotada únicamente por el motor direccionando el pozo a una tasa de inclinación y dirección que depende del ángulo ya programado del bent housing. Cuando se desliza, el diámetro del hoyo está en calibre con el diámetro de la broca.

Rotando.- Existen tres tipos de ensamblajes para direccionar pozos mientras se rota, estos son:

Ensamblaje para caída de ángulo (péndulo): Este ensamblaje actúa como un péndulo para crear y controlar la fuerza lateral negativa. Esto se logra retirando el estabilizador ubicado arriba de la broca y añadiendo un drill collar más, haciéndolo más flexible al BHA. El estabilizador superior, correctamente ubicado, mantiene al drill collar de fondo alejado del lado inferior del hoyo. Fuerzas gravitacionales actúan en el drill collar de fondo y la broca, causando la pérdida de ángulo del hoyo.

Ensamblaje para construir ángulo (fulcrum o pivote): Este ensamblaje usa un pivote para crear y controlar la fuerza lateral positiva. Mientras más cercano esté el punto de pivote hacia la broca, más alta es la fuerza lateral para un tamaño de drill collar dado. El pivote usa un estabilizador insertado en la sarta justo arriba de la broca; con la broca rotando en el fondo, suficiente peso es aplicado para causar que el fondo de los drill collar se incline. En hoyos con más de cinco grados de inclinación, la inclinación es hacia el lado inferior del hoyo; causando que la broca empuje con fuerza hacia el tope del hoyo resultando en una construcción de ángulo a medida que se perfora.

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Ensamblaje para mantener ángulo (ajustado): Son diseñados para minimizar la fuerza lateral y disminuir la carga axial. La tasa de cambio de ángulo es pequeña comparada con los dos anteriores. Esto significa que este ensamblaje ha limitado la influencia en el desempeño de la broca excepto para condiciones secundarias como torque y arrastre, y la habilidad para obtener el peso sobre la broca en el fondo del pozo. .

A medida que se rota, el diámetro del hoyo es mayor que el de la broca, existe una distancia entre el eje central de la broca y el eje de la sarta, dicha distancia se denomina ¨desplazamiento de la broca (bit displacement)¨. Este diámetro mayor del hoyo, ayuda a tener menos obstrucciones del hoyo reduciendo el rimado del mismo y minimizando el tiempo empleado en los viajes.

Tipos de Ensamblaje Convencional para direccionar pozos.

La perforación de un pozo se lo desarrolla en varias etapas; para cada una de estas etapas se usa un ensamblaje de fondo correspondiente. El diseño de estos ensamblajes depende del tipo de pozo, de la tasa de construcción de ángulo a generarse, tipos de formaciones a perforar, etc.

El BHA es la porción de la sarta de perforación que afecta la trayectoria de la broca. Pueden ser simples o compuestos y causan una fuerza lateral que construye, pierde o mantiene ángulo y gira a la izquierda o a la derecha. Los estabilizadores juegan un papel muy importante en la selección del ensamblaje de fondo. La cantidad de los mismos y su ubicación permitirán una tendencia a crear, mantener o hacer caer el ángulo de un pozo mientras se rota.

Conjunto Liso.- Es el más simple tipo de BHA (broca, drill collars y drill pipe). Mientras mayor sea el ángulo, mayor será la fuerza de péndulo. Si se aplica una carga sobre la broca, se introduce una fuerza positiva, el punto de tangencia se mueve cerca de la broca reduciendo la fuerza de péndulo, y en algunos casos llegando a una condición de fuerza lateral neta de cero; es por ello que para conseguir una condición balanceada se debe aumentar el peso sobre la broca, aunque esto no podría ser posible. Debido a la falta de control de desviación del pozo, llevando a resultados impredecibles, este tipo de BHA no es usado en pozos desviados.

BHA con un estabilizador.- La presencia de un estabilizador en el BHA ayuda fácilmente a controlar el punto de tangencia. Si el estabilizador esta muy alejado de la

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broca, no tendrá ningún efecto en ella; pero si es movido cerca de la broca, el punto de tangencia cambia. El drill collar o drill collars entre la broca y el estabilizador se dobla cuando se aplica un cierto peso a la broca. Hay un punto de ubicación del estabilizador donde se alcanza la máxima fuerza negativa o pendular; si se mueve el estabilizador más cerca de la broca se reduce la fuerza pendular hasta llegar a un punto donde dicha fuerza es cero. Si se mueve el estabilizador aún más cerca de la broca comienza a aparecer una fuerza positiva; si se aplica peso a la broca, el drill collar arriba del estabilizador comienza a doblarse y el estabilizador fuerza la broca hacia el lado superior del hoyo, provocando un efecto pivote; incrementos de peso en la broca incrementa la tasa de construcción de ángulo. Este tipo de ensamblaje es muy poco usado debido al poco control sobre la desviación del pozo que se llega a tener.

BHA con dos estabilizadores.- Consta de un estabilizador cerca de la broca (3’-6’ desde la broca al estabilizador) y un segundo estabilizador a una cierta distancia arriba del primero; la distancia de la broca al primer y segundo estabilizador, más un cierto peso sobre la broca, determina el punto de tangencia. Si la tangencia ocurre entre la broca y el primer estabilizador, se produce una fuerza negativa; este valor de fuerza negativa es mayor en un BHA con dos estabilizadores que aquel con un estabilizador. Si el punto de tangencia ocurre entre el primer y segundo estabilizador, se produce una fuerza positiva; esta fuerza positiva incrementa con el incremento del peso en la broca, produciéndose más altas tasas de construcción de ángulo.

En ocasiones, un tercer estabilizador es incluido en el ensamblaje, también se puede dar el caso de ensamblajes con uno o dos estabilizadores de bajo calibre.

Componentes y Funcionamiento de un Ensamblaje Rotatorio.

La introducción de la tecnología rotativa direccional eliminó varias de las desventajas de los métodos de perforación direccional previos. Debido a que un sistema rotativo direccional perfora direccionalmente con rotación continua desde la superficie, no existe la necesidad de deslizar la herramienta, a diferencia de las perforaciones realizadas con motor de fondo.

Las principales ventajas de este sistema respecto al convencional son las siguientes:

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Se tiene mejor transferencia de peso a la broca, lo que aumenta la velocidad de penetración.

Mejora la limpieza del pozo porque mantiene en mayor movimiento el fluido y los recortes de perforación, permitiendo que fluyan fuera del pozo en vez de acumularse formando un colchón de recortes, lo cual puede llevar a un aprisionamiento mecánico.

Reduce el riesgo por pegadura diferencial ya que la columna de perforación se mantiene en continuo movimiento.

Mejora el control direccional en tres dimensiones.

Mejora la colección de datos con los registros eléctricos debido a una mejor calidad del pozo, reduce el riesgo en las bajadas de revestimiento al no tener microquiebres (microdoglegs) asociados.

Esta amplia variedad de ventajas ha convertido a los sistemas rotativos direccionales en una parte esencial de muchos programas de perforación.

Diseño de Revestidores

El objetivo de un diseño, es el de seleccionar una tubería de revestimiento con un cierto grado, peso y junta, la cual sea la más económica, y que además resista sin falla, las fuerzas a las que estará sujeta.

Las funciones de las tuberías de revestimiento son:

Evitar derrumbes y concavidades.

Prevenir la contaminación de los acuíferos.

Confinar la producción del intervalo seleccionado.

Dar un soporte para la instalación del equipo de control superficial. Facilitar la instalación del equipo de terminación, así como los sistemas artificiales

de producción.

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Las tuberías de revestimiento representan alrededor del 18% del costo total del pozo. De aquí la importancia de optimizar los diseños a fin de seleccionar las menos costosas, que garanticen la integridad del pozo durante la perforación y terminación del mismo.

Al ser colocadas dentro de un pozo, la tubería de revestimiento esta sujeta a tres fuerzas significantes durante las operaciones de perforación, terminación, reparación o vida productiva del pozo, por lo que en su selección deben soportar las siguientes cargas:

Presión externa (colapso)

Presión interna (estallido)

Carga axial y longitudinal (tensión y compresión)

En general, las tuberías de revestimiento se pueden clasificar en conductora, superficial, intermedia y de producción.

Tubería conductora

Es la primera que se cementa o hinca al iniciar la perforación del pozo. La profundidad de asentamiento varía de 20 a 250m. Su objetivo principal es establecer un medio de circulación y control del fluido de perforación que retorna del pozo hacia el equipo de eliminación de sólidos y las presas de tratamiento. Permite continuar perforando hasta alcanzar la profundidad para sentar la tubería de revestimiento superficial. Algunas veces en la Tubería Conductora se instala un diverter o un desviador de flujo a fin de poder manejar flujos de agua salada o gas superficial, enviándolos hacia fuera de la localización.

El diámetro seleccionado de la tubería a emplear, dependerá en gran parte de la profundidad total programada del pozo.

Tubería superficial

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La introducción de esta tubería tiene por objeto instalar conexiones superficiales de control y al mismo tiempo proteger el hoyo abierto, aislando así flujos de agua y zonas de pérdida de lodo cercanas a la superficie del terreno.

Como por ejemplo tenemos que para diferentes zonas de trabajo, actualmente se emplean tuberías superficiales de 20” para pozos exploratorios o pozos de desarrollo que son perforados a profundidades mayores de 4500m. estas tuberías se introducen a profundidades que varían entre 500 y 1000m, cabe aclarar que los diámetros se seleccionan de acuerdo a la profundidad total del pozo.

Tubería intermedia

Estas tuberías se introducen con la finalidad de aislar zonas que contengan presiones normales de formación, flujos de agua, derrumbes y perdidas de circulación: en si se utiliza como protección del hoyo abierto, para tratar, en la mayoría de los casos, de incrementar la densidad de los fluidos de perforación y controlar las zonas de alta presión.

Dependiendo de la profundidad del pozo o de los problemas que se encuentren durante la perforación, será necesario colocar una o más sartas de tuberías de revestimiento intermedia, que aislaran la zona problema.

Tubería de producción

Estas tuberías tienen como meta primordial aislar el yacimiento de fluidos indeseables en la formación productora y de otras zonas del hoyo, también para la instalación de empacaduras de producción y accesorios utilizados en la completación del mismo. En el diseño de esta tubería se deberá tener especial atención, considerando todos los elementos que intervienen en su programación.

Colgadores de producción (Liners)

Constituyen una instalación especial que evita utilizar una sarta de la superficie al fondo del pozo; la longitud de esta tubería permite cubrir el hoyo descubierto, quedando una parte traslapada dentro de la ultima tubería que puede variar de 50 a 150m, y en ocasiones se emplea una longitud mayor, dependiendo del objetivo de su introducción.Razones para su utilización:

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Control del pozo. El liner permite aislar zonas de alta o baja presión y terminar o continuar la perforación con fluidos de alta o baja densidad.

Economía de tubería de revestimiento. Se pueden efectuar pruebas de producción de horizontes cercanos a la zapata de la ultima tubería de revestimiento, a un costo muy bajo, debido a la pequeña cantidad de tubería usada, no comparable con una tubería llevada hasta la superficie.

Rápida instalación. Las tuberías de revestimiento cortas pueden colocarse en el intervalo deseado mucho más rápido que las normales, ya que una vez conectada la cantidad requerida, esta es introducida con la tubería de perforación.

Ayuda a corregir el desgaste de la ultima tubería de revestimiento cementada. Al continuar la perforación existe la posibilidad de desgastar la tubería de revestimiento. Esto se puede corregir mediante una extensión o complemento de una tubería corta.

Evita volúmenes muy grandes de cemento. Debido a que las tuberías cortas no son cementadas hasta la superficie.

Esquema de revestimiento de un pozo petroleroSelección de las tuberías de revestimiento

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La selección de grados y pesos, se deberá apegar a los requerimientos de las cargas resultantes de los cálculos efectuados con los parámetros de pozo (profundidad, valores de densidad del fluido de perforación y de los fluidos de la formación, etc.). Estos resultados se pueden graficar y la configuración de los valores predominantes definirán que el diseño se inicie por presión interna, externa o colapso. A continuación se muestran algunos casos especiales que deben ser tomados en cuenta para la selección de las tuberías:

Perforación en zonas de alta presión con densidades de fluidos de perforación hasta de 2.28 gr/cm3, (tuberías resistentes al alto colapso)

Presencia de domos salinos. (Tuberías para alto colapso)

Presencia de gases amargos (H2S) y gases dulces (CO2); (tuberías resistentes a la corrosión)

Perforación de pozos direccionales

Conexiones con sello metal-metal (Premium)

De acuerdo con la selección escogida y con base en las características definidas por los parámetros del pozo, se seleccionaran las secciones necesarias que satisfagan el diseño. Este deberá actualizarse y lo obtenido definirá la modificación del peso y grado de la sección de tubería en caso de ser necesario.

Después de que los pesos, grados y longitudes de las secciones se determinaron satisfaciendo los requisitos de presiones interior y exterior, se procede a calcular la resistencia a la tensión, tanto para la junta (unión o cople) como en el cuerpo del tubo.

Los esfuerzos obtenidos se relacionaran con las especificaciones teóricas. El valor resultante de dicha relación será el factor de seguridad, mismo que se compara con el factor de diseño propuesto. Este procedimiento deberá realizarse a lo largo de toda la columna de tubería. Si los resultados obtenidos satisfacen las condiciones de diseño, entonces se habrá dado el primer paso de diseño y selección de la tubería.

Posteriormente, se verifica el trabajo conjunto de esfuerzos que actúan en la tubería y cuyo comportamiento se obtiene aplicando la ecuación de una elipse, la cual aporta una solución gráfica. Esta gráfica denota las áreas biaxiales de trabajo tensión-presión, tensión-colapso, compresión-presión interior y compresión-colapso.

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Consideraciones para el diseño de tuberías de revestimiento

Completación de Pozos Horizontales

Los tipos de completación clásica del pozo vertical, representan la evolución de la tecnología petrolera desde los comienzos de la industria, 1859, hasta hoy. El éxito de la opción para completar y producir económica y eficientemente el pozo depende de los conocimientos que se tengan de la geología del subsuelo; de los detalles del programa general de perforación; de las evaluaciones petrofísicas y comerciales de los intervalos petrolíferos delineados y del plan de seguimiento del comportamiento de la producción de hidrocarburos con fines de lograr la más larga vida comercial posible de los yacimientos. En resumen, se espera extraer el mayor volumen de hidrocarburos correspondiente al área de drenaje de cada pozo. Precisamente, en la década de los

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setenta, en la industria surgió la idea del pozo horizontal para extraer el mayor volumen de los hidrocarburos in situ del área de drenaje de cada pozo y por ende de todo el yacimiento.

 Los adelantos en las aplicaciones y tecnología de la completación de pozos horizontales han sido espectaculares. Prácticamente, en todas las áreas petrolíferas del mundo se perfora hoy un gran número de pozos horizontales. Sin embargo, por razones operacionales, el pozo horizontal definitivamente no sustituye al pozo vertical. Cada tipo tiene sus méritos, según las características geológicas del yacimiento, las características de las formaciones y las propiedades de los hidrocarburos in situ. De los estudios y experimentos de laboratorio, conjuntamente con experiencias derivadas de los trabajos de campo, se ha logrado en los últimos diez años un desarrollo rápido de herramientas y tecnología que incluyen los siguientes procedimientos:

Cementación de la tubería de revestimiento y de producción en el hoyo horizontal, entre cuyos aspectos destacan: la longitud de la tubería, que a veces puede ser muy larga; centralización de la tubería; características del fluido de perforación y de la mezcla diluida de cemento; diámetro y horizontalidad del hoyo, de manera de evitar escurrimiento del cemento y dejar ciertos tramos de la parte superior de la tubería sin el recubrimiento y protección requerido para esa parte “superior” del hoyo.

Tomar secciones sísmicas utilizando equipo de superficie y el de fondo desplazándolo a lo largo del hoyo horizontal para hacer correlaciones lo más exactas posibles.

Hacer perfiles del hoyo horizontal mediante las técnicas de “Medición Mientras se Perfora” (MMSP y su equivalente en ingles LWD).

Utilizar tubería enrollada para correr ciertos perfiles.

Aplicaciones de fluidos de perforación y de completación, apropiadamente dosificados para aumentar la capacidad y eficiencia de penetración de la barrena, disminución de la turbulencia del flujo del fluido, mantenimiento de sólidos en suspensión, y reducción importante del filtrado hacia la formación.

Mantenimiento de la trayectoria del hoyo en la formación de pequeño espesor y de contacto crítico petróleo/agua, donde la columna petrolífera es muy corta.

Fracturamiento y empaque con grava.

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Completación en hoyo desnudo o con tubería ranurada. Utilización de obturadores inflables. Aislamiento y taponamiento de tramos indeseables por flujo de gas o agua.

Mediante modelos y ejercicios de simulacro con las características y datos de los yacimientos, determinar y comparar el comportamiento de pozos verticales y horizontales para decidir lo más apropiado.

Realización de pruebas especiales de producción de pozos para verificar volumen de petróleo, relación gas/petróleo/agua, comportamiento de la presión del pozo, índices de productividad y otros factores.

Esfuerzos de la tubería de revestimiento durante la bajada, cementación y posterior a la cementación

Durante las operaciones de perforación, las tuberías empleadas se someten a esfuerzos como son el pandeo, cambios en la presión interna, efectos térmicos, etc; los cuales pueden incidir negativamente, ocasionando que los costos y tiempos de operación se incrementen más de lo planeado. Por lo anterior, se describen brevemente algunos de ellos.

Efecto de choque

Durante la introducción de una sarta pueden desarrollarse cargas significativas de choque, si la bajada se suspende súbitamente. El esfuerzo axial resultante de cambios de velocidad repentina es similar al golpe causado por el agua en un tubo cuando la válvula se cierra repentinamente, ocasionando lo que comúnmente se llama golpe de ariete.

Normalmente, las cargas de choque no son severas en cambios moderados de velocidad en la bajada del revestidor.

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Efecto de cambio en la presión interna

Los cambios de presión interna pueden causar cargas importantes adicionales. Estos pueden ocurrir durante y después que la sarta se ha cementado y asentado en el cabezal del pozo.

Durante las operaciones de cementación, la sarta está expuesta a cambios de presión interna debido a la presión hidrostática de la lechada de cemento y la presión del desplazamiento. Esto no crea únicamente esfuerzo tangencial en la pared del tubo, el cual tiende al estallido, sino también incrementa el esfuerzo axial. Mientras la tendencia al estallido es reconocida y mantenida dentro de los limites, la carga axial algunas veces no se toma en cuenta. Esto puede tener consecuencias graves, especialmente si el cemento ha comenzado a fraguar al terminar el desplazamiento.

Efecto de cambio en la presión externa

Las condiciones de carga por presión externa se basan en la densidad del lodo en el exterior de la tubería de revestimiento durante las operaciones de cementación; algunas veces cuando la presión externa es mayor que la causada por el lodo se encuentran otras condiciones. Comúnmente, esto ocurre cuando la tubería se coloca frente a secciones de formaciones plásticas (domos salinos), eventualmente la sal transmitirá a la sarta la carga vertical de sobrecarga.

También puede resultar un esfuerzo axial del cambio de presión externa después de la terminación del pozo. Un ejemplo común del cambio en presión externa se origina por la degradación del lodo en el exterior de la tubería de revestimiento.

Un incremento en la presión externa causa un decremento en el esfuerzo tangencial tensional (es decir, un incremento compresivo tangencial). Esto significa que el diámetro de la tubería de revestimiento disminuye, la longitud se incrementa y un incremento en la presión interna puede causar que la tubería se colapse.

Efectos térmicos

Anteriormente, en el diseño de las tuberías de revestimiento no se consideraba el esfuerzo axial por cambios de temperatura después de que la tubería es cementada y colgada en el cabezal. Los cambios de temperatura encontrados durante la vida del pozo generalmente deben desecharse. Cuando la variación de temperatura no es mínima, debe considerarse el esfuerzo axial resultante en el diseño de la tubería y en el

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procedimiento de colgado. Algunos ejemplos de pozos en los cuales se encontrarán grandes variaciones de temperatura son:

Pozos de inyección de vapor.

Pozos geotérmicos.

Pozos en lugares fríos.

Pozos costafuera.

Áreas con gradientes geotérmicos anormales.

Efecto de flexión

En el diseño de la tubería de revestimiento debe considerarse el efecto de la curvatura del pozo y el ángulo de desviación vertical sobre el esfuerzo axial en la tubería y cople. Cuando la tubería es forzada a doblarse, la tensión en el lado convexo de la curva puede incrementarse.

Por otro lado, en secciones de agujero relativamente rectas con un ángulo de desviación vertical significativo, el esfuerzo axial provocado por el peso del tubo se reduce. El incremento de fricción entre el tubo y la pared del pozo también afecta significativamente al esfuerzo axial. En la práctica del diseño común se considera al efecto perjudicial por la flexión del tubo y el efecto favorable por la desviación del ángulo vertical no se considera. La fricción de la pared del pozo, es favorable para el movimiento de la tubería hacia abajo y desfavorable para el movimiento hacia arriba, generalmente se compensa por adición de un mínimo de fuerza de jalón en la tensión axial.

Estabilidad de la tubería

Si la presión solo actúa en las paredes interiores y no en el extremo inferior de un tubo, tiende a ladearlo o pandearlo; si la presión actúa únicamente sobre la pared exterior y no en el extremo inferior tiende a prevenir la flexión. Cuando el tubo se cementa la presión puede causar flexión, lo cual puede prevenirse ajustando la carga axial en el tubo, así, será igual o excederá la carga de estabilidad.

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Cuando una sarta de tubería es suspendida verticalmente, pero no cementada, la carga axial en el punto más bajo es exactamente igual a la carga de estabilidad y la sarta es estable en este punto. Los puntos de arriba serán más estables ya que la carga axial es mayor debido al peso de la sarta y excederá a la carga de estabilidad en esos puntos.

Aunque la sarta es estable al tiempo de instalación, puede convertirse en inestable debido a los cambios de presión y temperatura resultantes de operaciones posteriores. Los cambios en las cargas de estabilidad y axial ocurren a causa de dichos cambios y es posible que una carga axial llegue a ser menor que la carga de estabilidad, con lo cual la estabilidad se pierde.

Pandeo de las tuberías

Las condiciones críticas de pozos como son: profundidad, alta presión y alta temperatura, requieren de un análisis y diseño seguro de las sartas de tuberías, tanto de revestimiento como de producción, ya que tales pozos son frecuentemente diseñados al llamado factor de diseño límite.

El pandeo helicoidal es un parámetro importante en un análisis de diseño. Este fenómeno inicialmente fue investigado por Lubinski, primero por la derivación del conocimiento de la relación hélice/fuerza del pozo. Posteriormente se uso extensivamente por otros investigadores.

La suposición fundamental para la ecuación de Lubinski es correcta para un tubo de diámetro interior uniforme sin peso (ligero), tubo concéntrico redondo; aunque todos los tubos tienen peso, pero este es mínimo comparado con la fuerza externa aplicada; sin embargo, la longitud total de la sarta en un pozo puede ser muy grande por lo que este peso no puede descartarse sobre todo en pozos donde se requieren tubos de gran espesor.

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CONCLUSIONES

La selección de un buen ensamblaje garantiza la disminución de los costos y tiempos de perforación de un pozo petrolero, aumento el margen de ganancia para la corporación.

Los estabilizadores mantienen el BHA concéntrico en el pozo reduciendo de esta manera el pandeo y la flexión. Sin embargo los estabilizadores podrían incrementar la torsión y arrastre.

Los factores principales que deben estar presentes en el diseño de una sarta de tubería de perforación son: resistencia al colapso y ruptura, esfuerzos de tensión, torsión, resistencia contra el aplastamiento, fatiga en ambientes corrosivos, fricción abrasiva, vibración a velocidades rotarias criticas, entre otros.

Un pandeo excesivo puede generar pegas de la tubería en el hoyo.

Existen dos fases de diseño de tubería de revestimiento, la primera se lleva a cabo durante el diseño preliminar del pozo e involucra la selección del esquema de la tubería de revestimiento y la segunda durante el diseño detallado del pozo e incluye la determinación de las cargas a las cuales estará expuesta la tubería de revestimiento durante la vida del pozo.

Para la completación de pozos horizontales se debe conocer con detalles las formaciones a perforar con la finalidad de determinar los esfuerzos a los cuales estará sometida durante la producción del pozo.

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BIBLIOGRAFIA

Procedimiento de operación de ingeniería petrolera, Gerencia de Desarrollo de Campos, Mexico/1988.

Ing. Miguel Ángel Benítez Hernández. Diseño de tuberías de revestimiento, Pemex Perforación y Mantenimiento de Pozos.

Romero, G. 2006. Seguimiento de actividades operacionales del pozo multilateral PB-764 con junta nivel 3 en el lago de Maracaibo (Schlumberger-Proyecto IPM). Tesis de grado publicada. Universidad Central de Venezuela. Carcas, Venezuela.

Manual de Tecnología de Perforación. Schlumberger Drilling School.

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