Tesis Perforacion de Pozos de Gas Aplicando Terminacion Tubinless

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ARIA, 2010

S LESS

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a Dios el haber guiado mis pasos hasta este gran momento.

A mi Alma Mater Universidad Nacional Autnoma de Mxico y en especial a la Facultad de

Ingeniera por proporcionarme a travs de sus profesores las herramientas para afrontar los retos de la vida y al mismo tiempo que me enorgullece profundamente el pertenecer a ella.

A mi Madre Juana Ortega Ramos que ha sido mi gua y mi ejemplo a seguir, adems de

ser quien siempre ha estado a mi lado y me da el aliento necesario para salir adelante. Lo Logramos Mam!

A mi Padre Mateo Velzquez Lpez que me dio el ejemplo de luchar incansablemente

hasta conseguir lo que se desea.

A mi Esposa Marisela Gil Amayo por apoyarme cada da, por brindarme tu

comprensin y cario, pero sobre todo por ser partcipe de este nuevo ciclo que ahora comienza.

A mis Pequeos Diana Citlalli y Juan Antonio, que son una bendicin de Dios y me hacen

ver la vida de una manera hermosa, motivndome siempre a conseguir el xito.

A mis Amigos Alberto H. Rosales R., Germn Escobedo R., Nnin Mendoza R., Carlos

Valds, Arturo Rodrguez P., Cesar Vargas D., Omar Rubio N., Carlos Cruz M., Arcadio Bahena H., Rogelio lvarez R., Humberto Correa, Carlos Mora, Rubn Rodrguez T., Manuel Villalobos, Omar Lpez y a todos aquellos con los que hemos compartido grandes momentos.

A mis Sinodales Ing. Jos Agustn Velasco Esquivel, Ing. Manuel Villamar Vigueras, Ing.

Alejandro Corts Corts, Ing. Israel Castro Herrera, Ing. Leonardo Cruz Espinoza, por el valioso tiempo dedicado a la revisin de este trabajo.

La mayor victoria es el vencerse as mismo Pedro Caldern de la Barca

NDICE

PERFORACIN DE POZOS DE GAS APLICANDO TERMINACIN TUBINGLESS.

i

PERFORACIN DE POZOS DE GAS APLICANDO TERMINACIN TUBINGLESS

CONTENIDO

PGINA

RESUMEN LISTA DE FIGURAS LISTA DE TABLAS INTRODUCCIN

I II

IV

1

CAPTULO I YACIMIENTOS Y POZOS DE GAS

2

1.1 Definiciones. 1.2 Formacin del gas. 1.3 Propiedades y caractersticas del gas. 1.4 Descripcin de los yacimientos de gas.

1.4.1 Yacimientos de gas seco. 1.4.2 Yacimientos de gas hmedo. 1.4.3 Yacimientos de gas y condensados.

1.5 Descripcin de la Cuenca de Burgos.

1.6 Perforacin de Pozos Esbeltos en la Cuenca de Burgos.

1.7 Consideraciones para la Perforacin de Pozos Esbeltos.

1.7.1 Consideraciones Hidrulicas. 1.7.2 Requerimientos de Equipo. 1.7.3 Requerimientos para la Deteccin de Brotes. 1.7.4 Efectos con la Sarta de Perforacin. 1.7.5 Excentricidad de la Sarta de Trabajo. 1.7.6 Pesca.

2 3 4 5 5 5 5 8

10

11 11 12 12 12 13 13

NDICE


ii

CAPTULO II TERMINACIN TUBINGLESS

14

2.1 Definicin de Terminacin Tubingless. 2.2 Antecedentes de la Terminacin en Pozos de Gas.

2.3 Diseo de la Terminacin Tubingless.

2.3.1 Clculo de Geopresiones. 2.3.1.1 Determinar la Presin de Sobrecarga. 2.3.1.2 Definir el Intervalo de Lutitas Limpias. 2.3.1.3 Determinar la Presin de Poro. 2.3.1.4 Determinar la Presin de Fractura.

2.3.2 Calibrar las Predicciones de Presin de Poro y Presin de Fractura.

2.3.3 Consideraciones para el Diseo de la Tubera de Explotacin (Tubingless). 2.3.3.1 Factores de Diseo. 2.3.3.2 Esfuerzos Considerados en el Diseo de la

Terminacin Tubingless. 2.3.3.2.1 Diseo por Presin Interna. 2.3.3.2.2 Diseo por Presin de Colapso. 2.3.3.2.3 Diseo por Tensin. 2.3.3.2.4 Modelo Biaxial. 2.3.3.2.5 Modelo Triaxial.

2.3.3.3 Consideraciones por Cambios de Longitud de la Tubera.

2.3.3.3.1 Efecto Pistn. 2.3.3.3.2 Efecto de Aglobamiento Ballooning. 2.3.3.3.3 Efecto de Pandeo Buckling. 2.3.3.3.4 Efecto de la Temperatura.

2.3.3.4 Otras Consideraciones.

2.4 Conexiones y Accesorios Utilizados en la Terminacin Tubingless. 2.4.1 Tipos de Conexiones o Juntas.

2.4.1.1 Diferencias entre Roscas API y Premium. 2.4.1.2 8 Hilos Rosca Redonda (8HRR). 2.4.1.3 Rosca Tipo BUTRESS (BCN). 2.4.1.4 HD-533.

2.4.2 Equipo de Flotacin. 2.4.3 Tapones de Desplazamiento. 2.4.4 Centradores.

15

15

16 16 16 17 18 23 24

26 27

27 29 32 34 38 39

42 42 42 43 44 44

49 49 50 51 53 56 57 58 59

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iii

CAPTULO III

CASO PRCTICO: PERFORACIN Y TERMINACIN TUBINGLESS DE UN POZO VERTICAL DE GAS

60

3.1 Secuencia Operativa.

3.2 Gradientes de Presin.

3.3 Proceso de Perforacin. 3.3.1 Perforacin de la Primera Etapa.

3.3.1.1 Aparejo de Fondo. 3.3.1.2 Fluido de Perforacin. 3.3.1.3 Sacar Barrena a Superficie. 3.3.1.4 Tubera de Revestimiento, 9 5/8. 3.3.1.5 Cementacin TR 9 5/8.

3.3.1.5.1 Aditivos Empleados. 3.3.1.5.2 Secuencia Operativa.

3.3.1.6 Limpieza de Contrapozo. 3.3.1.7 Corte y Biselado de la Tubera de

Revestimiento 9 5/8. 3.3.1.8 Conjunto Superficial de Control. 3.3.1.9 Instalacin del Buje de Desgaste.

3.3.2 Perforacin de la Segunda Etapa. 3.3.2.1 Aparejo de Fondo. 3.3.2.2 Fluido de Perforacin. 3.3.2.3 Viaje Corto. 3.3.2.4 Sacar Barrena a Superficie. 3.3.2.5 Toma de Registros Geofsicos. 3.3.2.6 Tubera de Revestimiento 7. 3.3.2.7 Cementacin de TR 7.

3.3.2.7.1 Aditivos Empleados. 3.3.2.7.2 Secuencia Operativa.

3.3.3 Perforacin de la Tercera Etapa. 3.3.3.1 Aparejo de Fondo. 3.3.3.2 Fluido de Perforacin. 3.3.3.3 Viaje Corto. 3.3.3.4 Sacar Barrena a Superficie. 3.3.3.5 Toma de Registros Geofsicos. 3.3.3.6 Tubera de Explotacin, Tubingless 3 .

3.3.3.6.1 Preparativos para la Introduccin de Tubera.

3.3.3.6.2 Proceso de Introduccin de Tubera. 3.3.3.7 Consideraciones Previas a la Cementacin. 3.3.3.8 Cementacin de Tubera de Produccin 3 .

3.3.3.8.1 Secuencia Operativa. 3.3.3.9 Instalacin del Medio rbol de Vlvulas.

61

66

67 67 67 68 69 69 70 71 72 72

73 73 74 74 76 77 77 77 78 78 79 80 81 82 83 84 85 85 86 86

88 88 89 89 90 91

NDICE


iv

3.3 Estado Mecnico Final.

3.4 Ventaja Potencial el Perforar con Tubera de Produccin. 3.4.1 Ventajas Mecnicas. 3.4.2 Ventajas Hidrulicas. 3.4.3 Ventajas Sobre el Torque y Arrastre. 3.4.4 Ventajas Sobre la Falla por Fatiga. 3.4.5 Ventajas Operativas. 3.4.6 Consideraciones de Costos.

93

94 94 96 99

100 100 101

CONCLUSIONES Consideraciones para Aplicar la Tcnica Tubingless, Ventajas y Desventajas

Ventaja del Uso de la Tubera de Produccin como Sarta de Trabajo

103

NOMENCLATURA 105 ANEXOS

A Clculo de la Tensin Mxima de la Sarta. 107 B Clculo del Volumen de Cemento para Cada Etapa 109 C Equipo de Perforacin Utilizado 111 D Frmulas Prcticas de Perforacin 112

BIBLIOGRAFA 115


I

RESUMEN

El paulatino aumento de la demanda a nivel mundial de los recursos energticos, sobre todo del gas natural por su bajo impacto al medio ambiente, as como el incremento en la dificultad para explotar los yacimientos, han llevado al Ingeniero Petrolero a disear e implantar nuevas tcnicas que ayuden a maximizar la factibilidad tcnica y econmica en la explotacin de dichos yacimientos. Este trabajo tiene por objeto describir la secuencia operativa de la perforacin de un pozo vertical empleando la tcnica de terminacin denominada Tubingless (sin aparejo de produccin), la cual tiene como caracterstica principal que al terminar la ltima etapa del pozo se introduce y cementa la tubera de produccin por donde finalmente se explota los distintos yacimientos, as como proponer el uso de la tubera de produccin como sarta de trabajo para optimizar su perforacin. Para ello este trabajo se desglosa de la siguiente manera:

En el Primer Captulo Yacimientos y Pozos de Gas, se proporciona una breve descripcin de la Cuenca de Burgos, ya que es aqu donde se ha desarrollado este tipo de pozos y en donde se ha utilizado de manera exitosa tanto la tcnica de Terminacin Tubingless as como la Perforacin con Tubera de Produccin en un esfuerzo para optimizar los recursos dentro de la explotacin de los yacimientos de gas, adems en este mismo captulo se establecen las consideraciones para la perforacin de pozos con geometra esbelta o de dimetro reducido. En el Segundo Captulo Terminacin Tubingless se proporciona un antecedente histrico de la terminacin de pozos de gas en Mxico y se describen las consideraciones para el diseo de este tipo de terminacin, as como los accesorios utilizados en la tubera de revestimiento para las distintas etapas. Finalmente en el Tercer Captulo Caso Prctico: Perforacin y Terminacin Tubingless de un Pozo Vertical de Gas se hace una descripcin detallada de la secuencia operativa y de las actividades de mayor relevancia dentro del proceso de perforacin de un pozo el cual pertenece al campo Arcabuz-Culebra y posteriormente se analiza y propone el uso de la tubera de produccin 3 , 9.3 Lbs/ft, N-80 con conexin Premium HD-533 como sarta de trabajo para optimizar dicho proceso con base en las ventajas mecnicas, hidrulicas, de torque y aspectos operativos sobre una sarta convencional.


II

N LISTA DE FIGURAS Pgina

1-1 Arreglo Molecular de los Principales Componentes del Gas. 4 1-2 Representacin Comparativa Entre Gas Hmedo y Gas Seco 5 1-3 Diagrama de una Envolvente de Fases. 6 1-8 Ubicacin Geogrfica de la Cuenca de Burgos 8 1-9 Distribucin de los Campos en la Cuenca de Burgos 8

1-10 Seccin Esquemtica Transversal de la Cuenca de Burgos 9 1-11 Seccin Transversal Tipo de la Cuenca de Burgos 9 2-1 Esquemas de Terminacin Tubingless 16 2-2 Relacin de la Profundidad con la Densidad de Formacin 16 2-3 Lnea Base de Lutitas 17 2-4 Seleccin de puntos de Lutitas 18 2-5 Unin de Puntos de Lutitas 18 2-6 Tendencia Real vs Tendencia Normal 19 2-7 Correlacin de H&J para Tiempo de Transito de Lutitas 19 2-8 Correlacin de H&J para Resistividad de Lutitas 19 2-9 Tendencia Real vs Tendencia Normal 20

2-10 Grfica de Profundidad vs Exponente dcmod. 22 2-11 Calibracin de la Presin de Poro 24 2-12 Prueba de Goteo (LOT) 25 2-13 Calibracin de la Presin de Fractura 26 2-14 Esfuerzos que Actan en la Tubera 28 2-15 Carga por Presin Interna Relativa a la Posicin de los Fluidos 29 2-16 Lnea de Carga Mxima por Presin Interna 30 2-17 Lnea de Carga por Presin Interna Resultante 31 2-18 Lnea de diseo por Presin Interna 31 2-19 Diseo por Presin Interna 32 2-20 Lnea de Carga Mxima de Colapso 32 2-21 Lnea de Carga Resultante por Colapso 33 2-22 Lnea de Diseo por Presin de Colapso 33 2-23 Diseo por Presin de Colapso 34 2-24 Tensin Aplicada Sobre un Tubo 34 2-25 Diagrama de Fuerzas 35 2-26 Lnea de Carga por Tensin 36 2-27 Lnea de Diseo por Tensin 37 2-28 Diseo por Tensin 37 2-29 Comparacin de Esfuerzos Uniaxiales y Triaxiales 42 2-30 Relacin Presin vs. Concentracin H2S. 48 2-31 Clasificacin de Acuerdo al Maquinado de los Extremos de la Tubera 50 2-32 Conexin 8HRR 51


III

2-33 Hilos de la Conexin 8HRR 51 2-34 Apriete de la Conexin 8HRR 52 2-35 Acoplamiento de la Conexin 8HRR 53 2-36 Acoplamiento de la Conexin BCN 53 2-37 Dimensiones de la Conexin BCN 54 2-38 Pin Conexin BCN 54 2-39 Ubicacin del Tringulo 54 2-40 Aplicacin de Grasa 55 2-41 Apriete Geomtrico 55 2-42 Acoplamiento de la Tubera 55 2-43 Conexin HD-533 56 2-44 Equipo de Flotacin 57 2-45 Tipos de Zapatas 58 2-46 Cople Diferencial 58 2-47 Tapones de Desplazamiento 58 3-1 Grfica de Geopresiones 66 3-2 Grfica de Von Mises para la TR 9 5/8 70 3-3 Seccin A y B del Cabezal 73 3-4 Conjunto de Preventores 73 3-5 Grfica de Von Mises para la TR de 7 79 3-6 Seccin del Registro Snico 86 3-7 Grfica de Von Mises para la TP 3 87 3-8 Vlvula Tipo H con Pescante 91

3-9 Izquierda: Conjunto de Preventores; Derecha: Seccin B con Anillo BX-158 y Colgador 92

3-10 Izquierda: Tensiona y Coloca Empaque Sello al Colgador; Derecha: Regresa Colgador a Nido en Cabezal 92

3-11 Cabezal Preparado para la Instalacin del Medio rbol de Vlvulas 92 3-12 Instalando Medio rbol de Vlvulas 93 3-13 Estado Mecnico del Pozo 93

3-14 Terminacin Convencional y Tubingless 102


IV

N LISTA DE TABLAS Pgina1-1 Propiedades de los Principales Componentes del Gas 4 1-2 Principales Caractersticas de los Yacimientos 7 2-1 Factores de Diseo 27 2-2 Comportamiento de los Esfuerzos en la Tubera 38 2-3 Seleccin de Tubera de Acuerdo al Ambiente Corrosivo. 48 3-1 Secuencia Operativa 61 3-2 Caracterstica de la Barrena 12 67 3-3 Sarta de Perforacin para la Primera Etapa 68 3-4 Caractersticas del Lodo Base Agua 68 3-5 Desplazamiento de la Sarta en la Primera Etapa 69 3-6 Caractersticas de la Tubera de Revestimiento 9 5/8 69 3-7 Distribucin de la TR 9 5/8 70 3-8 Caractersticas del Bache Espaciador 70 3-9 Caractersticas del Cemento, Cdula de Bombeo y Posicin Final de los Baches 71

3-10 Presiones de Prueba del C. S. C. 74 3-11 Caractersticas de la Barrena 8 75 3-12 Sarta de Perforacin para la Segunda Etapa 76 3-13 Caractersticas del Lodo de Emulsin Inversa 77 3-14 Desplazamiento de la Sarta en la Segunda Etapa 78 3-15 Caracterstica de la Tubera de Revestimiento de 7 78 3-16 Distribucin de la Tubera de Revestimiento de 7 78 3-17 Caractersticas del Bache Espaciador y Posicin Final de los Baches 79 3-18 Caractersticas del Cemento y Cdula de Bombeo 80 3-19 Caractersticas de la Barrena 6 1/8 82 3-20 Sarta de Perforacin de la Tercera Etapa 84 3-21 Caractersticas del Lodo de Emulsin Inversa en la Tercera Etapa 85 3-22 Desplazamiento de la Sarta en la Tercera Etapa 85 3-23 Caractersticas de la Tubera de Produccin 3 86 3-24 Distribucin de la Tubera de produccin 3 87

3-25 Caractersticas del Bache Espaciador, Cemento, Cdula de Bombeo y Posicin Final de Cada Bache. 90

3-26 Caractersticas de las Tuberas de Perforacin 94 3-27 Comparativo de Sartas de Trabajo de la Segunda Etapa 95 3-28 Comparativo de Sartas de Trabajo de la Tercera Etapa 96 3-29 Comparativo de la Hidrulica para la Segunda Etapa 97 3-30 Comparativo de la Hidrulica para la Tercera Etapa 98 3-31 Ventajas Operativas en el Uso de la Tubera de Produccin como Sarta de Trabajo 100 3-32 Cantidad de Fluido de Perforacin Requerido para Cada Diseo 101 3-33 Cantidad de Cemento Requerido para Cada Diseo 102 3-34 Longitud de Tubera Requerida para Cada Etapa 102

NTRODUCCIN


1

INTRODUCCIN

La evolucin de la tecnologa ha llevado al desarrollo e implantacin de nuevas tcnicas en el rea de perforacin y terminacin de pozos, reduciendo costos y maximizando utilidades, tal es el caso de la Terminacin Sin Aparejo de Produccin o mejor conocida como Terminacin Tubingless, la cual es empleada en Mxico para la explotacin de yacimientos de gas en la Cuenca de Burgos.

Cabe hacer notar que un pozo con Terminacin Tubingless puede ser

utilizado como pozo de explotacin, pozo observador o pozo inyector de acuerdo con las necesidades, sin embargo en este trabajo slo se referir su uso para la explotacin de yacimientos de gas. Adems en aos recientes se ha desarrollado la tcnica de perforacin con tubera recalcada tipo tubing, mejor conocida como Drill Pipe Ligero, eliminando con ello el uso de la tubera de perforacin convencional y dando muy buenos resultados en la perforacin de pozos esbeltos.

La Terminacin Tubingless puede describirse a grandes rasgos de la siguiente manera: una vez perforada la ltima etapa se introduce y cementa la tubera de produccin la cual tambin hace la funcin de tubera de revestimiento, efectundose todas las operaciones de terminacin y reparacin de pozos slo con el rbol de vlvulas instalado, adems como el dimetro interior de la tubera es menor que el dimetro del rbol de vlvulas permite que todas las herramientas que bajan al pozo sean realizadas con equipos mviles, conocido tambin como intervenciones a pozo sin equipo, de tal manera que de un rbol de vlvulas convencional de 13 3/8 x 9 5/8 x 7 x 2 7/8, en un pozo de gas con terminacin tubingless se simplifican las conexiones utilizando un rbol de vlvulas 9 5/8 x 7 x 3 . Este trabajo tiene dos objetivos primordiales, por un lado describir la secuencia operativa para la perforacin de un pozo vertical productor de gas aplicando la Terminacin Tubingless, estableciendo tanto las ventajas como las desventajas de este tipo de pozos.

Por otro lado para el caso prctico del captulo tres se propone el uso de la Tubera de Produccin 3 , 9.3 Lbs/ft como sarta de trabajo para la perforacin del pozo, con base en las ventajas mecnicas, hidrulicas, torque, arrastre y operativos sobre la sarta convencional 4 y 3 , siendo estos finalmente los puntos de mejora en la perforacin de este pozo y con ello maximizar la rentabilidad del proyecto.

PERFORACIN DE POZOS DE GAS APLICANDO TERMINACIN TUBINGLESS 2

CAPTULO I

YACIMIENTOS Y POZOS DE GAS



CAPTULO I

YACIMIENTOS Y POZOS DE GAS 1.1 DEFINICIONES Un yacimiento lo podemos definir como una trampa geolgica que contiene hidrocarburos y se comporta como un sistema intercomunicado hidrulicamente. Los hidrocarburos ocupan los poros o huecos de la roca y estn a alta presin y temperatura debido a la profundidad a la que se encuentran, adems la permeabilidad es suficiente para permitir el libre flujo de los fluidos a travs del medio poroso1. Los hidrocarburos estn compuestos de una compleja combinacin de tomos de carbono e hidrgeno, cuya propiedad depende del nmero y de la posicin de los tomos de carbono e hidrgeno en las molculas. Los hidrocarburos que tienen 4 tomos de carbono suelen ser gases; si comprenden ms de 5 son generalmente lquidos. Adems de lo anterior contienen compuestos de azufre, nitrgeno y oxgeno, junto con trazas de metales como el nquel y el vanadio. En lo que a gas se refiere, es un compuesto no txico, incoloro e inodoro, constituido principalmente por metano y en proporciones menores etano, propano, butano y pentano. Su composicin qumica, no obstante, vara sensiblemente segn su procedencia, ya que acostumbra ir acompaado de otras molculas o elementos como el cido sulfhdrico (H2S), el dixido de carbono (CO2), el nitrgeno (N2), estos ltimos considerados como impurezas.

El gas natural se considera como uno de los combustibles fsiles ms limpios y respetuosos con el medio ambiente. Su ventaja comparativa en materia ambiental, reside en el hecho de que las emisiones de dixido de azufre son nfimas y que los niveles de xido nitroso y de dixido de carbono son menores. Una mayor utilizacin de esta fuente de energa permitira particularmente limitar los impactos negativos sobre el medio ambiente tales como: la lluvia cida, el deterioro de la capa de ozono o los gases con efecto invernadero. 1.2 FORMACIN DE GAS La teora ms ampliamente aceptada sobre la formacin del gas es que se genera cuando la materia orgnica se comprime bajo la tierra a alta presin y durante un periodo muy largo, cuanto mayor sea la profundidad bajo la corteza terrestre, ms alta ser la temperatura. A temperaturas bajas, se produce ms lquido con relacin al gas. Sin embargo, con temperaturas ms altas se crea ms gas con respecto al lquido. 1 Rodrguez Nieto, Rafael,: Notas de Ingeniera de Yacimientos, UNAM, 2005.



1.3 PROPIEDADES Y CARACTERSTICAS DEL GAS

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos ligeros compuesto principalmente de metano, etano, propano, butano y pentano. Otros componentes tales como el CO2, el helio, el sulfuro de hidrgeno y el nitrgeno se encuentran como impurezas en el gas natural. La composicin del gas nunca es constante, sin embargo, se puede decir que su componente principal es el metano (90%). Posee una estructura de hidrocarburo simple, compuesto por un tomo de carbono y cuatro tomos de hidrgeno (CH4). El metano es altamente flamable, se quema de forma fcil, casi totalmente y emitiendo muy poca contaminacin. El gas natural no es corrosivo ni txico, su temperatura de combustin es elevada y posee un estrecho intervalo de flamabilidad, lo que hace que sea un combustible fsil seguro en comparacin con otras fuentes de energa. Adems, por su densidad relativa aproximada a 0.60 gr/cc, inferior a la del aire (1,00 gr/cc), tiene la tendencia a elevarse y puede migrar fcilmente del sitio por cualquier grieta a las partes ms altas. En la figura 1-1 se muestra el arreglo molecular de los principales componentes del gas natural, as como en la Tabla 1-1 se proporciona las propiedades de stos y de los componentes considerados como impurezas.

FIGURA 1-1. Arreglo Molecular de los Principales TABLA 1-1. Propiedades de los Principales Componentes del Gas. Componentes del Gas.

La densidad relativa del gas es la relacin del peso molecular del gas comparada con la del aire. El peso molecular del aire es 28.97 (79% nitrgeno y 21% oxgeno), entonces:

=

28.97 =

28.97 (1.1) Donde PMi, es el peso molecular de cada uno de los componentes de la mezcla, yi es la fraccin del componente dentro de la mezcla, adems la densidad relativa es adimensional. La densidad est definida como la masa de un objeto relacionada al volumen que ocupa:

= = (1.2)

Pesos Moleculares y Propiedades Crticas de los Componentes Puros del Gas NaturalComponente Composicin

Qumica Smbol

o Peso

Molecular, Lbs-mol

Presin Crtica,

psi

Temperatura Crtica,

F Metano CH4 C1 16.04 673 344Etano C2H6 C2 30.07 709 550Propano C3H8 C3 44.09 618 666Iso-Butano C4H10 i-C4 58.12 530 733n-Butano C4H10 n-C4 58.12 551 766Iso-Pentano C5H12 i-C5 72.15 482 830n-Pentano C5H12 n-C5 72.15 485 847n-Hexano C6H14 n-C6 86.17 434 915n-Heptano C7H16 n-C7 100.2 397 973n-Octano C8H18 n-C8 114.2 361 1024Nitrgeno N2 N2 28.02 492 227Bixido de Carbono CO2 CO2 44.01 1072 548 cido Sulfhdrico H2S H2S 34.08 1306 673



1.4 DESCRIPCIN DE LOS YACIMIENTOS DE GAS 1.4.1 YACIMIENTO DE GAS SECO Estos yacimientos contienen principalmente metano, con muy pequeas cantidades de etano, propano y ms pesados. Durante la explotacin del yacimiento no se entra a la regin de dos fases por lo que siempre se encuentra en estado gaseoso, tanto a condiciones de yacimiento como a las de superficie. Tericamente, los yacimientos de gas seco no producen lquido en la superficie, sin embargo, la diferencia de un gas seco a un gas hmedo es arbitraria, como se observa en la figura 1-2 y generalmente un sistema de hidrocarburos que se produzca con relacin gas-aceite mayor a 20,000 m3/m3 se considera gas seco. Por otra parte en un diagrama de fase, el punto crtico se encuentra a la izquierda de la Cricondenbara y la temperatura del yacimiento es mayor a la Cricondenterma.

FIGURA 1-2. Representacin Comparativa Entre

Gas Hmedo y Gas Seco. 1.4.2 YACIMIENTO DE GAS HMEDO En un diagrama de fase correspondiente a un yacimiento de gas hmedo puede observarse que la temperatura del yacimiento es mayor que la Cricondenterma de la mezcla, por tal razn nunca se tendr dos fases en el yacimiento, sino nicamente fase gaseosa. Cuando estos fluidos son llevados a la superficie entran a la regin de dos fases, generado relaciones gas-aceite que varan entre 10,000 a 20,000 m3/m3 (56.1 a 112.2 MPC/BL), el lquido recuperado tiende a ser transparente con densidad menor a 0.75 gr/cm3. En el diagrama de fase el punto crtico se encuentra a la izquierda de la Cricondenbara y la temperatura del yacimiento es mayor a la Cricondenterma2. 1.4.3 YACIMIENTO DE GAS Y CONDENSADO Este tipo de yacimiento se presenta cuando la temperatura de ste cae entre la temperatura crtica y la Cricondenterma de la mezcla de hidrocarburos. El punto crtico

2 Mendez, L., T. y Teyssier, S, J.;Caracterizacin de Fluidos de Yacimientos Petroleros, IMP, Vol. XI, N 4, Octubre 1979



generalmente cae a la izquierda de la Cricondenbara y las lneas de calidad se cargan predominantemente hacia la lnea de puntos de burbuja. Si la presin del yacimiento es superior a la presin de roco de la mezcla, los fluidos se encuentran inicialmente en estado gaseoso. Los fluidos que entran al pozo, en su camino hasta el tanque de almacenamiento, sufren una fuerte reduccin tanto en temperatura como en presin, penetran rpidamente en la regin de dos fases para llegar a la superficie con relaciones gas-aceite que varan entre los 1,000 y 10,000 m3/m3, variando el contenido de licuables en el gas segn las condiciones y el nmero de etapas de separacin. El lquido recuperado tiene densidades que van desde 0.75 y 0.8 gr/cm3. Cuando en el yacimiento se produce una reduccin isotrmica de la presin y se cruza la presin de roco, se entra a la regin de dos fases, ocurriendo la llamada condensacin retrgrada de las fracciones pesadas e intermedias, que se depositan como lquido en los poros de la roca; los hidrocarburos as depositados no logran fluir hacia los pozos ya que raramente se alcanza la saturacin crtica de lquido. El efecto daino de permitir la condensacin retrgrada es el depsito de las fracciones intermedias y ms pesadas de la mezcla reduciendo la permeabilidad del medio.

FIGURA 1-3. Diagrama de una Envolvente de Fases.

El trmino condensacin retrgrada es usado cuando durante una reduccin isotrmica de la presin ocurre una condensacin y no la vaporizacin que comnmente existe bajo este efecto, la diferencia ms notable entre un lquido y un gas es la densidad, la cual a su vez est ligada a la distancia que separa las molculas. Si las molculas estn muy distanciadas, como suele ocurrir en el estado gaseoso, la densidad es baja, las molculas se acercan entre s por dos razones:

A baja temperatura la agitacin trmica no logra contrarrestar las fuerzas de atraccin entre molculas (Fuerzas de Van der Waals) y se produce la condensacin normal, que es la formacin de lquidos por enfriamiento.

A altas presiones entregando alta energa al sistema para obligar a las molculas a permanecer en contacto pese a la agitacin trmica.



De este modo tanto en los lquidos como en los gases a alta presin, las densidades son altas. Por lo tanto, el fenmeno de condensacin retrgrada se manifiesta en:

La condensacin de lquido durante la expansin a temperatura constante de

un gas (donde el fenmeno normal es la condensacin durante la compresin del gas).

La condensacin de lquido durante el calentamiento a presin constante de un gas (donde el fenmeno normal es la condensacin durante el enfriamiento del gas)

Cabe sealar que cuando se presenta este fenmeno dentro del yacimiento, los

condensados quedan retenidos en el medio poroso en tanto no alcance su saturacin crtica y por lo tanto el gas producido se empobrece en cuanto a componentes intermedios y pesados. En general el fenmeno de condensacin retrgrada ser ms evidente en:

Yacimientos con baja temperatura. Yacimientos con presiones de abandono altas. Yacimientos en los que su composicin cambie fuertemente. A continuacin se resumen las caractersticas de los distintos yacimientos:

DIAGRAMA DE FASES

TEMPERATURA

PUNTO CRTICO

ESTADO EN EL YACIMIENTO

CURVAS DE CALIDAD

SINGULARIDADES

PRODUCCIN EN SUPERFICIE

COMPOSICIN MEZCLA

ORIGINAL

RGA (m/m)

DENSIDAD LIQ. API

COLOR LQUIDO

Ty < Tc

P.C. A LA DERECHA

DE LA CRICONDENBARA

SI P > Pb @ Ty YAC.

BAJOSATURADO (1 FASE)

SI P < Pb @ Ty YAC.

SATURADO (2 FASES)

MUY PEGADA A LINEA

DE PUNTOS DE ROCIO

DENTRO REGIN 2 FASES

< 200

< 35

OBSCURO

Ty < Tc

P.C. CERCANO A LA

CRICONDENBARA

SI P > Pb @ Ty YAC.


SI P < Pb @ Ty YAC.

SATURADO (2 FASES)

MAS SEPARADAS DE LA

LINEA DE PUNTOS DE

ROCIO


(C7+) DE 11.0 A 30.5 %

200 - 1000

35 - 45

LIGERAMENTE OBSCURO

Tc < Ty < CRICONDENTERMA

P.C. AL IZQ. DE LA

CRICONDENBARA

SI P > Pr @ Ty YAC.


SI P < Pr @ Ty YAC.

SATURADO (2 FASES)

TIENDEN A PEGARSE A

LA LINEA DE PUNTOS

DE BURBUJA.

FENOMENOS RETROGRADOS


500 - 15000

41 - 57

LIGERAMENTE COLOREADO

Ty > CRICONDENTERMA

P.C. A LA IZQ. DE LA

CRICONDENBARA

Py NUNCA ENTRA A LA

REGIN DE 2 FASES,

EN EL YAC. SIEMPRE

EST EN EDO. GASEOSO

MAS PEGADAS A LINEA

DE PUNTOS DE BURBUJA


PEQUEAS CANTIDADES

DE INTERMEDIOS

10000 - 20000

45 - 57

CASI TRANSPARENTE

Ty > CRICONDENTERMA

P.C. A LA IZQ. DE LA

CRICONDENBARA

Py NUNCA ENTRA A LA

REGIN DE 2 FASES,

EN EL YAC. SIEMPRE

EST EN EDO. GASEOSO

CASI PEGADAS A LINEA

DE PUNTOS DE BURBUJA

FUERA REGIN 2 FASES

CASI PUROS COMPONEN-

TES LIGEROS

> 20000

> 57

TRANSPARENTE

T

PC

Cyi

Pc

Pi

Tc TyTs

BPs

100 %10 %

5%2.5 %

0 %

T

P

PC

Cyi

Pc

Pi

Tc TyTs

BPs

10 %5 %

0 %

100 %

T

P

PCA'

A

PcPb

Pi

Tc TyTs

BPs

100 %

50 %

40 %10 %

0 %T

P

PC

A

A'Pc

PsB

100 %75 %

50 %25 %

0 %

Pi

TcTyTs

Pb

T

P

PCA'

A

PcPb

Pi

TcTyTs

BPs

100 %

75 %50 %

25 %0 %

GAS SECOGAS HMEDOGAS Y CONDENSADO(ACEITE NEGRO)

BAJO ENCOGIMIENTO

(ACEITE VOLTIL)

ALTO ENCOGIMIENTOCARACTERSTICAS

YACIMIENTOS DE ACEITE Y GAS DISUELTO YACIMIENTOS DE GASTIPO

(C7+) > 30.5 % (C7+) < 11.0 %

TABLA 1-2. Principales Caractersticas de los Yacimientos.

P.C. VALOR INF. Y A LA IZQ. DE LA CRICONDENBARA





1.7 DESCRIPCIN DE LA CUENCA DE BURGOS

La exploracin en la Cuenca de Burgos data de 1942, dando inicio a la produccin en 1945 con el descubrimiento y desarrollo del campo Misin, desde entonces se han descubierto 227 campos de los cuales 194 estn activos actualmente. Cubre una superficie de 50 mil kilmetros cuadrados, El rea cuenta con posibilidades de mayor extensin, lo que permitira alcanzar los 110 mil kilmetros cuadrados, si se consideran adems de Burgos las cuencas geolgicas de Sabinas y Piedras Negras.

Estudios geolgicos realizados por Petrleos Mexicanos indican que los campos de la Cuenca de Burgos podran contener hasta 515,000 millones de m3, actualmente la cuenca produce aproximadamente 29 millones de m3/d (1000 MMpcd). 3

FIGURA 1-8. Ubicacin Geogrfica de la Cuenca de Burgos.

FIGURA 1-9. Distribucin de Campos en la Cuenca de Burgos.

3 Sosa Cern, Andrs,: Construccin de Pozos y Desarrollo de Campos Petroleros en Mxico, Oilfield Review, 2004



En la Cuenca de Burgos se encuentran estratos correspondientes al Mesozoico Superior y del Terciario, geolgicamente las formaciones de areniscas Cook Mountain, Queen City, Vicksburg, Wilcox, Midway y Lobo resultan productivos.

FIGURA 1-10. Seccin Esquemtica Transversal de la Cuenca de Burgos.

Los yacimientos en estos sedimentos siliclsticos de baja permeabilidad son

pequeos y se encuentran organizados en pequeos compartimientos a causa de la presencia de fallas normales (Figura 1-11). Cada compartimiento debe ser considerado por separado con diferentes propiedades petrofsicas adems de las propiedades que varan con respecto a la profundidad. En esta compleja geologa, las formaciones con problemas de prdida de circulacin y alta presin plantean serios desafos a los perforadores. La mayor parte de los pozos son perforados hasta alcanzar profundidades de 2000 a 3000 m, y posteriormente son fracturados hidrulicamente, su ndice de productividad inicial es alta sin embargo declinan rpidamente.

FIGURA 1-11. Seccin Transversal Tipo de la Cuenca de Burgos.

La regin se ha individualizado de las reas circundantes por su distinta evolucin, caracterizada por dos sucesos mayores: una es la acumulacin de una potente secuencia sedimentaria, relacionada con el desarrollo de sistemas deltaicos y turbidticos; el otro es una manifestacin de una deformacin extensiva definida primordialmente por numerosas fallas normales.



1.6 PERFORACIN DE POZOS ESBELTOS EN LA CUENCA DE BURGOS Esta tcnica se ha aplicado en la parte central y occidental de la Cuenca de Burgos en pozos someros de gas con profundidades totales menores a los 2500 m y en campos de desarrollo, atravesando principalmente las formaciones Jackson, Yegua, Weches, Queen City, Recklaw y Wilcox del Eoceno, pertenecientes al Terciario y constituidas por secuencias alternadas de lutitas y areniscas. PRIMERA ETAPA: es perforada con barrena tricnica o PDC de 12 , fluido de perforacin base agua de 1.10 gr/cc hasta una profundidad de 150 300 m, donde se introduce una tubera de revestimiento de 9 5/8; en esta etapa se utiliza un aparejo de fondo tipo pndulo estabilizado y tubera pesada (H.W.). ETAPA INTERMEDIA: se perfora con barrena PDC de 8 1/2, 5 aletas con cortadores de 19 mm, y se utiliza un fluido de perforacin base aceite con un rango de densidades de 1.15 a 1.35 gr/cc, variando su profundidad en un rango de 600 a 1300 m, dependiendo de las geopresiones del campo que se perfore, donde se introduce una tubera de revestimiento de 7. En esta etapa el 20% de los pozos han sido perforados direccionalmente con trayectoria tipo S, con punto de inicio de desviacin (KOP) a 180 m. y severidades de hasta 3/30 m., alcanzando ngulos de hasta 30 y desplazamientos alrededor de 400 m, utilizando sarta navegable con camisa estabilizada y un estabilizador sobre el MWD, el resto de los pozos perforados han sido verticales en esta etapa y se ha utilizado un aparejo de fondo empacado (doble caja estabilizada, y 3 estabilizadores colocados sobre el lastrabarrena corto y sobre el primero y el tercero normales). Las condiciones de operacin con que se ha trabajado son las siguientes:

Gasto de 380 a 420 gpm. Presin de bomba de 2200 a 2500 psi. Peso sobre barrena de 3 a 4 tons. Velocidad de rotacin de 100 a 140 rpm. Ritmo de penetracin de 20 50 m/hr. Tiempo de rotacin de 20 a 50 hrs.

ULTIMA ETAPA (PRODUCCIN): es perforada con barrena PDC de 6 1/8, con

4 aletas y cortadores de 19 mm, se utiliza un fluido de perforacin base aceite con un rango de densidades de 1.35 a 1.70 gr/cc, alcanzando profundidades totales de 1500 a 2500 m, dependiendo de las arenas objetivo del campo que se perfore, donde se introduce una tubera de produccin de 3 como Tubingless, la cual se cementa y toma las funciones de tubera de revestimiento de explotacin. En esta etapa el 10% de los pozos han sido perforados direccionalmente con trayectoria tipo J, con punto de inicio de desviacin (KOP) de 1000 a 1200 m y severidades de hasta 3/30 m., alcanzando ngulos de hasta 30 y desplazamientos alrededor de 400 m, utilizando sarta navegable con camisa estabilizada y un estabilizador sobre el MWD, el resto de los pozos perforados han sido verticales en esta etapa y se ha utilizado un aparejo de



fondo empacado (doble caja estabilizada, y 3 estabilizadores colocados sobre el lastrabarrena corto y sobre el primero y el tercero normales).4 Las condiciones de operacin con que se han trabajado son las siguientes:

Gasto de 180 a 220 gpm. Presin de bomba de 2000 a 2700 psi. Peso sobre barrena de 2 a 4 tons. Velocidad de rotacin de 80 a 140 rpm. Ritmo de penetracin de 20 a 50 m/hr. Tiempo de rotacin de 20 a 70 hrs.

1.7 CONSIDERACIONES PARA LA PERFORACIN DE POZOS ESBELTOS

1.7.1 CONSIDERACIONES HIDRULICAS Los requerimientos para la perforacin de pozos con dimetro reducido o esbeltos difieren de los empleados en la perforacin convencional, debido a que la sarta de perforacin es rotada a velocidades ms altas y el rea de flujo entre la sarta y la pared del pozo es mucho menor, por consiguiente el primer efecto observado es que la prdida de presin por circulacin en el sistema son mucho mayores, mientras que en la perforacin convencional se manifiesta significativamente en el interior de la sarta. Las diferencias hidrulicas que existen entre la perforacin de un pozo de dimetro reducido (esbelto) a uno convencional son las siguientes:

a) Grandes cadas de presin se presentan dentro de la tubera de perforacin debido al pequeo dimetro interior.

b) Las cadas de presin registradas en el espacio anular son considerables, debido a que el rea de flujo en dicho espacio es pequeo comparado al convencional.

c) Pequeos cambios en el gasto pueden causar un cambio grande en la cada de presin anular, as como en la Densidad Equivalente de Circulacin (DEC).

d) Variaciones en la DEC pueden causar problemas tales como: manifestaciones, colapso del pozo, prdidas de circulacin y dao excesivo a la formacin.

e) Altas velocidades de rotacin de la sarta pueden causar que los recortes se acumulen en forma de placas (esto se debe a las altas fuerzas centrfugas), incrementando las cadas de presin.

f) La excentricidad de la sarta de perforacin causa hasta un 60% de abatimiento de la presin en el espacio anular, debido a la trayectoria helicoidal del lodo y los recortes.

4 Tirado Vargas, Guillermo R. y Daz Ramos, Eduardo: Perforacin de Dos Pozos de Gas Tubingless con una Misma Sarta de Tubera de Produccin, CIMP, 2003.



g) Altas velocidades en el espacio anular mejoran la remocin de los recortes. h) La reduccin del espacio anular alrededor de las conexiones de la tubera

incrementan las cadas de presin y pueden causar erosin en el agujero.

1.7.2 REQUERIMIENTOS DE EQUIPO Los equipos de perforacin empleados son ms pequeos y de fcil transportacin que los usados para pozos convencionales, estableciendo de manera implcita que el rea de las localizaciones pueden ser ms reducidas. Por otra parte se recomienda utilizar Top drive por sus beneficios al repasar el agujero.

1.7.3 REQUERIMIENTOS PARA LA DETECCIN DE BROTES Para la deteccin de brotes es importante considerar que los pozos de dimetro reducido utilizan menores volmenes de fluido de control, por lo que requieren de sistemas de medicin ms precisos y con graduacin ms pequea incluso que detecten volmenes menores a un barril. En cuanto a los procedimientos de deteccin y control de brote son los mismos que son aplicados en la perforacin de pozos convencionales.

1.7.4 EFECTOS CON LA SARTA DE PERFORACIN Durante la perforacin de agujeros con dimetro reducido, los esfuerzos de tensin y torsin a los cuales se somete la sarta son ms crticos comparados a los registrados durante la perforacin convencional. En cuanto a los motores de fondo se usan con los mismos principios de operacin que los utilizados en la perforacin convencional y cuya caracterstica son los dimetros pequeos. En espacios anulares reducidos la rotacin de la sarta afecta la trayectoria del lodo y los recortes, esto es denominado efecto de Couette la cual establece que la rotacin de la sarta obliga al lodo y los recortes a seguir una trayectoria helicoidal, causando un incremento en la longitud efectiva de la trayectoria de lodo y por ende un incremento de la presin anular. El desarrollo del efecto de Couette depende de las propiedades reolgicas del lodo, rgimen de flujo, gasto, velocidad de rotacin de la sarta, dimetro de la sarta y espacio anular. Si el rgimen de flujo anular es turbulento, la rotacin de la sarta no afecta al rea total anular y el efecto de Couette en mnimo, si embargo en lodos viscosos es ms probable que se presente flujo laminar y es ms importante el efecto de Couette 5. 5 Gutirrez Escobedo, Gustavo,: Tecnologa de la Perforacin y Terminacin de pozos de Dimetro Reducido, Tesis Licenciatura UNAM, 1998. Pag. 77.



1.7.5 EXCENTRICIDAD DE LA SARTA DE TRABAJO Durante las operaciones de perforacin la sarta no permanece centrada en el pozo. En la perforacin convencional la relacin del rea transversal de la sarta al rea transversal anular es menor a 0.75 mientras que en un pozo de dimetro reducido sta relacin es mayor a 0.75. La excentricidad de la sarta distorsiona el perfil de velocidad, afecta significativamente las prdidas de presin anular, as como la limpieza del agujero. Por otra parte, al tener un dimetro de agujero angosto existe un mayor contacto de la tubera con la pared del agujero provocando un mayor arrastre de la tubera y sobre todo en las conexiones donde existe la mayor reduccin del espacio anular.6

1.7.6 PESCA Los factores que tienden a incrementar los problemas en pozos de dimetro reducido son: tubera de menor resistencia, pegadura por presin diferencial, prdidas de circulacin, problemas de desviacin generadas por patas de perro, Si bien es cierto que se cuenta con una variedad de herramientas para realizar una pesca, no exenta la dificultad para realizarlo, ya que al tener un espacio anular angosto es ms difcil por tener poco espacio de agarre o de maniobra.

6 Ibidem, Pag. 74.

PERFORACIN DE POZOS DE GAS APLICANDO TERMINACIN TUBINGLESS. 14

CAPTULO II

TERMINACIN TUBINGLESS



CAPTULO II

TERMINACIN TUBINGLESS 2.1 DEFINICIN DE TERMINACIN TUBINGLESS Bsicamente una terminacin consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicacin entre el yacimiento y la superficie, cuidando de proteger las tuberas de revestimiento que representan la vida del pozo, aprovechando as ptimamente la energa del yacimiento.

La Terminacin Tubingless consiste en, una vez perforada la ltima etapa del pozo, introducir tubera de produccin la cual se cementa como tubera de revestimiento de explotacin y que finalmente opera como aparejo de produccin, es decir que es la tubera por el cual son explotados los distintos yacimientos de manera simultnea. Es aplicable en campos de bajo riesgo donde hay suficiente conocimiento del rea, aunque algunas veces se ha utilizado este tipo de terminacin en pozos exploratorios o delimitadores; cuando los problemas de corrosin no son crticos y cuando se tiene un alto ndice de xito en las cementaciones primarias. 2.2 ANTECEDENTES DE LA TERMINACIN TUBINGLESS EN POZOS DE GAS El tipo de terminacin empleada a mediados de los 90s fue el tipo de terminacin convencional, es decir, pozos con tubera de revestimiento, aparejo de produccin y empacador; las tuberas de revestimiento eran de dimetros de 5 a 7 5/8 y los dimetros de las tuberas de produccin eran de 2 3/8 y 2 7/8. Con este tipo de terminacin se poda probar y producir slo dos intervalos, uno por debajo del empacador y otro por espacio anular entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento. A partir de que se inici el uso del sistema de terminacin Tubingless (sin aparejo de produccin) en la terminacin de los pozos de la Cuenca de Burgos se ha facilitado el aspecto operativo de la misma, esto debido a que la terminacin se lleva a cabo sin equipo, es decir, cuando se termina de perforar el pozo y se cementa la ltima tubera se desmantela el equipo de perforacin, efectundose todas las operaciones de terminacin slo con el rbol de vlvulas instalado, esto es posible debido a dos causas, la primera es que la ltima tubera de revestimiento se utiliza como tubera de produccin y la segunda a que el dimetro interior del rbol de vlvulas es mayor que el de la tubera, por lo que permite el paso de toda herramienta con un equipo mvil, ayudando de esta forma a reducir el costo de las operaciones1.

1 Valenzuela Muoz, Ariel, Mejora Continua en el Proceso de la Terminacin de Pozos en la Cuenca de Burgos, Revista Ingeniera Petrolera, AIPM, Agosto 2005, pag. 17.



FIGURA 2-1. Esquemas de Terminacin Tubingless.

2.3 DISEO DE LA TERMINACIN TUBINGLESS

2.3.1 CLCULO DE GEOPRESIONES

Los problemas de flujos, descontroles, pegaduras por presin diferencial, prdidas de circulacin, colapsos de TRs y derrumbes de formacin incrementan considerablemente el costo de un pozo y el tiempo de perforacin del mismo. Estos problemas son generalmente causados por una mala prediccin de las geopresiones (presiones de sobrecarga, poro y fractura) de las formaciones a ser perforadas, la cual es la base para la planeacin de la perforacin y diseo de tuberas. A continuacin se describe la metodologa para determinar la presin de sobrecarga, la presin de poro, as como la de fractura.

2.3.1.1 DETERMINAR LA PRESIN DE SOBRECARGA

La presin de sobrecarga (S) es el peso de la columna de roca ms los fluidos contenidos en el espacio poroso que soporta una formacin a una determinada profundidad. La siguiente expresin es utilizada para determinar su valor.

2.1

101

1

n

niiFi DD

S

FIGURA 2-2. Relacin de la Profundidad con la Densidad de Formacin.

iD

1iD

1iD

nD

Fi1Fi

Fn

iD

1iD

1iD

nD

Fi1Fi

Fn



Donde Fi es la densidad promedio de la formacin en (gr/cm3) comprendida entre las profundidades iD y 1iD en (m). Fi se determina en forma directa del registro de densidad de pozos de correlacin o con la siguiente correlacin emprica, si nicamente se cuenta con el registro snico o informacin ssmica.

*0701.0 25.0VFi (2.2)

Donde V es la velocidad tomada del registro snico del intervalo en (m/seg).

2.3.1.2 DEFINIR LOS INTERVALOS DE LUTITAS LIMPIAS

Todos los mtodos para la evaluacin de la presin de poro requieren emplear los valores de tiempo de trnsito o de resistividad y con ello definir la tendencia normal de compactacin en las lutitas; para esto, es fundamental seleccionar los intervalos de lutitas limpias como se indica a continuacin:

Lnea base de lutitas: A partir de un registro de litologa, como Rayos Gamma

(RG) o Potencial Espontneo (SP), se traza la lnea base de lutitas limpias, seleccionando los valores mximos del registro. Al trazar esta lnea se considera los valores mximos de resistividad y en el registro snico se toma en cuenta los valores mnimos, como se muestra en la siguiente figura.

FIGURA 2-3. Lnea Base de Lutitas.

Seleccin de puntos de lutita: Para cada lectura en el registro RG o SP, igual o mayor que la lnea base de lutitas, marcar la lectura de tiempo de trnsito o de resistividad, a la profundidad correspondiente. De esta manera se estarn seleccionando los puntos de lutita en el o los registros a utilizar para el anlisis de la tendencia normal de compactacin. La figura 2-4 ejemplifica esta seleccin de puntos.

GR

Lneas basede lutitas

Defiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias

ResistividadTiempo deTrnsito

GR


Defiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias

ResistividadTiempo deTrnsito



FIGURA 2-4. Seleccin de Puntos de Lutitas.

Unin de puntos de lutita: Con los puntos de lutita seleccionados, se procede a

unir stos para definir el comportamiento de la porosidad en el o los registros utilizados, como se presenta en la figura 2-5. Precisamente, sobre la lnea que une los puntos de lutita se trazar la tendencia normal de compactacin, para el clculo de la presin de poro.

FIGURA 2-5. Unin de Puntos de Lutitas.

2.3.1.3 DETERMINAR LA PRESIN DE PORO

En un estudio de los mtodos de prediccin de presin de poro se identificaron

15 mtodos distintos. Sin embargo, los mejores y ms usados por la industria petrolera son: el Mtodo de Hottman y Johnson, el mtodo de Foster y Whalen o Profundidad Equivalente, el mtodo de Eaton y el mtodo del exponente dc. A diferencia de los otros mtodos, estos cuatro mtodos son sencillos y utilizan informacin convencional y de fcil acceso.

Mtodo de Hottman y Johnson (H&J): Usando valores de tiempo de trnsito o resistividad y presiones de formacin reales medidas en formaciones del Mioceno y

GRDefiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias

Lecturas deTiempo deTrnsitopara cadapunto delutita


Lecturas deResistividadpara cadapunto de

lutita

GRDefiinir los Intervalos de Lutitas limpiasDefiinir los Intervalos de Lutitas limpias

Lecturas deTiempo deTrnsitopara cadapunto delutita


Lecturas deResistividadpara cadapunto de

lutita

GR


Definir los Intervalos de Lutitas limpiasDefinir los Intervalos de Lutitas limpias

Unin depuntos de lutita en

Resistividad

Unin depuntos delutita en

Tiempo deTrnsito

GR


Definir los Intervalos de Lutitas limpiasDefinir los Intervalos de Lutitas limpias

Unin depuntos de lutita en

Resistividad

Unin depuntos delutita en

Tiempo deTrnsito



Oligoceno de las costas de Texas y Louisiana, H&J desarrollaron dos correlaciones empricas para la determinacin de la presin de poro como se indica a continuacin y que a partir de la unin de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar Profundidad vs. Tiempo de Trnsito o resistividad de lutitas limpias (lnea azul) (figura 2-6).

FIGURA 2-6. Tendencia Real vs Tendencia Normal del Tiempo de Trnsito.

Trazar la lnea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total

(lnea verde).

A la profundidad de inters, leer los valores de tiempo de trnsito o resistividad de la tendencia normal (tlu) y de la curva graficada con los valores del registro (tlun).

Se calcula la diferencia de lecturas de tiempo de trnsito (tlu-tlun) o la relacin de resistividades (Ron/Ro)lu, entre los valores reales del registro y los valores ledos de la lnea de tendencia normal extrapolada.

Con el valor obtenido, se entra a la correlacin de H&J, representados por las

figuras 2-7 y 2-8, con ello se obtiene el gradiente de presin de poro. FIGURA 2-7. Correlacin de H&J para FIGURA 2-8. Correlacin de H&J para

Tiempo de Trnsito de Lutitas. Resistividad de Lutitas.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

50 100 150 200

Tiempo de trnsito de lutitas (s/ft)

tlutlun

Prof

undi

dad

[m]

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

50 100 150 200

Tiempo de trnsito de lutitas (s/ft)

tlutlun tlutlun

Prof

undi

dad

[m]

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

0.2

0.22

0.24

0 10 20 30 40 50 60 70

lutitas (tlu-tlun ) (s/ft)

Grad

ient

e de P

resi

n de

Por

o [k

g/cm

2/m

]

Diferencia en tiempo de trnsito de

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

0.2

0.22

0.24

0 10 20 30 40 50 60 70

lutitas (tlu-tlun ) (s/ft)

Grad

ient

e de P

resi

n de

Por

o [k

g/cm

2/m

]

Diferencia en tiempo de trnsito de

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

0.2

0.22

1 2 3 4 5

(Ron/Ro)lu

Grad

ient

e de P

resi

n de

Por

o [k

g/cm

2/m

]

Relacin de resistividad de lutitas

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

0.2

0.22

1 2 3 4 5

(Ron/Ro)lu

Grad

ient

e de P

resi

n de

Por

o [k

g/cm

2/m

]

Relacin de resistividad de lutitas



Finalmente el gradiente de presin de poro obtenido en el punto anterior, se multiplica por la profundidad para obtener la presin de poro buscada.

Mathews & Kelly y Fertl desarrollaron correlaciones similares usando un mayor numero de datos de otras reas geolgicas, utilizando el mismo principio de H&J.

Mtodo de Foster y Whalen o de Profundidad Equivalente: Este mtodo esta basado en el principio que establece que formaciones con el mismo valor de la propiedad dependiente de la porosidad (tiempo de trnsito, resistividad, densidad, etc.) se encuentran bajo el mismo esfuerzo efectivo . El mtodo se explica a continuacin:

A partir de la unin de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs. tiempo de trnsito o resistividad de lutitas limpias (lnea azul).


(como se muestra en la figura 2-9, lnea verde).

FIGURA 2-9. Tendencia Real vs Tendencia Normal.

A la profundidad de inters D, leer el valor extrapolado tlun y observados tlu. Posteriormente, de la lectura observada trazar una lnea vertical hacia arriba hasta interceptar la lnea de tendencia normal y leer la profundidad correspondiente Dn.

Se calcula el esfuerzo efectivo a la profundidad Dn, el cual es igual al esfuerzo

efectivo a la profundidad de inters.

DnpDnDnD pS (2.3)

10*

nFFDnpDp

(2.4)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

50 100 150 200Tiempo de transito de lutitas (s/ft)

tlutlun

Prof

undi

dad

[m]

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

50 100 150 200Tiempo de transito de lutitas (s/ft)

tlutlun

Prof

undi

dad

[m]

Dn

D



Donde FF es la densidad del fluido de formacin en la zona de presin de poro normal, que se considera aproximadamente igual a 1.03 gr/cm3, cuando no se tiene informacin de la densidad del agua de formacin de pozos de correlacin. Y finalmente se calcula la presin de poro a la profundidad de inters.

DDDp Sp (2.5)

Mtodo de Eaton: Al igual que el mtodo de H&J, el mtodo de Eaton est basado en el principio que establece que la tendencia normal de compactacin es alterada en la zona de presin anormal. Eaton utiliz una gran cantidad de datos de registros geofsicos y mediciones de presiones de poro de diferentes reas geolgicas para desarrollar una serie de ecuaciones, las cuales relacionan directamente la presin de poro con la magnitud de desviacin entre los valores observados y los valores obtenidos de la tendencia normal extrapolada. El mtodo se explica a continuacin:

A partir de la unin de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs. tiempo de trnsito o resistividad de lutitas limpias (lnea azul Figura 2-9).


(lnea verde Figura 2-9).

A la profundidad de inters D, leer los valores de tiempo de trnsito de la tendencia normal tlun y de la tendencia observada tlu y la profundidad equivalente al mismo valor del tiempo de trnsito observado Dn.

Calcular la presin de poro a la profundidad de inters D, segn el registro que se tenga, con las siguientes ecuaciones:

Snico

*0.3

lu

lunDnpDDDp t

tpSSp

(2.6)

Resistivo

*2.1

on

oDnpDDDp R

RpSSp

(2.7)

Conductivo

*2.1

o

onDnpDDDp C

CpSSp (2.8)

Aun cuando el mtodo de Eaton est basado en datos de reas geolgicas

diferentes a las perforadas en Mxico, este mtodo es el ms preciso y sencillo de utilizar.



Mtodo del exponente dc: Jorden y Shirley propusieron usar el modelo de Bingham para normalizar el ritmo de penetracin R considerando los efectos de cambios de peso sobre barrena W, de las revoluciones por minuto de la rotaria N y del dimetro de la barrena db a travs del clculo del exponente dc, definido como:

45412log

29.18log

bdWN

R

dc

(2.9)

Donde R esta en m/h, N en RPM, W en toneladas y db en pulgadas.

Para corregir el exponente dc por efectos de cambios de densidad de lodo, Rehm y McClendon propusieron la siguiente ecuacin:

modlodo

FFdcdc

(2.10)

Donde lodo es la densidad equivalente de circulacin durante la perforacin y

FF es la densidad del fluido de formacin. Basado en el principio que establece que la tendencia normal de compactacin

es alterada en la zona de presin anormal, el mtodo del exponente dc consiste en lo siguiente:

Calcular el exponente dc y el exponente modificado dcmod durante la perforacin de lutitas, los datos de perforacin obtenidos en formaciones que no sean lutitas deben eliminarse y Graficar Profundidad vs. Exponente dcmod, como se observa en la figura 2-10.

FIGURA 2-10. Grfica de Profundidad vs Exponente dcmod.



Trazar la lnea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (lnea verde Figura 2-10).

A la profundidad de inters D, leer los valores del exponente dcmod, y en la tendencia normal el exponente dcmodn. Adems, para el valor de dcmod leer la profundidad equivalente en la zona de presin normal Dn.

Finalmente, calcular la presin de poro a la profundidad de inters D, usando la frmula de Eaton:

2.11 *2.1

mod

mod

nDnpDDDp dc

dcpSSp

2.3.1.4 DETERMINAR LA PRESIN DE FRACTURA

La presin necesaria para vencer la presin de formacin y la resistencia de la roca se denomina Presin de Fractura y para la determinacin de esta presin se propone emplear el mtodo de Eaton tal y como se plantea a continuacin.

Mtodo de Eaton: La ecuacin de Eaton, para el clculo de la presin de fractura (pFR), est en funcin de la presin de poro (pp) y de la sobrecarga (S), previamente calculadas; as como de la relacin de Poisson ( ).

2.12 1 DpDDpDFR pSpp

Calcular la Relacin de Poisson: La relacin de Poisson es una propiedad mecnica de la formacin que relaciona la deformacin lateral de la roca con respecto a su deformacin axial, cuando est sometida a un esfuerzo. Para calcularla tenemos dos opciones:

a) A partir del registro snico dipolar de pozos de correlacin.

2.13 1

5.0

2

2

tcts

tcts

donde : ts , Tiempo de trnsito de corte (microseg/pie) tc , Tiempo de trnsito compresional (microseg/pie)

b) A partir del nomograma de Eaton, el cual se expresa de acuerdo a la siguiente

ecuacin para cada profundidad de inters D. 2.14 0673.0ln*0645.0 D



Finalmente se sustituye en la ecuacin (2.12), y se obtiene la presin de fractura.

Otra opcin es obtener la relacin de Poisson a partir de ensayos mecnicos de laboratorio a muestras de ncleos con la consideracin de que esta medicin es puntual y referida a la profundidad a la cual se obtuvo la muestra.

2.3.2 CALIBRAR LAS PREDICCIONES DE PRESIN DE PORO Y PRESIN DE FRACTURA

Para completar el proceso de evaluacin de geopresiones es necesario calibrar

la prediccin de los perfiles de poro y de fractura con datos reales, obtenidos durante la perforacin y terminacin del pozo que se esta analizando, de tal manera que se pueda realizar un anlisis comparativo, con los datos programados y as obtener las geopresiones definitivas para el pozo.

CALIBRACIN DE LA PRESIN DE PORO: Para la calibracin de la presin de poro se pueden utilizar los siguientes parmetros.

Calibracin con Datos de Pruebas de Formacin. Comparar los valores, en gradiente, de pruebas de formacin como RFT (Repeat Formation Test), MDT (Modular Formation Dynamics Test) o DST (DrillStem Test), con el gradiente de presin de formacin a las respectivas profundidades y en caso de que exista una desviacin ajustar la tendencia normal de compactacin, de tal manera que el perfil de la presin de poro se ajuste a estos valores (Figura 2-11). Es necesario tomar en cuenta otros parmetros de calibracin, como gasificaciones, densidad del lodo y flujos o brotes. Calibracin con la densidad del lodo. Comparar la densidad del lodo utilizada durante la perforacin, con el gradiente de presin de formacin y en caso de que estos perfiles se intercepten, ajustar la tendencia normal de compactacin, como se muestra en la Figura 2-11. De igual manera, ser necesario tomar en cuenta otros parmetros, como gasificaciones, pruebas de formacin y flujos o brotes.

FIGURA 2-11. Calibracin de la Presin de Poro.

GR

Ajuste de Ajuste de TendenciaTendenciaNormalNormal


Calibracin de Presin de PoroCalibracin de Presin de Poro

CalibracinCalibracinen Presinen Presinde Porode Poro

Presin de Fractura

Pruebasde

Formacin

TRsDensidadde LodoReal

GR



Calibracin de Presin de PoroCalibracin de Presin de Poro

CalibracinCalibracinen Presinen Presinde Porode Poro

Presin de Fractura

Pruebasde

Formacin

TRsDensidadde LodoReal



Calibracin con evidencias durante la perforacin: Comparar el valor en gradiente de presin de las evidencias, como gasificaciones, flujos o brotes, con el gradiente de presin de formacin, a las respectivas profundidades y en caso de que exista una desviacin ajustar la tendencia normal de compactacin, de tal manera que el perfil de la presin de poro se ajuste a estos valores (Figura 2-11).

CALIBRACIN DE LA PRESIN DE FRACTURA: En este caso deber obtenerse la informacin de los siguientes parmetros:

Calibracin con datos de Pruebas de Goteo (Leak Off Test), o MiniFracs. Esta es una prctica de campo empleada para evaluar la cementacin primaria de una tubera de revestimiento y para estimar el gradiente de la presin de fractura. En una prueba de goteo se considera que la presin, donde las fracturas comienzan a abrirse e inician a tomar fluidos, es una aproximacin del gradiente de fractura a la respectiva profundidad (Figura 2-12).

FIGURA 2-12. Prueba de Goteo (LOT).

Para la calibracin se comparan los valores en gradiente de pruebas de goteo (LOT) o MiniFracs, con el gradiente de presin de fractura a las respectivas profundidades y en caso de que exista una desviacin, ajustar la tendencia normal de compactacin, de tal manera que el perfil de la presin de fractura se ajuste a estos valores (Figura 2-13). Es necesario tomar en cuenta los otros parmetros como las prdidas de circulacin en caso de presentarse.

Calibracin con evidencias durante la perforacin. Cuando se ubica la profundidad de una perdida de circulacin y se establece la densidad del fluido con la cual se present sta, es posible asumir que esta densidad representa un valor cercano al gradiente de fractura para esa profundidad.

Presin deGoteo (LOT)

Fin del bombeoPresin inicial de cierre

Esfuerzo Mnimo

Presin deGoteo (LOT)

Fin del bombeoPresin inicial de cierre

Esfuerzo Mnimo



FIGURA 2-13. Calibracin de la Presin de Fractura.

En este caso, se compara el valor en gradiente de presin de la(s) prdida(s) de circulacin, con el gradiente de presin de fractura a las respectivas profundidades y en caso de que exista una desviacin ajustar la tendencia normal de compactacin, de tal manera que el perfil de la presin de fractura se ajuste a estos valores. Es necesario tomar en cuenta los parmetros anteriores, como pruebas de LOT o MiniFracs.

2.3.3 CONSIDERACIONES PARA EL DISEO DE LA TUBERA DE EXPLOTACIN (TUBINGLESS)

Para la seleccin de tubulares los datos necesarios para el diseo de tuberas son: Geopresiones, Programa de lodos, Trayectoria de pozo, Especificaciones de tuberas, Arreglo de pozos tipo. El esfuerzo original para el diseo de la terminacin tipo Tubingless, se suma a la reduccin de la inversin durante la terminacin de un pozo; sin embargo los mayores beneficios econmicos han sido la reduccin en los costos por concepto de reparaciones y de servicios a pozos, con especial aplicacin en terminaciones en yacimientos mltiples de tipo lenticular. Este tipo de terminaciones no necesariamente est restringido a pozos de vida corta, de bajo volumen o de baja recuperacin. Tambin los campos de gas con capas mltiples o individuales son excelentes candidatos para la terminacin tubingless. El tamao del agujero y la Tubera de Revestimiento deben ser diseados para obtener el gasto ptimo de retorno con relacin a la vida del pozo.

GR



Calibracin de Presin de FracturaCalibracin de Presin de Fractura

PresinPresinde Porode Poro

CalibracinPresin de Fractura

PruebasLOT,

MiniFracs

TRs

Prdida de circulacin

GR



Calibracin de Presin de FracturaCalibracin de Presin de Fractura

PresinPresinde Porode Poro

CalibracinPresin de Fractura

PruebasLOT,

MiniFracs

TRs

Prdida de circulacin



2.3.3.1 FACTORES DE DISEO En el diseo de tubulares los efectos de carga son separados de la resistencia

de la tubera por un factor de seguridad, conocido tambin como factor de diseo, cuya funcin es tener un respaldo en la planeacin, debido a la incertidumbre en determinar las condiciones de carga reales, adems del cambio de las propiedades del acero debido a la corrosin y el desgaste. La magnitud de este factor de diseo se basa, entre otras cosas, en la confiabilidad y exactitud de los datos de esfuerzos usados para disear, en el grado de similitud entre las condiciones de servicio y las condiciones de prueba, usadas para determinar los datos de prueba y el grado de exactitud de cargas supuestas para el diseo.

El API report los resultados de una investigacin de factores de diseo

aplicados a las tuberas de revestimiento. Del anlisis efectuado por 38 compaas se obtuvieron los resultados mostrados en la tabla siguiente, en donde se indica el rango del factor de diseo, para cada condicin de carga y el valor recomendado.

TABLA 2-1. Factores de Diseo.

El factor de diseo real es definido como la relacin entre la resistencia del tubo y la magnitud de la carga aplicada. Por ejemplo, el factor de seguridad para la presin interna es el siguiente:

(2.15)

2.3.3.2 ESFUERZOS CONSIDERADOS EN EL DISEO DE LA TERMINACIN TUBINGLESS

El diseo de las tuberas de revestimiento superficial e intermedia se emplean los mismos criterios utilizados en los pozos convencionales; mientras que en el diseo de la tubera de explotacin o Tubingless (TP 3 2 7/8) deben hacerse consideraciones especiales, ya que la tubera de produccin de este tipo de pozos tiene doble funcin, la primera es llevar los fluidos producidos a la superficie y la segunda es servir de tubera de revestimiento, adems de ser capaz de soportar los esfuerzos generados durante el fracturamiento hidrulico, por lo que debe disearse adecuadamente para que cumpla eficientemente sus funciones.



En la etapa de produccin la tubera est sujeta a incrementos de temperatura, que a su vez causan incrementos de longitud y fuerzas compresivas, que por lo general afectan la estabilidad del tubo en la parte no cementada (parte superior), causando pandeo helicoidal y con ello presentar obstruccin en la introduccin de herramientas de lnea de acero, as como en la bajada o en la recuperacin de pistolas, adicionalmente a las fallas de los coples por compresin de la tubera. Para evitar dicho pandeo de la tubera es necesario aplicar una tensin adicional a su peso flotado, para ello, despus de esperar el tiempo de fraguado del cemento la tubera debe sujetarse a una tensin adicional para instalar las conexiones definitivas. Durante el fracturamiento, la tubera se somete al esfuerzo de presin interna as como a un esfuerzo de tensin adicional a su peso flotado, el cual debe evaluarse para seleccionar la tubera adecuada. Por lo anterior, no se recomienda el uso de conexiones con extremo liso ya que esto reduce en forma considerable la resistencia a la tensin. Cuando las condiciones de corrosin son crticas se debe de tomar en cuenta en el diseo de pozo ya que podra resultar en una reduccin de su vida til. En general, cuando se realizan operaciones durante la terminacin, explotacin y mantenimiento del pozo, tales como: inducciones, pruebas de admisin, estimulaciones, fracturamientos o simplemente durante la produccin del pozo, ocurren cambios en la longitud del aparejo como resultado de cambios de presin y temperatura, los cuales pueden ser positivo o negativo y que generan grandes esfuerzos en la misma. El diseo consiste en un mtodo grfico que considera las cargas mximas a las que se sometern las sartas de tubera. Los procedimientos generales se aplican para toda tubera, sin embargo las consideraciones adicionales son mencionadas posteriormente. La siguiente figura ejemplifica las fuerzas que actan sobre la tubera.

FIGURA 2-14. Esfuerzos que Actan en la Tubera.

FUERZA DE TENSIN: Fuerza generada por el peso de la propia tubera.

PRESIN INTERNA: Generada por los fluidos utilizados durante la perforacin o terminacin. Sin embargo, se pueden presentar manifestaciones de la formacin, tales como gas, aceite o agua salada.

PRESIN DE COLAPSO: Es generada por los fluidos de la formacin, tales como gas, aceite, agua salada o lodo.

FUERZA DE COMPRESIN: Fuerza ejercida por el fluido de perforacin durante la introduccin o por el cemento durante la cementacin



Por lo anterior, se debe disear el aparejo de produccin considerando todos los cambios de presin y temperatura que se pudiesen presentar, con la finalidad de considerar los movimientos y cambios de esfuerzos de la tubera. Los efectos que producen estos movimientos netos del aparejo son los siguientes: Efecto Pistn, Efecto Aglobamiento Ballooning, Efecto Pandeo Buckling, Efecto de Temperatura. 2.3.3.2.1 DISEO POR PRESIN INTERNA

A) Lnea de carga mxima por presin interna

Para evaluar la carga de presin interna, primero se debe definir los valores lmite de presin interna en el fondo y en superficie que se presentarn en el pozo. El lmite de presin interna en superficie es definido generalmente igual al rango de presin de trabajo de las conexiones superficiales de control. La presin interna de fondo mxima, considerada como una presin de inyeccin, es igual al gradiente de fractura al nivel de la zapata de la tubera ms un factor de seguridad de 0.12 gr/cm3.

Con los puntos determinados se obtiene la carga mxima por presin interna.

Dado que la carga mxima ocurre cuando los puntos extremos son satisfechos simultneamente, esta carga se presenta slo bajo condiciones de un brote, con la existencia de ms de un fluido en el pozo.

Si el gas es considerado en la cima, su interpretacin grfica sera como se

muestra en la lnea 1 de la siguiente figura; si se invierte la posicin de los fluidos quedara como se muestra en la lnea 2 de la misma figura. Es evidente que la carga ejercida por la lnea 2 es mayor que la de la lnea 1, por lo tanto, la configuracin definida por la lnea 2 (el lodo de control en la cima y gas en el fondo) constituye la lnea de carga mxima por presin interna.

FIGURA 2-15. Carga por Presin Interna Relativa a la

Posicin de los Fluidos.



Para determinar la longitud de las columnas de lodo y gas, se resuelve el siguiente sistema de ecuaciones:

= + (2.16) Pi = Ps + 0.1m x + 0.1g y (2.17) Pi = 0.1 (frac + FS) D (2.18)

Donde D es la profundidad total, x es la longitud de la columna de lodo y finalmente y es la longitud de la columna de gas, todo en (m). Pi representa la presin de inyeccin, y Ps la presin en superficie, ambos en kg/cm2, m es la densidad del lodo, g es la densidad del gas y frac es el gradiente de fractura, en gr/cm3. Finalmente FS es un factor de seguridad (0.12 gr/cm3). La solucin de las ecuaciones anteriores se presenta a continuacin:

=0.1 + 0.1

0.1 (2.19)

= (2.20) Pint = Ps + 0.1m x (2.21)

Con la solucin de estas ecuaciones se determina la longitud de las columnas de fluido respectivos y adems se obtiene la lnea de carga mxima por presin interna, tal como se ilustra en la siguiente figura:

FIGURA 2-16. Lnea de Carga Mxima por Presin Interna.

B) Lnea de carga de presin interna resultante

Este procedimiento supone cargas de respaldo y para el diseo a la presin interna se considera que en el caso ms crtico, en la parte externa de la tubera, se ejercer una presin debida al fluido de formacin, igual al gradiente de agua salada (densidad = 1.07 gr/cm3), conocida como lnea de respaldo. Al restar, a cada



profundidad, la lnea de respaldo a la lnea de carga mxima por presin interna, se obtendr la lnea de carga de presin interna resultante.

FIGURA 2-17. Lnea de Carga por Presin Interna Resultante.

C) Lnea de Diseo por Presin Interna

Finalmente a la lnea de carga de presin interna resultante se le aplica un factor de diseo a la presin interna de 1.125 y se obtiene la lnea de diseo por presin interna.

FIGURA 2-18. Lnea de Diseo por Presin Interna.

Una vez determinada la lnea de diseo se est en condiciones de seleccionar entre las tuberas disponibles y de preferencia de acuerdo a arreglos tipo para cada campo rea, las tuberas que tengan caractersticas iguales o mayores a las requeridas por la lnea de diseo. Se grafica la resistencia a la presin interna de las tuberas y su interseccin con la lnea de diseo determinar la longitud de la seccin, este procedimiento se repite hasta alcanzar la profundidad deseada.



FIGURA 2-19. Diseo por Presin Interna.

Cabe mencionar que el nmero mximo recomendable de secciones a manejar ser de tres, ya que un nmero mayor representa dificultades para la logstica y para su introduccin. Al terminar esta fase el diseador tendr los pesos, grados y longitudes de cada seccin de las tuberas que cumplen con las cargas de presin interna. 2.3.3.2.2 DISEO POR PRESIN DE COLAPSO

A) Lnea de Carga Mxima por Presin de Colapso

La carga por colapso para la tubera es ejercida por el fluido en el espacio anular, y se considera la densidad mxima de cemento a utilizar en el intervalo. El perfil de presin que genera esta columna de cemento se muestra en la siguiente figura y se denomina lnea de carga mxima de colapso.

FIGURA 2-20. Lnea de Carga Mxima de Colapso.



B) Lnea de Carga por Presin de Colapso Resultante La mxima carga por presin de colapso ocurrir cuando se presente una prdida de circulacin y el nivel de lodo dentro de la tubera disminuya, quedando vaca. Por otro lado, es poco probable que la presin hidrosttica ejercida en la zapata de la tubera por la reduccin en la columna, sea menor que la ejercida por la columna llena de agua salada. Por lo tanto, al restar a la lnea de carga mxima de colapso este respaldo, se obtiene una lnea de carga de colapso resultante, como se muestra en la siguiente figura:

FIGURA 2-21. Lnea de Carga Resultante por Colapso.

C) Lnea de Diseo a la Presin de Colapso

Aplicando un factor de diseo de 1.125 para el colapso, resulta la lnea de diseo por presin de colapso, y finalmente se compara la resistencia a la presin de colapso de cada seccin de tubera, seleccionada previamente en el diseo por presin interna, con la lnea de diseo al colapso verificando que stas resistencias no intercepten la lnea de diseo por presin de colapso, es decir que la resistencia de cada tubera seleccionada sea mayor que los valores proyectados por la lnea de diseo. En caso de que no se cumpla esta condicin de carga por presin de colapso, se deber seleccionar tuberas con mayor capacidad, las cuales implcitamente cumplirn adems con la condicin de carga por presin interna.

FIGURA 2-22. Lnea de Diseo por Presin de Colapso.



FIGURA 2-23. Diseo por Presin de Colapso.

2.3.3.2.3 DISEO POR TENSIN Tensin (T) es la resistencia axial del cuerpo del tubo y es el producto del rea de la seccin transversal y el esfuerzo de cedencia del material (Y), esta es la fuerza mnima que causara una deformacin permanente. La resistencia del cuerpo de un tubo en tensin es calculada empleando el diagrama de cuerpo libre mostrado en la siguiente figura:

= = 4 (

) (2.22)

FIGURA 2-24. Tensin Aplicada Sobre un Tubo.

Donde la fuerza (F1) tiende a separar la tubera, pero lo impide la resistencia de las paredes del tubo, las cuales ejercen una contra fuerza. Las unidades deben ser T en (Lbs), Y en (Lbs/in2) y finalmente los dimetros exterior e interior, D y d, respectivamente en (in2).



A) Lnea de Carga por Tensin

Conociendo los pesos, grados y longitudes de las secciones obtenidas en los diseos de presin interna y colapso, se puede determinar la carga por tensin. Para este fin debemos hacer un balance de fuerzas, donde se incluya la fuerza de flotacin, que se interpreta como la reduccin del peso de la sarta de tubera cuando se corre en algn lquido; a diferencia de cuando se corre en el aire, la flotacin tambin se puede expresar como la resultante de fuerzas que acta sobre todas las reas expuestas de la sarta, es decir sobre los extremos y hombros de cada seccin de tubera.

La figura siguiente muestra las fuerzas actuando en cada rea expuesta de una

sarta de tubera, conformada por tres secciones. En este caso, si la fuerza es compresiva se considera negativa y si es de tensin se toma como positiva. Por otro lado, las fuerzas actuando sobre las reas de los hombros de los coples son despreciables para propsitos prcticos en el diseo de la tubera.

De acuerdo con lo anterior, el diseo por tensin se lleva a cabo del fondo a la

superficie y los puntos de inters son los cambios de peso entre secciones de tubera, de esta manera se tiene lo siguiente:

= 6.45 (2.23)

FIGURA 2-25. Diagrama de Fuerzas. Donde Tf es la fuerza de flotacin, en (Kg), L es la profundidad de asentamiento de la tubera, en (m), GI es el gradiente del fluido empleado, en (Kg/cm2/m), y As1 es el rea de la seccin transversal de la primera tubera, en (in2). La ecuacin anterior aplica para el fondo del pozo, cuando la tubera se encuentra en compresin debido a las fuerzas de empuje a que est sujeta. Para la primera seccin de tubera la tensin T1 se obtiene de:

(2.24)

(2.25) Donde el peso de la seccin 1 (Ws1) en (Kg), Ls1 es la longitud de la seccin 1 en (m), y Pu es el peso unitario de la tubera, en (Lbs/ft).



Si consideramos que se utilizar ms de una seccin de tubera, entonces se presentar una diferencia de rea entre las secciones transversales de cada seccin, por lo que dependiendo del sentido, ascendente o descendente de la fuerza, se sumar o restar de la tensin aplicada en la siguiente seccin y se calcula como sigue:

= 6.45( )| | (2.26) Por lo que la tensin para la siguiente seccin se obtendr a partir de:

=

Tesis Perforacion de Pozos de Gas Aplicando Terminacion Tubinless

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