Causas de Pesca

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

PROBLEMAS Y SOLUCIONES DURANTE LA PERFORACIÓN DE POZOS

(Operaciones de pesca)

III.- Causas que originan situaciones de pesca.





La industria petrolera ha perfeccionado las operaciones de perforación gracias a la introducción de una serie de herramientas y accesorios tales como:

MWD, LWD.

perforación automático

etc.,





Los elementos principales del equipo son los mismos que tradicionalmente se han empleado para la perforación rotatoria:

Malacate

Bombas

Presas de lodo

Vibradores para el control de sólidos.

etc.





Estudios realizados en diversas compañías petroleras han mostrado que la perdida de continuidad en los procesos de perforación se producen durante la búsqueda e implementación de soluciones





P E R F O R A C IO N

6 3 %1 7 %

2 0 %

M A N T T O .

8 3 %

1 1 % 6 %

P E R F O R A C IO N

6 3 %1 7 %

2 0 %

M A N T T O .

8 3 %

1 1 % 6 %

.- Distribución de tiempos de operación en Pemex, Perforación y mantenimiento de pozos, División sur, 2000-2001.





.- No existe un pozo en el cual no existan problemas o tiempos no productivos NTP, a este se denomina “riesgo de perforación”





El éxito de la perforación consiste en no permitir que problemas menores se transformen en situaciones complejas de resolver.





El éxito de la perforación debe incluir procedimientos a seguir bajo circunstancias normales y los métodos adecuados para tratar los problemas más serios que se pudieran producir con mayor frecuencia.





Durante la perforación del pozo se adquieren datos:

ROP´s,

Densidades de lodo

Exponente “dc”

etc.

Que deben ajustar el programa de perforación con la finalidad de reducir los riesgos de perforación





Durante la perforación del pozo se adquieren datos:

Con este proceso se evalúan los riesgos de perforación en forma permanente, se ajustan los planes y programas de perforación y se adquiere un aprendizaje




III.1.- Falla de equipo y herramientas superficial y subsuperficial.

.

La sarta de perfocación puede fallar debido principalmente a los esfuerzos inducidos por uno o por la combinación de varios fenómenos presentes durante la perforación del pozo





. Carga de Tensión:

a) El propio peso de la tubería.

b) Por el arrastre de la sarta

c) Por efecto de temperatura.

Por presión externa ( Colapso).

a) Por presión interna

b) Estallamiento de la tubería.

Por pandeo





. Por fatiga.

Por la rotación de la sarta en zonas con alta severidad u ojo de llave.

Por daño por cuñas inadecuadas,

se genera concentración de esfuerzos

Por torsión (giro)

a) Exceso de Torque en una junta

b) Torsión generada al girar sartas





. Pandeo de sarta

a) Generado por el peso aplicado b) Incremento de temperatura

c) Incremento de presión

d) Incremento de densidad del fluido

Aceleración y frenado bruscos de la sarta, durante los viajes para cambio de herramientas.





.

Abrasión ( desgaste de la sarta)

a) Desgaste en la pared de la tubería

b) Desgaste en las juntas de la sarta

Erosión y corrosión de fluido ( H2s, CO2, O2)





.

El pando de la sarta de perforación.

Es ocasionado por cambios abruptos de ángulo dentro del pozo conocidos como patas de perro u ojos de llave, así también por un desalineamiento entre la corona y la mesa rotaría del equipo.





.

El efecto combinado de las caragas mencionadas (Tensión, Torsión, Pandeo, Presión) estan presentes durante todo el proceso de perforación, siendo mas severos los daños causados sobre la sarta en operaciones de pesca.





.

La relación entre la carga de tensión y presión es descrita mediante la teoría de Von Mises.




Diagrama de Von Mises para tubería de perforación sujeta a presión y tensión1.

100%

80%

60%

40%

20%

0%

20%

40$%

60%

80%

100%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Porcentaje de cedencia a la

tension

Porcentaje de cedencia a la

Presión Interna




La selección de la sarta de perforación consiste en:

Calcular todas las cargas y determinar si el esfuerzo sufrido por la sarta de perforación excede alguna carga separadamente.

Posteriormente se combinan las cargas individuales con la ecuación de Von Mises, y se establece la probabilidad de que una falla ocurra.


.




La ecuación de Von Mises que describe el efecto combinado de los factores que afectan el desempeño de la tubería de perforación sujeta a las condiciones de operación es:

2222222 62 zrttartra TTTSSSSSSV




Antes de perforar un pozo la formación esta sujeta a los esfuerzos naturales del subsuelo

Sobrecarga

Horizontales

Tensión y compresión

III.- 2.-Condiciones de agujero.




Antes de perforar un pozo la formación esta sujeta a los esfuerzos naturales del subsuelo

III.- 2.-Condiciones de agujero.

ob

Hmin

Hmax

obobobob

HminHminHminHmin

Hmax

Hmax

Hmax

Hmax




Cuando el pozo es perforado se produce un incremento en los esfuerzos alrededor del pozo, es decir una concentración de esfuerzos

III.- Condiciones de agujero.

Ph

P

Sección horizontal

Sección vertical

y

P

P

P

c 2P-Ph

P

zona de comprimida

z

P

Ph=0

c2P

P

P

PP

P P P




En pozos desviados se generan esfuerzos de corte adicionales.

Cuando la formación no es lo suficientemente fuerte la pared del agujero fallará, en otros casos la formación se debilitara por la interacción con el fluido de perforación, lo cual produce inestabilidad del agujero





Redistribución de esfuerzos alrededor del pozo3.





En general cuando la resistencia a la tensión y o compresión es menor que los esfuerzos inducidos en la formación, pueden ocurrir diferentes problemas en el pozo:






Bajos ritmos de penetración.

Ensanchamiento de agujero.

Atrapamiento de tuberías.

Pegaduras por presión diferencial.

Repasos de metros perforados.

Perdida del pozo





Algunos autores han estudiado diversos parámetros que afectan la estabilidad del agujero, pero los han tratado por separado los esfuerzos inducidos en el pozo.





Bradley agrupó los estudios en tres categorías:

a)Fracturas inducidas,

b)Reducción del diámetro de pozo.

c)Aumento en diámetro del agujero



(Operaciones de pesca)III.- Condiciones de agujero.

a)Fracturas inducidas,

b)Reducción del diámetro de pozo.

c)Aumento en diámetro del agujero





Por otro lado los problemas de estabilidad también pueden clasificarse en tres grupos de acuerdo con su origen:

a)Químico (interacción entre la roca y el fluido)

b)Mecánico (Colapso de agujero y/o descalibre)

c)Por la combinación de ambos





El problema de inestabilidad más común es la interacción roca fluido.

La lutita al contactos con el fluido de control puede generar inchamiento o contracción y perdida de esfuerzo en la formación.




III.- Condiciones de agujero. El problema de inestabilidad más común es la interacción roca fluido.





En general existen varios factores que influyen en la estabilidad del pozo tales como:

a) Los esfuerzos in situ de la formación.

b) El tipo de pozo, vertical o direccional

c) La anisotropía de la formación

d) La presión hidrostática en el pozo

e) Los efectos de temperatura

f) La interacción química





Una fractura inducida en la formación genera la perdida de fluido, esta la disminución de presión hidrostática y el consecuente flujo de agua salada y finalmente el atrapamiento de la sarta de perforación





La falta de densidad en el pozo, genera el colapso del agujero resultando en un alargamiento.

Pueden inducir a perdida de fluido.

Atrapamiento de tuberías

Pesca de herramientas

Finalmente de metros perforados,

,





La falta de densidad en el pozo.

Se manifiesta con:

Problemas la hacer la conexión.

Derrumbe de formación o excesivo recorte,

Incremento en la ECD.




0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0.70 0.75 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 1.45 1.50 1.55 1.60 1.65 1.70 1.75 1.80 1.85 1.90 1.95 2.00DENSIDAD EQUIVALENTE (gr/cc)

UNIDAD OPERATIVA REFORMA INGENIERIA DE DISEÑO

GRAFICA GRADIENTE DE FORMACION VS PROFUNDIDAD IRIDE 1158





Los costos asociados con los problemas de estabilidad de agujero han obligado a las compañías petroleras a tratar de entender que sucede cuando se perfora el pozo,

La mecánica de rocas es uno de los temas de mayor investigación.

El 70% del pozo perforado lo constituyen formaciones arcillosas.





Existen diferentes modelos aplicables para determinar la estabilidad del pozo y varias formas de clasificarlos, la Tabla III.1 presenta una clasificación basado en el tipo de comportamiento de la roca .




III.- Condiciones de agujero. Tabla No. III.1.- Clasificación de modelos de estabilidad del pozo (Fonseca, 1998)

Referencia Tipo de modelo Características especiales

Bradley(1979)Fuh(1988)Aadony y Chenevert(1987)McLean y Addis (1990)Zhou (1996)

Elástico y lineal.

Pozos direccionales.

Santarelli (1987)

Esfuerzo dependiente de la elasticidad

Análisis de laboratorio

Wang (1992)Mian (1993)

Esfuerzo dependiente de la elasticidad

Incluye efecto químico

Hsiao (1988)Yew y Liu (1992)

Lineal poro elástico

Esfuerzos en la pared del agujeroMody y Hale (193)

Lineal poro elásticoEfectos en la vecindad del agujero y efectos químicos

Sherwood(1993-95)Wong y Heidug(1995)


Efecto químico, (potencial químico de cada especie para análisis de laboratorio

Detourny, Cheng(1988)Cui(1995)


Simula el efecto de perforación instantánea.




III.- Condiciones de agujero. Bradley(1979), estableció un modelo para estudiar los problemas de inestabilidad de pozo, considera la formación como un material elástico e isotópico, en una plano de esfuerzo deformación a lo largo del eje del pozo. El modelo incluye un buen criterio para fallas por compresión y tensión en el pozo y es también aplicable a pozos direccionales, en la actualidad diferentes modelos aplican el mismo concepto de Bradley, algunos ejemplos son mostrados en la tabla No. III.1. Desafortunadamente los resultados obtenidos son cualitativos. Santarelli (1987), reconoció estas limitaciones al observar discrepancias entre los resultados observados por el modelo de Bradley y los obtenidos a partir de pruebas triaxiales en núcleos.




III.- Condiciones de agujero. Bradley(1979), El modelo incluye un criterio para fallas por compresión y tensión en el pozo y es aplicable a pozos direccionales,

Desafortunadamente los resultados obtenidos son cualitativos.

Santarelli (1987), reconoció estas limitaciones al observar discrepancias entre los resultados observados por el modelo de Bradley y los obtenidos a partir de pruebas triaxiales en núcleos.





Santarelli (1987), observó discrepancias entre los resultados obtenidos con el modelo de Bradley y los de pruebas triaxiales en núcleos.





Yew y Liu (1992), introdujeron el concepto poro elástico en el modelado de la estabilidad de pozo.

El flujo de fluidos a causa de la alteración de la presión en la vecindad del pozo genera esfuerzos adicionales que provocan la inestabilidad del agujero, este modelo es aplicable a pozos verticales, direccionales y horizontales.





Wang (1992) uso la teoría de elasticidad para estudiarlos efectos químicos entre las lutitas y los fluidos de perforación.





Wang (1992) Los perfiles del contenido de agua dentro de la formación son calculados usando:

La ecuación de convección difusión.

El modulo de Young.

La envolvente de falla

El esfuerzo de la formación.

Para evaluar la falla por tensión se consideran que son funciones lineales al contenido de agua.





Mody y Hale (1995),

Aplicaron la teoría poro elástica y consideraron que el efecto mecánico es proporcional a la diferencia entre la actividad química del fluido de perforación y el contenido de agua en la formación.





Mody y Hale (1995),

Presentaron un análisis de sensibilidad para determinar la influencia de la concentración de sal y el contenido de agua del fluido de perforación en la estabilidad del pozo.





Sherwood 1992-1995), Wong y Heidug (1995)

Extendieron las ecuaciones poro elásticas para incluir el potencial químico de todos los fluidos contenidos en los poros de la arcillas y de perforación.

Sus modelos son aplicados para pruebas de laboratorio debido a que en la practica es difícil obtener un gran numero de parámetros necesarios para el calculo de la estabilidad del agujero.





Ventana operacional para pozos desviados con diferentes fluidos de control4.




III.3.- Tipo de lodo e interacción roca fluido.

Cuando la lutita esta en contacto con el fluido de perforación se hincha o hidrata.

El grado de hidratación depende de la composición del fluido en los poros, la mineralogía de la lutita y el tipo de fluido de perforación





El esfuerzo necesario para mantener el volumen de lutita constante se conoce como presión de inchamiento o de hidratación.

Cuando la expansión de la lutita no se previene, la presión en los poros se incrementa lo que conduce a fallas o inestabilidad de agujero.

Otro componente de inestabilidad es el resultado del efecto químico.





La determinación del inchamiento de la lutita bajo las condiciones de fondo son factores clave para mejorar la estabilidad del agujero.

El entendimiento del movimiento de los iones de fluido hacia el interior y exterior de la formación es importante debido a que estos generan alteraciones en los esfuerzos que conducen a inestabilidad del agujero.





Arcillas ampliadas pozo SEN 121

400 x ----- 25 um 1000 x ----- 10 um 5000 x ----- 2 um





Existen dos aproximaciones para investigar la contribución de la interacción entre la lutita totalmente saturada, el fluido y el comportamiento volumétrico de esta con los problemas de inestabilidad del agujero.





El primero investiga las fuerzas actuando en un sistema arcilla agua electrolítica y la influencia en los cambios químicos del fluido en los poros.

El segundo, que evalúa a nivel macroscopico la influencia del flujo osmótico debido al desbalance entre la lutita y el potencial osmótico del fluido.





Aproximación microscópica.

Esta teoría combina dos grandes términos de fuerza, las fuerzas de atracción de Van der. Waals y la fuerza de repulsión electrostática, la cual ha sido aplicada con resultados aceptables en rangos de distancias de 50-500 °A.





Fuerzas de atracción de Van der. Wals.

100

200

300

400

500

600

DISTANCIA INTERPARTICULA

15 20 2510





Otros autores como Bolt (1956), Barbour y Fredlung (1989) y Chaterji y Morgenstern (1990).

Observaron que el esfuerzo principal efectivo de Terzaghi no proporciona una descripción completa del estado de esfuerzos que controlan el cambio en volumen o esfuerzo de corte de una arcilla cuando el fluido contenido en los poros cambia químicamente.





Otros autores como Bolt (1956), Barbour y Fredlung (1989) y Chaterji y Morgenstern (1990).

Las fuerzas mecánicas son el esfuerzo total (s) , los esfuerzos de contacto (s c), la presión de poro po y las fuerzas físico químicas en el termino repulsivo atractivo (R-A). .

ijefef

quinica AR




III.3.2.- Fuerzas de repulsión electrostáticas

En un sistema electrolitico arcilla agua, las superficies de arcilla cargadas negativamente responden con una mayor cantidad de cationes en la superficie de la partícula.





El concepto de difusión doble capa

Es resultado del campo de fuerzas repulsivas de las partículas.





La distribución de la densidad de cargas y potencial eléctrico en la difusión de doble capa es descrita por la ecuación de Poisson –Boltzmann. Mitchell (1976),

La carga en la superficie de la arcilla uniformemente distribuida

La constante dieléctrica independiente de la relación de Poisson, no toma en cuenta la interacción entre los iones

La ecuación de Poisson Boltzmann puede aproximarse para el caso de pequeño potencial de superficie, como las arcillas minerales.

.




III.3.4.- Condiciones de operación.

Cuando un problema de perforación se presenta, lo primero que se recomienda revisar, es las condiciones del lodo y del sistema de circulación, lo anterior debido a las funciones que el lodo de perforación debe cumplir:

.




III.3.4.- Condiciones de operación. a) Controlar la presión en superficie.

b) Mantener estable las paredes del agujero.

c) Remover y transportar los recortes generados por la perforación.

d) Mantener en suspención los recortes cuando el bombeo es detenido.

e) Proporcionar potencia hidráulica a la barrena.

f) Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación.

g) Minimizar el daño a la formación.

h) Soportar parte del peso de la sarta de perforación.

i)Transmitir datos de la formación perforada a la superficie.

.





Los lodos de perforación ejercen una presión hidrostática que puede ser calculada con la expresión .

ghFPh





La ecuación anterior, es adecuada para calcular los valores de presión a condiciones estáticas.

Cuando se perfora la presión de bombeo genera una presión de fondo mayor conocida como presión equivalente de perforación o densidad equivalente de circulación,

ghFPh





La presión equivalente de perforación o densidad equivalente de circulación,

TVDbP*052.0EMW

TVDP

ECD ae

*052.0..





La presión equivalente de perforación o densidad equivalente de circulación, ayuda a contrarrestar la presión de poro de la formación





En muchos casos encontramos presiones de poro que se salen de la tendencia normal a esto se le conoce como presión anormal de formación.

La magnitud de las presiones anormales es una de las mayores preocupaciones del ingeniero de durante la planeación del pozo.

Existen varios métodos para su estimación, los cuales proporcionan una idea donde podemos encontrar una zona anormalmente geopresionada.





Por otro lado durante la perforación se pueden ajustar los valores de densidad de lodo mediante las mediciones realizadas de los datos de la perforación, tales como Rop’s, MWD, etc.




Variación de la densidad equivalente de circulación con la profundidad, pozo Cunduacan 15.

UNIDAD OPERATIVA REFORMA INGENIERIA DE DIS EÑO DE POZOS

POZO: CUNDUACAN 15

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1.00 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 1.45 1.50 1.55 1.60 1.65 1.70 1.75 1.80 1.85 1.90 1.95 2.00 2.05 2.10

DEN S ID AD (g r/c c )De ns ida d de Lo do D.E.C. FONDO Gr/cc




El método más conocido para la detección de presiones anormales es el del exponente “dc”, el cual fue desarrollado a partir de la ecuación de Bingham (1965)





Jordán y Shirley en 1966, simplificaron la ecuación de Bingham, al asignarle un valor unitario a la constante de perforabilidad “a” y remplazaron la constante de peso sobre la barrena con el exponente “d”, de tal manera que reagruparon la ecuación





Jordán y Shirley en 1966, simplificaron


BdW

NdtdD

d

100012log

60log




Rehm y McLendon en 1971, consideraron el efecto del incremento del peso del lodo para modificar el exponente “d”, rescribiendo la ecuación como exponente “dc”.





UNIDAD OPERATIVA REFORMA INGENIERIA DE DISEÑO DE POZOS

POZO: CUNDUACAN 15 Exponente dc 2a etapa bna 10 5/8x12 1/4"

500

700

900

1100

1300

1500

1700

1900

2100

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00

Exponente dc

Prof

undi

dad

(m)

Exp. "dc" Tendencia Normal Presión de Poro (gr/cc) Dens. Lodo ( gr/cm³ )





La diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática ejercida en el pozo, es conocida como diferencial de presión.

Este es uno de los principales parámetros que causan problemas (Pegaduras y bajos ritmos de penetración ), en los pozos de perforación





Cuando la presión del pozo y de formación son aproximadamente iguales la diferencial de presión tiende a ser cero, en tal caso se considera que la formación se perfora en forma balanceada

pb PPP





Ejemplificación de la diferencial de presión entre la presión de poro y del lodo en el pozo.





La perforación balanceada con lodos ligeros es una opción viable en intervalos donde se conocen los valores de la presión de poro o en los cuales los riesgos de un brote son despreciables, esto es en formaciones de muy baja permeabilidad, duras.





Debido a que el efecto mecánico de la roca favorece la limpieza del pozo, con lo que se obtienen incrementos en el ritmo de penetración, la figura No. III.14, ilustra la diferencial de presión con el ritmo de penetración.





Debido a que el efecto mecánico de la roca favorece la limpieza del pozo, con lo que se obtienen incrementos en el ritmo de penetración.




III.3.4.- Condiciones de operación. Efecto de la diferencial de presión

sobre el ritmo de penetración cortesía de Smith Internacional.




Efecto de la diferencial de presión sobre el ritmo de penetración pozos de UOP Reforma..

ROP'S

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 10 20 30 40 50

SAMARIA 1175 CUNDUACAN 15 IRIDE 1158




Determine lla diferenciaL de presión para el pozo mostrado en la figura.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0.70 0.80 0.90 1.00 1.10 1.20 1.30 1.40 1.50 1.60 1.70

P RES ION DE FORMACION (GR/CC)


POZO: S AMARIA 1 17 5




Ejemplo:

Efecto de la diferencial de presión sobre el ritmo de penetración pozos de UOP Reforma..

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0.70 0.80 0.90 1.00 1.10 1.20 1.30 1.40 1.50 1.60 1.70

P RES ION DE FORMACION (GR/CC)


POZO: S AMARIA 1 17 5




Perdida de circulación.

Es la perdida significante y continua de lodo hacia la formación,varían desde la perdida gradual (1-10 bls por hora), es uno de los problemas más comunes y costosos.




Perdida de circulación. Dependiendo de la gravedad de la perdida de

circulación esta puede conducir a los siguientes problemas:

a) Disminución de la presión hidrostática en el pozo por abatimiento de nivel.

b) Daño a la formación productora por la cantidad de lodo perdido

c) Inestabilidad de agujero por reducción de columna hidrostática.

d) Incremento en el costo de perforación

e) Carencia de datos de la formación




Perdida de circulación. La mejor manera de evitar las

perdidas de circulación es mediante la reducción de la diferencial de presión (Formación y columna de fluido en el pozo).




Perdida de circulación.

Una vez que la densidad del lodo sé estable el siguiente paso es fijar el rango de valores para las propiedades reologicas del lodo.

Viscosidad.

Punto Cedente

Geles

Estos factores influyen en la magnitud de las caídas de presión por fricción.





Existen problemas que se pueden manejar sin interrumpir la perforación ( el control de perdidas parciales de circulación).

Las pegaduras de tubería, requieren de cierto tiempo para recuperar la herramienta pegada.





Básicamente estos se deben diferenciar por el tipo de problema que los genera tales como

a) Pegaduras por presión diferencial

b) Pegaduras por geometría del pozo ( Ojos de llave)

c) Pegaduras por la acumulación de recorte en el espacio anular.

d)Atrapamiento mecánico por herramientas perdidas en el agujero.

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