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MODELADO GRÁFICO PARA EL DISEÑO DE POZOS PETROLEROS VERTICALES EN CAMPOS TERRESTRES TESIS PARA OBTENER EL GRADO DE DOCTOR EN MANUFACTURA AVANZADA PRESENTA MARCOS ANDRÉS JIMÉNEZ MORENO ASESOR: DR. JOSÉ ROBERTO HERNÁNDEZ BARAJAS Villahermosa, Tabasco, 8 de Febrero de 2019
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MODELADO GRÁFICO PARA EL DISEÑO DE POZOS
PETROLEROS VERTICALES EN CAMPOS TERRESTRES
TESIS
PARA OBTENER EL GRADO DE
DOCTOR EN
MANUFACTURA AVANZADA
PRESENTA
MARCOS ANDRÉS JIMÉNEZ MORENO
ASESOR: DR. JOSÉ ROBERTO HERNÁNDEZ BARAJAS
Villahermosa, Tabasco, 8 de Febrero de 2019
MODELADO GRÁFICO
PARA EL DISEÑO DE
POZOS PETROLEROS
VERTICALES EN CAMPOS
TERRESTRES
DEDICATORIA
Con cariño me es grato dedicar este trabajo de Tesis a mi familia, mi señora esposa
Marlen Marín Solís y nuestras dos grandes bendiciones: Marcos Elías y Andrés
Abdiel, por todo su apoyo incondicional, sus palabras de aliento y de motivación,
que siempre escuche de ellos, para llevar a buen término dicho trabajo y como
consecuencia la obtención del grado del doctorado.
También lo dedico a mis hermanos Rubén Jiménez Moreno y José Luis Jiménez
Moreno y a mi madre la señora Carmelina Moreno Pérez por ser parte esencial de
mi existencia.
RECONOCIMIENTOS
Va mi más sincero reconocimiento a la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE TABASCO
por haberme proporcionado el permiso y todo el apoyo administrativo para la
realización de este Doctorado y en especial al Ingeniero José Alfredo Irineo
Mijangos, por todo su apoyo que me brindo para la finalización de los tramites de
mi comisión y la realización del trabajo de tesis, durante su periodo como Director
de la División de Química.
Deseo reconocer al Centro de Tecnología Avanzada (CIATEQ AC) y a todos mis
MAESTROS por su valiosa cooperación y paciencia que me brindaron durante mis
estudios del doctorado y que gracias a ellos puedo dar por terminada una meta
más en mi vida, gracias.
AGRADECIMIENTOS
Con todo respeto, deseo agradecer a mi asesor de tesis: Dr. José Roberto
Hernández Barajas, de la Universidad Juárez Autónoma de Tabasco, División
Académica de Ciencias Biológicas, por haberme proporcionado parte de su
tiempo en las asesorías brindadas y depositar en mí su confianza para el desarrollo
y conclusión de esta.
De la manera más humilde deseo agradecer a los Doctores:
Dr. Manuel Acosta Alejandro
Dr. Lucas López Segovia
Dr. Fidel Ulín Montejo
Dr. Raúl German Bautista Margulis
Por sus revisiones, comentarios, observaciones y sugerencias hechas a mi trabajo
de grado y en especial por haber participado como mis sinodales, gracias por
todo.
Así mismo deseo agradecer todo el apoyo brindado hacia mi persona, a la
Licenciada Mercedes del C. Salvador Salvador, por todos sus apoyos y gestiones
administrativas brindadas durante el Doctorado.
Agradezco al MCA. Áureo Rivera Córdova por todo el apoyo y tiempo dedicado
en las asesorías que me brindo de Excel & Visual Basic, para poder realizar el
presente trabajo y orientarme en algunas de las locuras que nos hemos propuesto
desarrollar, muchas gracias.
RESUMEN
Durante muchos años, la industria petrolera, tanto a nivel mundial como nacional,
se ha presentado de manera continua por un periodo de carencia de técnicos e
ingenieros capaces de enfrentar los retos que se han suscitado en los diversos
campos petroleros por la complejidad creciente tanto de los actuales como de los
nuevos yacimientos. Por lo anterior, resulta necesario e imprescindible vislumbrar
cuáles son los temas importantes y las competencias que se deben desarrollar en
los estudiantes de la licenciatura en Ingeniería Petrolera a fin de que, cuando
egresen de las instituciones de educación superior, cuenten con los conocimientos
y las habilidades necesarios para incorporarse a la industria petrolera.
En general, todas las instituciones de educación superior tienen la necesidad de
brindar una educación de calidad con base en un sistema de competencias en el
que se requiere la formación de un estudiante de manera integral.
Actualmente, las diversas actividades y operaciones que se realizan en las
diferentes etapas de la industria petrolera, se apoyan para su análisis y toma de
decisiones en el uso de diversas herramientas de cómputo (software) especializado,
las cuales son generalmente muy costosas y todas ellas han sido desarrolladas para
los diferentes servicios que ofrecen las compañías en la industria petrolera. El
desarrollo propio de un software de diseño de pozos y las diversas secciones que lo
integran, tales como la ventana operativa, el diseño de sarta de perforación, la
selección y asentamiento de las tuberías de revestimiento (TR), la cementación y
diseño de lechada y la hidráulica de fluidos de perforación, permitirá ofrecer una
alternativa adicional para estimular el interés y el desarrollo de las habilidades tanto
de alumnos de la carrera de Ingeniería Petrolera, así como también de todo
personal técnico y de campo que desee aplicar sus conocimientos a la solución
de problemas que pueden existir en las diversas intervenciones durante la
perforación.
Palabras claves: Ventana operativa, cementación, hidráulica de fluidos de
perforación, Ingeniería y Tecnología, Simulación Numérica, Geología petrolera.
SUMMARY
For many years, the oil industry, both globally and nationally, has been presented
continuously for a period of lack of technicians and engineers capable of facing
the challenges that have arisen in the various oil fields by the increasing complexity
of both the current ones as well as the new deposits. Therefore, it is necessary and
essential to glimpse which are the important issues and the competences that must
be developed in the students of the degree in Petroleum Engineering in order that,
when they leave the institutions of higher education, they have the knowledge and
skills needed to join the oil industry.
In general, all institutions of higher education have the need to provide a quality
education based on a system of competencies in which the training of a student is
required in a comprehensive manner.
Currently, the various activities and operations carried out in the different stages of
the oil industry, are supported for their analysis and decision making in the use of
various specialized computer tools (software), which are generally very expensive
and all of them They have been developed for the different services offered by
companies in the oil industry. The development of a well design software and its
various sections, such as the operating window, drill string design, the selection and
settlement of casing pipes (TR), cementation and grout design and the hydraulics
of drilling fluids, will allow to offer an additional alternative to stimulate the interest
and the development of the abilities of both students of the Petroleum Engineering
career, as well as of all technical and field personnel who wish to apply their
knowledge to the solution of problems that may exist in the various interventions
during drilling.
Keywords: Operational window, cementation, hydraulics of drilling fluids,
Engineering and Technology, Numerical Simulation, Oil Geology.
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN
1.1 Antecedentes 1
1.2 Definición del Problema 3
1.3 Objetivo General 4
1.4 Objetivos Específicos 4
1.5 Justificación 4
1.6 Hipótesis 8
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO
2.1 Introducción 9
2.2 Ventana Operativa 10
2.2.1 Presión hidrostática 13
2.2.2 Presión de sobrecarga 13
2.2.3 Determinación de gradiente de sobrecarga 13
2.2.4 Presión de formación 14
2.2.5 Presión de fractura 15
2.2.6 Métodos de evaluación del gradiente de fractura 17
2.2.7 Métodos para la detección de sobrepresiones 18
2.2.8 Exponente de perforación “d” 19
2.2.9 Método de Eaton 20
2.2.10 Determinación de asentamiento de tuberías de revestimiento 21
2.3 Sarta de Perforación 25
2.3.1 Flecha (Kelly) 25
2.3.2 Sustituto de flecha 27
2.3.3 Tubería de perforación 28
2.3.4 Tubería pesada (Heavy weight) 31
2.3.5 Lastrabarrenas (Drill collar) 34
2.3.6 Tipos de lastra-barrenas 35
2.3.7 Selección del diámetro de los lastrabarrenas 39
2.4 Cementación 43
2.4.1 Lechada de cemento 44
2.4.2 Cemento portland 44
2.4.3 Clasificación API y ASTM de los cementos 45
2.4.4 Cementación primaria 46
2.4.5 Aditivos para la cementación 47
2.4.6 Comportamiento de los aditivos 48
2.4.7 Rendimiento de la lechada 49
2.4.8 Requerimiento de agua 49
2.4.9 Problemas más frecuentes y como prevenirlos 50
2.5 Hidráulica de Fluidos de perforación 51
2.5.1 Funciones del fluido de perforación 51
2.5.2 Propiedades reológicas 53
2.5.2.1 Viscosidad de embudo 53
2.5.2.2 Esfuerzo de corte y velocidad de corte 54
2.5.2.3 Viscosidad efectiva 54
2.5.2.4 Viscosidad aparente 55
2.5.2.5 Viscosidad plástica 55
2.5.2.6 Punto cedente 56
2.5.2.7 Viscosidad a baja velocidad de corte (LSRV) 57
2.5.2.8 Tixotropía y esfuerzos de gel 57
2.5.3 Efecto de la temperatura y la presión sobre la viscosidad 58
2.5.4 Sistema de circulación del fluido de perforación 59
CAPÍTULO III PROCEDIMIENTO DE INVESTIGACIÓN
3.1 Diagrama de flujo 65
3.2 Descripción del programa 66
3.3 Diagramas de flujo 68
CAPÍTULO IV RESULTADOS
4.1 Interfaz gráfica 69
4.2 Geopresiones 70
4.3 Ventana operativa reales 75
4.4 Diseño de sarta de perforación 77
4.5 Asentamiento de TR 82
4.6 Cementación 87
4.7 Hidráulica de fluidos de perforación 97
Conclusiones 103
Aportación de la Tesis 104
Recomendaciones 104
Productos de Tesis 105
Referencias bibliográficas 106
ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Selección de profundidades de asentamiento de Tr 23
Figura 2. Carta de tuberías de revestimiento y barrenas 24
Figura 3. Piso de trabajo, identificación del Kelly & Kelly bushings 26
Figura 4. Elementos que integran la válvula de seguridad o de pie 27
Figura 5. Mesa rotaria, kelly y unión giratoria 28
Figura 6. Tubería de perforación 29
Figura 7. Enrosca de tubería de perforación 30
Figura 8. Tubería pesada-Heavy weight, lisa e helicoidal 32
Figura 9. Tubería pesada con recalcado a la mitad del cuerpo liso 33
Figura 10. Punto neutro dentro y fuera de la sección de DC 35
Figura 11. Lastrabarrena liso 36
Figura 12. Lastrabarrena corto, en patio de tubería 37
Figura 13. Lastrabarrena helicoidal-espiralado 38
Figura 14. Lastrabarrena no magnético 39
Figura 15. Partes de las que se compone un lastrabarrena 40
Figura 16. Problemas durante la perforación originados por una incorrecta
selección del diámetro de Tr´s.
41
Figura 17. Cementación primaria 45
Figura 18. Diagrama esquemático de un sistema de circulación 59
Figura 19. Sistema de circulación simplificado 60
Figura 20. Diagrama de flujo para el desarrollo del software 68
Figura 21. Formulario Portada: Modelado Gráfico para el desarrollo de
Pozos Petroleros Verticales en Campos Terrestres
69
Figura 22. Sección Geopresiones “Introducción” 70
Figura 23. Inserción de datos y generación de información numérica 71
Figura 24. Gráficas de profundidad y dc, presión de sobrecarga y presiones. 72
Figura 25. Datos numéricos de densidades y gráfica de la ventana
operativa
72
Figura 26. Sección de evaluación de TR-1 73
Figura 27. Sección de evaluación de TR-2 74
Figura 28. Sección de evaluación de TR-3 74
Figura 29. Introducción a la sección de ventana operativa real 75
Figura 30. Pozo Tsimin 5, datos de profundidad, presión de poro y gradiente
de fractura.
76
Figura 31. Pozo Xikin 1, con datos de profundidad, presión y gradientes de
poro y gradiente de fractura, con sus respectivos factores de seguridad.
76
Figura 32. Introducción, “Diseño de sarta de perforación” 77
Figura 33. Método nivel técnico, PEP 78
Figura 34. Guía de diseño de sarta de perforación, PEP, Etapa 2 78
Figura 35. Guía de diseño de sarta de perforación, PEP, Etapa 3 79
Figura 36. Guía de diseño de sarta de perforación, PEP, Etapa 4 79
Figura 37. Diseño de sarta de perforación, Método de la Elipse “Esfuerzos” 80
Figura 38. Diseño de sarta de perforación, “Diseño por Tensión” 80
Figura 39. Diseño de sarta de perforación, “Diseño por Colapso” 81
Figura 40. Diseño de sarta de perforación, “Resistencia cbt” 81
Figura 41. Diseño de sarta de perforación, “Diseño por Torsión” 82
Figura 42. Introducción de la sección de asentamiento de TR 83
Figura 43. Datos de entrada para la ventana operativa considerando
margen de seguridad y de arremetida
84
Figura 44. Asentamiento de TR, volumetría de lechada, sección 1 85
Figura 45. Diseño de TR, lechada de cabeza y cola, volumetría sección 2 85
Figura 46. Diseño de TR, lechada de cabeza y cola, volumetría sección 3 86
Figura 47. Resumen de volumetría final en cabeza y cola 86
Figura 48. Identificación de la región de corrosión 87
Figura 49. Introducción, sección cementación 87
Figura 50. Estado mecánico. Agujero y TR 88
Figura 51. Tabla de selección de diámetro de barrenas y Tr´s 89
Figura 52. Cálculos de volumetría y diseño de lechada 90
Figura 53. Resumen de resultados de la cementación 90
Figura 54. Resumen de resultados de la cementación 91
Figura 55. Volumetría y diseño de lechada de empresas americanas 92
Figura 56. Volumetría y diseño de lechada para la segunda etapa 92
Figura 57. Ejemplo de rendimiento y densidad de lechada 93
Figura 58. Determinación del % de tipos de cemento en una mezcla 93
Figura. 59. Características del cemento: API, Halliburton, PEP utilizados en
cementación.
94
Figura 60. Reparación de una pérdida de circulación con bentonita 95
Figura 61. Reparación de una pérdida de circulación con tapón de barita 96
Figura 62. Prueba de Goteo, comportamiento de presión y MPP-GF 97
Figura 63. Introducción a la hidráulica de fluidos de perforación 97
Figura 64. Diseño del estado mecánico 99
Figura 65. Hidráulica aplicada a fluidos de perforación 100
Figura 66. Diseño del estado mecánico, M-I Swaco 101
Figura 67. Hidráulica de fluidos de perforación, M-I Swaco 101
Figura 68. Reología de lodos y modelo de Bingham 102
Figura 69. Reología de lodos y modelo de Ley Exponencial 102
ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Empresas dedicadas a la exploración, perforación y distribución de
hidrocarburos en la región
2
Tabla 2. Instituciones que ofrecen estudios relacionados a la exploración y
producción de petróleo y gas.
5
Tabla 3. Rangos de la tubería de perforación 30
Tabla 4. Selección de diámetro de lastrabarrenas 42
Tabla 5. Tabla de clasificación API y ASTM de los cementos 45
1
CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN
1.1 Antecedentes
Durante muchos años, la industria petrolera, tanto a nivel mundial como nacional,
se ha presentado de manera continua por un periodo de carencia de técnicos e
ingenieros capaces de enfrentar los retos que se han suscitado en los diversos
campos petroleros por la complejidad creciente tanto de los actuales como de los
nuevos yacimientos (Villegas Javier, 2014). Por lo anterior, resulta necesario e
imprescindible vislumbrar cuáles son los temas importantes y las competencias que
se deben desarrollar en los estudiantes de la licenciatura en Ingeniería Petrolera a
fin de que, cuando egresen de las instituciones de educación superior, cuenten
con los conocimientos y las habilidades necesarios para incorporarse a la industria
petrolera.
De manera adicional, las asociaciones profesionales de ingenieros petroleros y las
diferentes empresas petroleras han hecho esfuerzos en determinar las
competencias críticas que están asociadas a los retos técnicos y a las capacidades
de análisis que los ingenieros petroleros deben poseer para entender el porqué es
importante el diseño de pozos, conocer el volumen del yacimiento, identificar y
cuantificar los diferentes perfiles geológicos a atravesar, diseñar y determinar el
volumen de lechada, el tipo y comportamiento de los yacimientos, el flujo de fluidos
a través del sistema integral de producción, entre otros aspectos; y de esa forma
poder proponer alternativas de explotación que maximicen la producción de
hidrocarburos minimizando el daño a la formación geológica.
El estado de Tabasco se considera como uno de los Estados con mayor aportación
económica a nivel nacional y lo anterior se debe a la gran cantidad de
hidrocarburos que se extrae de su subsuelo, ya sea en forma de gas o aceite,
seguido por Veracruz y Campeche, razón por la cual, durante muchos años, ha
existido una gran diversidad de empresas prestadoras de servicios relacionadas
con la exploración, perforación y distribución de crudo como, por ejemplo, las que
se enlistan en la Tabla 1.
2
Actualmente, las diversas actividades y operaciones que se realizan en las
diferentes etapas de la industria petrolera, se apoyan para su análisis y toma de
decisiones en el uso de diversas herramientas de cómputo (software) especializado,
las cuales son generalmente muy costosas y todas ellas han sido desarrolladas para
los diferentes servicios que ofrecen las compañías en la industria petrolera (UTTAB
2010).
Tabla 1. Empresas dedicadas a la exploración, perforación y distribución de
hidrocarburos en la región
Empresas Nacionales Empresas Trasnacionales
1. Integradora de Perforaciones y Servicios (IPS) 1. Schlumberger
2. Integradora de Perforaciones de Campeche (IPC) 2. Halliburton
3. Herramientas Varco 3. Petrofac
4. Perfolat de México S. A. de C. V 4. Frank International
5. Qmax México S. A. de C. V (QMAX) 5. Cameron de México
6. Grupo Protexa 6. Wolfwork
7. Compañía Mexicana de Exploraciones S.A. de C.V.
(COMESA)
7. Tacker solutions
8. PEMEX Exploración y Producción
9. Tuboscope – National Oilwell Varco
10. Nov Brand –Control de sólidos
11. Guardian
12. Gytsa-Control de sólidos
13. GSM-Bronco Drilling
14. Mogel-fluidos
15. M-I Swaco A Company Schlumberger
16. Petronaval Aceros y Soluciones
17. Tenaris Tamsa
18. La Huasteca
19. Vetco Grey –G&E
En el caso particular de las etapas de exploración, perforación y producción, las
herramientas de cómputo son muy costosas y no están disponibles para fines
académicos ya que las empresas trasnacionales generalmente solo capacitan a
su personal previamente seleccionado de manera interna, actividad que les
permite ser los únicos que pueden realizar y analizar los estudios técnicos y de
ingeniería para el control y manejo de los recursos.
En el marco de la reforma energética, se ha esperado una nueva expansión
económica en el sector energético (el “boom petrolero”); sin embargo, éste no se
3
ha presentado aún, no al menos en el área laboral, aunque ya existe en el área
académica, tanto en Tabasco, Veracruz y en algunos Estados que no son
poseedores de hidrocarburos en su subsuelo, como por ejemplo: Nuevo León y
Yucatán; así mismo, instituciones de educación superior de esos Estados han
comenzado a ofertar la Licenciatura en Ingeniería Petrolera cultivándose líneas de
investigación relacionadas a la modelización de yacimientos de hidrocarburos.
Con referencia a estudios técnicos previos de geopresiones, existen diversos
estudios y recopilaciones técnicas, entre las que destacan la Guía para las
Predicciones de Geopresiones (PEP, 2005), Finkbeiner et al. (2001), Dutta (2002),
Gyllenhammar (2003), Traugott (2005), Okiongbo (2011) y Zhang (2013). En estas
fuentes se encuentran disponibles diversos métodos, modelos y correlaciones
empíricas para el cálculo de la presión en medio poroso.
1.2 Definición del problema Las instituciones de educación superior tienen la necesidad de brindar una
educación de calidad con base en un sistema de competencias en el que se
requiere la formación de un estudiante de manera integral, además de proveer
capacitaciones a los trabajadores de diferentes compañías y áreas que se lo
solicitan como, por ejemplo: PEP (Pemex Exploración y Perforación).
En particular, la Universidad Tecnológica de Tabasco es una institución con
aproximadamente 23 años de creación, sin embargo, no cuenta con el o los
software y equipamiento necesario para hacer prácticas del área petrolera
(perforación), es de vital importancia que sus estudiantes, maestros y personal
externo pueda poner en práctica el conocimiento adquirido y transmitido en las
aulas y laboratorios facilitando así la adquisición del aprendizaje significativo.
Para un ingeniero petrolero es importante comprender el comportamiento de un
pozo petrolero en sus diversas etapas de exploración, perforación y producción;
por tal razón, su diseño refleja el grado de conocimiento, experiencia, manejo de
datos e información de campo provenientes de áreas de diversas disciplinas cuyo
trabajo en equipo permite la planeación y ejecución del proyecto.
4
1.3 Objetivo general
Desarrollar el primer instrumento de modelado gráfico de uso académico aplicable
al diseño mecánico de la perforación de pozos petroleros verticales terrestres
permitiendo agilizar y corroborar las consideraciones y especificaciones de las
herramientas seleccionadas para el diseño de la perforación del pozo.
1.4 Objetivos específicos
a) Diseñar la ventana operativa utilizando el método de Hubber-Willis con
información de campo, brindada por un pozo exploratorio.
b) Realizar los diseños de sarta de perforación, considerando la información
que se tenga de las diferentes herramientas, aplicando las técnicas de
campo e ingeniería.
c) Aplicar la metodología de diseño y selección de asentamiento de
tuberías de revestimiento, previo el análisis de las geopresiones, para
corroborar que estas cumplen con la resistencia de las cargas impuestas
durante la perforación, terminación y reparación de pozos.
d) Determinar el estado mecánico, volumetría y diseño de la lechada en
cada una de las etapas que se presenten acorde al diseño,
considerando los diámetros de las barrenas y de las tuberías de
revestimiento.
e) Determinar la hidráulica del pozo en las diversas intervenciones,
seleccionando previamente el método a desarrollar, PEP y Baroid.
1.5 Justificación
El desarrollo propio de un software de diseño de pozos y las diversas secciones que
lo integran, tales como la ventana operativa, el diseño de sarta de perforación, la
selección y asentamiento de las tuberías de revestimiento (TR), la cementación y
diseño de lechada y la hidráulica de fluidos de perforación, permitirá ofrecer una
alternativa adicional para estimular el interés y el desarrollo de las habilidades tanto
de alumnos de la carrera de Ingeniería Petrolera, así como también de todo
5
personal técnico y de campo que desee aplicar sus conocimientos a la solución
de problemas que pueden existir en las diversas intervenciones durante la
perforación.
Solo en Tabasco existe una diversidad de instituciones tales como universidades
públicas estatales, descentralizadas o privadas, e institutos tecnológicos y centros
de investigación (Ver Tabla 2). Sin embargo, estas instituciones tienen un factor
común: carencia de profesores especializados y del perfil del área, falta de
equipamiento para la impartición de las asignaturas especializadas (materiales y
equipo de laboratorio, software técnico, entre otros).
En el sector petrolero, las compañías locales, nacionales y trasnacionales suelen
requerir de personal técnico y de ingeniería para su operación, desarrollo y
consolidación; razón por la cual las competencias de los futuros profesionales que
trabajarán en la industria petrolera deben considerarse desde la elaboración de
los planes de estudios de la carrera de Ingeniería Petrolera y asegurarse de contar
con todo el material de apoyo didáctico (laboratorios, visitas a campo, software,
entre otros). Por ello, se confía en que el desarrollo del talento profesional debe
descansar sobre bases sólidas e iniciar desde las universidades, ya que esto
impacta en los tiempos en que un ingeniero petrolero comienza a ofrecer
resultados. Los tiempos estimados para desarrollar a un experto en compañías
innovadoras se encuentra entre los 6 a 8 años a partir de su contratación en una
empresa. Las compañías más conservadoras requieren hasta 12 años para
desarrollar a un experto.
Sin embargo, si el plan de estudios contempla los temas con los fundamentos
necesarios para reducir estos tiempos, la carencia de ingenieros petroleros con las
habilidades para dar solución a los problemas de los campos petroleros también
será menor, razón por la cual el presente trabajo aspira a ser un puente de tránsito
desde la teoría a la práctica, dando como resultado una formación con mayor
solidez que coadyuve en la competitividad de las compañías.
Tabla 2. Instituciones que ofrecen estudios relacionados a la exploración y
producción de petróleo y gas.
6
Institución Educativa (Sedes) Programa de Estudios Nivel*
Universidad Popular de la Chontalpa
(H. Cárdenas)
Ingeniería en Química Petrolera
Geología Petrolera
L
E
Universidad Juárez Autónoma de Tabasco
(Cunduacán, Centro)
Ingeniería en Geofísica
Sistema Offshore
L
E
Universidad Autónoma de Guadalajara
(Villahermosa)
Ingeniería Petrolera
Productividad de Pozos Petroleros
Ingeniería de Hidrocarburos
L
E
M
Universidad Olmeca
(Villahermosa)
Ingeniería Petrolera
Ingeniería Geofísica
Ingeniería en Geología
Ingeniería Petrolera
L
L
L
M
Universidad Politécnica del Golfo de
México (Paraíso)
Ingeniería Petrolera
Gestión de Hidrocarburos
L
M
Instituto Universitario de Yucatán
(Villahermosa)
Ingeniería Petrolera
Ingeniería en Geociencias
Gestión de Hidrocarburos
L
L
M
Instituto de Ciencias y Estudios Superiores
de Tamaulipas (Villahermosa)
Ingeniería Petrolera
Ingeniería Petrolera
L
M
Universidad Valle del Sureste
(Huimanguillo)
Ingeniería Química Petrolera
Exploración y Producción de
Hidrocarburos
L
M
Universidad del Valle de México
(Villahermosa)
Perforación
Ingeniería en Petróleo y Gas
T
L
Universidad Vasconcelos de Tabasco
(Paraíso)
Ingeniería Petrolera
Ingeniería Petrolera
L
M
Instituto Tecnológico de Villahermosa
Ingeniería Petrolera
L
Instituto Tecnológico de la Chontalpa
(Nacajuca)
L
Instituto Tecnológico de Villa La Venta
(La Venta)
L
Instituto Tecnológico de Macuspana
(Macuspana)
L
Universidad Popular del Estado de
Veracruz (Cunduacán)
L
Universidad de Negocio y Petróleo
(Villahermosa)
L
Universidad Los Ángeles (Comalcalco) L
Universidad Acrópolis (Comalcalco) L
Universidad Mexicana del Sureste
(Comalcalco)
L
Universidad ASBEMAAN (Frontera) Ingeniería Química Petrolera L
Universidad Politécnica del Centro Ingeniería Geofísica Petrolera L
Colegio de Posgrado en Ingeniería
Petrolera y Geociencias de México
(Paraíso)
Petróleo y Gas (internacional) M
7
Universidad Tecnológica de Tabasco Fluidos de Perforación T * T: Técnico Superior Universitario, L: Licenciatura, E: Especialidad, M: Maestría.
Según la American Society for Training & Development (ASTD), el 85% del valor de
una organización es atribuible a sus activos intangibles de los que forma parte el
capital humano (Citado en Villegas Javier, 2014). Esto implica una fuerte
competencia por talento entre las petroleras para el futuro. Un análisis de oferta y
demanda de talento petrolero indica que la escasez es un fenómeno global; Esta
escasez se concentra en América del Norte (Estados Unidos y Canadá) y Medio
Oriente y Rusia (Schlumberger Business Consulting, Surviving the skills shortage, 2006).
En conclusión, esos países registrarán un déficit de 930 profesionales técnicos
petroleros cada año durante la próxima década, debido a que las universidades
no están formando jóvenes profesionistas especializados en el sector al ritmo
necesario como para satisfacer la demanda mundial ni con el nivel de dominio
que se requiere. En caso de no resolverse lo anterior, la próxima década traerá
consigo una enorme necesidad de talento para mantener los niveles de
productividad requeridos en materia energética.
De manera adicional y no menos importante, en los últimos años, se ha tenido de
manera continua un gran avance en el desarrollo de software de ingeniería
petrolera y aunado a ello un avance tecnológico en herramientas y
procedimientos; sin embargo, en el presente trabajo se plantean algunos aspectos
que podrían mejorar la eficiencia y el beneficio de dicha modelización gráfica, ya
que abarca etapas importantes e imprescindibles en área de diseño de pozos.
Generalmente el software debería brindar la capacidad de adaptar el diseño a las
necesidades del usuario y no al revés como en la mayoría de los casos sucede, en
este caso particular el software estará diseñado para que los usuarios puedan
manejar e integrar formación real de campos, que previamente ya han sido
explotados y que se utilizan como pozos seleccionados para servir de correlación.
La mayoría de los paquetes de cómputo de estas empresas tienen algunas
características en común, utilizan consideraciones en las ecuaciones originales
para posibilitar y facilitar la solución de un problema, pero lamentablemente el
8
usuario no siempre las conoce y, peor aún, no está facultado para modificar dichos
procedimientos. Es muy común que estas consideraciones requieran ciertos ajustes
o datos difíciles de obtener o aquellos que son medidos con mayor grado de
incertidumbre. En caso de que llegase a necesitar alguna adecuación o extensión
del funcionamiento del programa, los usuarios tendrían que comunicarlo al
fabricante y esperar una respuesta favorable del fabricante para realizar la
modificación, esperar que la modificación funcione y, por supuesto, realizar un
pago por dicha modificación.
Otro punto importante y relevante es la disponibilidad y compatibilidad del
software de ingeniería petrolera; es muy común que surja algún problema de
compatibilidad con cada nueva versión de los sistemas operativos, por lo que
resulta difícil que globalmente se maneje la misma versión (o la más reciente) de
un software.
1.6 Hipótesis
Con el presente trabajo se pretende disminuir la brecha entre la parte teórica con
la experiencia de campo (diseño de pozos) ya que el usuario tendrá la oportunidad
de manejar información real provenientes de campos petroleros existentes en la
región y de las diversas intervenciones, como por ejemplo: perforación,
cementación e ingeniería de pozos, es importante mencionar que en la etapa de
diseño, se manejan grandes cantidades de datos y de distintas áreas, así como
también se ponen a prueba los conocimientos adquiridos en el aula, mediante las
suposiciones que permitan comprender la situación actual del pozo y su
comportamiento a futuro acorde a las intervenciones durante su desarrollo o
explotación.
9
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO
2.1 Introducción
El diseño de la perforación de pozos petroleros generalmente es considerado como
todo un proceso sistemático y ordenado; sin embargo, este puede requerir que uno
u otros aspectos de él se determinen unos antes que otros como, por ejemplo, el
determinar la presión de fractura requiere que las presiones de formación y
sobrecarga previamente hayan sido determinadas.
Hoy en día, las diferentes etapas a seguir durante el diseño de los pozos productores
de hidrocarburos están bien definidas y son enunciadas de la siguiente manera:
Recopilación de la información disponible
Predicción de la presión de formación y fractura
Determinación de la profundidad de asentamiento de las tuberías de
revestimiento
Selección de la geometría y trayectoria del pozo
Programa de fluidos de perforación
Programa de barrenas
Diseño de tuberías de revestimiento y programa de cementación
Diseño de sarta de perforación
Programa hidráulico
Selección del equipo de perforación
Tiempos estimados de perforación
Costos de la perforación
Todo este proceso ya está generalizado, este es aplicable a cualquier tipo de
pozos, es decir, pozos verticales o direccionales, siempre y cuando durante su
desarrollo se mantenga presente el aplicar la tecnología adecuada en cada una
de las etapas.
La perforación es la actividad principal de la industria petrolera, pero su objetivo
principal es realizar una conexión física entre el yacimiento en el subsuelo y la
10
superficie, de una manera controlada y segura, que al final permitirá la explotación
y extracción del hidrocarburo (gas, aceite) de una forma natural o artificial.
Las diversas actividades petroleras son de gran importancia para el crecimiento
económico e industrial de cualquier país y debido a la gran cantidad de capital
que se maneja en esta industria es importante minimizar los errores de cálculo y
accidentes que en ella se generen. Lo anterior, permite valorar y comprender su
importancia en cada una de las partes de la ingeniería de perforación, con el
objetivo de realizar un óptimo diseño de un pozo, con todo lo que esto implica:
presiones, tuberías, operaciones de cementación, control y seguridad del pozo, así
como también la optimización de los procesos de perforación.
2.2 VENTANA OPERATIVA
Una de las etapas críticas en el desarrollo de campos petroleros, es el diseño
correcto de la ventana operativa (Sánchez Rodríguez, 2017). Un diseño con alta
incertidumbre impedirá alcanzar el objetivo. La estabilidad del pozo se considera
cuando el diámetro de este es el mismo que el de la barrena con la cual se está
perforando. Por el contrario, la inestabilidad del pozo se refiere a las condiciones
que originan fallas por compresión o por tensión en la roca presente en las paredes
del pozo. En general, la inestabilidad del pozo se relaciona con problemas de
atrapamiento de tubería, derrumbes o colapso del pozo, pozos esbeltos,
desviación no programada del pozo, entre otros.
La etapa más importante en el diseño de la ventana operativa se encuentra en
una buena elección de la línea base de lutitas, ya que de ella dependerán los
resultados que se obtengan en los valores de gradientes de presión de formación
(poro), fractura y sobrecarga. Tomando en cuenta esta primicia, se pueden
obtener diversos modelos de ventana operativa para un solo pozo, ya que el
resultado dependerá en gran medida del conocimiento y experiencia que tenga
el analista de la zona a perforar (Sánchez Rodríguez, 2017).
11
Cada vez se presenta mayor demanda de los hidrocarburos como fuentes
energéticas, pero al mismo tiempo crece la dificultad de exploración porque se
lleva a cabo en zonas tectónicamente activas, altamente falladas e, incluso, en
aguas muy profundas en donde existen altas presiones y temperaturas.
En general, los problemas de estabilidad de pozo le cuestan a la industria entre 400
y 600 millones de dólares anuales, debido a las dificultades asociadas a la
perforación de las diversas formaciones (Van Oort et al., 1996). Un adecuado
diseño de pozo incluyendo la optimización de la trayectoria del pozo y una buena
formulación del fluido de perforación, puede ayudar a prevenir los complejos
problemas de pegadura de tuberías y pérdidas de circulación causadas por
colapso de pozo (Zhang et al., 2006).
La ventana operativa nos expresa si se puede perforar o no un pozo (Ojeda
Bustamante, 2015), es el área definida principalmente por las curvas de presión de
poro y el gradiente de fractura. Pero la ventana operativa también consiste en las
curvas del esfuerzo mínimo (cierre de las fracturas inducidas, el límite de
rompimiento y pérdida total de circulación) también denominadas, densidad de
trabajo y máxima y en otras ocasiones denominadas, margen de seguridad y de
arremetidas (brote). Estas cuatro curvas ayudan a definir las densidades del lodo
de perforación y asentamiento de las tuberías de revestimiento que garanticen la
integridad mecánica y el gradiente de formación suficiente para la planeación de
cada etapa.
La relación entre la curva de colapso de la formación y la presión dentro del pozo
determinan la presencia de cavernas, cierres de pozo, atrapamiento de sarta y
fractura de la formación entre otros fenómenos (Arreola González, 2016). El
conocimiento exacto de los gradientes de formación y de fractura juega un papel
de gran importancia en las operaciones de perforación y terminación de pozos.
Constituyen la base fundamental para la óptima programación del lodo de
perforación y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberías de
revestimiento para mantener el control del pozo.
12
Con programas de perforación bien planeados se reduce el daño causado por el
lodo a las formaciones productoras, se aumenta al máximo el ritmo de penetración
y se disminuyen considerablemente los problemas provocados por un mal
asentamiento de las tuberías de revestimiento, especialmente en zonas con presión
anormal donde la presión de formación puede estar muy cerca a la de fractura.
Por ello, el entendimiento del origen, la detección y evaluación de las presiones de
formación y de fractura es sumamente importante, especialmente en la
perforación de tipo exploratorio.
El método más efectivo para planear la perforación de un pozo y determinar cómo
se llevará el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones
(Schlumberger, 2010). En este perfil se comparan las relaciones entre la presión de
formación, el gradiente de fractura y el peso del lodo a utilizar durante la
perforación. La existencia de formaciones geológicas altamente presurizadas en el
subsuelo ha causado severos problemas durante la perforación y terminación de
pozos en muchas áreas petroleras del mundo. En ocasiones, han generado la
contaminación de entorno ecológico, la pérdida de vidas humanas, la pérdida de
reservas de hidrocarburos y grandes erogaciones económicas para su control y la
forma para remediar los daños causados.
En nuestro país, las formaciones con presiones anormales se encuentran en un
rango de edades geológicas que incluyen desde el Terciario hasta el Jurásico, en
profundidades que varían entre unos cuantos metros hasta más de 5 mil metros en
zonas tanto terrestres como costa afuera.
En la actualidad, con la explotación de los horizontes productores y una baja
importante en la presión de los mismos, ha ocurrido un impacto importante en las
zonas de transición que separan las zonas sobrepresionadas de las productoras, en
donde muchas veces se presentan pérdidas de circulación y obligan a la
cementación de tuberías de revestimiento que se encuentran fuera del programa.
Con el conocimiento del comportamiento que presentan los pozos, se ha logrado
atenuar la problemática descrita. Sin embargo, es evidente que se requiere una
actualización y divulgación efectiva de los conocimientos necesarios para
controlar este tipo de problemas.
13
2.2.1 Presión hidrostática
La presión hidrostática, Ph , es la ejercida por el peso de una columna de fluido sobre
una unidad de área. No importa cuál sea el área de la sección de la columna se
expresa en kg/cm² y se calcula de la siguiente manera (PEP, 2005):
𝑃ℎ =1
10𝜌 × 𝑇𝑉𝐷 Ec. (1)
Donde es la densidad del fluido (g/cm³) y TVD es la distancia vertical existente
(m). La presión hidrostática es afectada por:
Contenido de sólidos.
Gases disueltos.
La diferencia de gradientes de temperatura del fluido.
2.2.2 Presión de sobrecarga
Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos
contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos, etc.), sobre
las formaciones subyacentes. Se expresa de la siguiente manera (IPN, 2013):
𝑆 = 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧 𝑟𝑜𝑐𝑜𝑠𝑎 + 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑡𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 Ec. (2)
La sobrecarga aumenta con la profundidad, a medida que incrementa la
densidad de la roca y disminuye la porosidad debido a que, al aumentar el peso
acumulado y la compactación, los fluidos son empujados fuera de los espacios
porosos, de manera tal que la matriz incrementa con relación a los fluidos de poro.
2.2.3 Determinación de gradiente de sobrecarga
Conocer el gradiente de sobrecarga es esencial para lograr cálculos precisos, de
los gradientes de presión de formación y fractura.
14
Los cálculos del gradiente de sobrecarga se basan en el valor promedio de
densidad aparente de la roca (bulk density) para un intervalo dado en
profundidades. Matemáticamente, la presión de sobrecarga es calculada:
En unidades CGS/SI 𝑆 = 𝑔 × 𝜌𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 × 𝑇𝑉𝐷 Ec. (3)
En unidades Británicas 𝑆 = 0.433𝑔 × 𝜌𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 × 𝑇𝑉𝐷 Ec. (4)
Donde S es la presión de sobrecarga (kPa o psi), g es la aceleración gravitacional
(9.81 m/s² o 32.174 ft/s²) 𝜌𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 es la densidad aparente de la roca en g/cm3 o lb/ft³
y TVD en m o ft. El gradiente de sobrecarga varía de un lugar a otro, por lo que
debe calcularse para cada zona en especial (Martínez Mejía, 2011).
2.2.4 Presión de formación
La presión de formación se define como la presión ejercida por el fluido contenido
dentro de los espacios de poro de una roca o sedimento. Con frecuencia se
denomina también “presión de poro”. La presión de formación se refiere a la
presión hidrostática ejercida por el fluido de poro y depende de la profundidad
vertical y la densidad del fluido de formación. Las presiones de formación o de poro
que se encuentran en un pozo pueden ser normales, anormales (altas) o
subnormales (bajas).
Generalmente, los pozos con presión normal no crean problemas para su fase de
planeación. Los pozos con presiones subnormales pueden requerir tuberías de
revestimiento adicionales para cubrir las zonas débiles o de baja presión cuyo
origen puede ser: factores geológicos, tectónicos o yacimientos de presionados
por su explotación, mientras que los pozos con presencia de presiones anormales
requieren de una evaluación detallada que permita minimizar el riesgo y garantizar
la seguridad en la operación. La presión de formación normal, es igual a la presión
hidrostática normal de la región y varía dependiendo del tipo de fluido de
formación.
15
Por ejemplo, el gradiente normal de formación para la región del Mar del Norte es
aproximadamente 0.450 psi/ft a diferencia del gradiente normal para la región del
Golfo de México el cual es aproximadamente 0.465 psi/ft (Martínez Mejía, 2011).
2.2.5 Presión de fractura
Todos los materiales, incluyendo las rocas, tienen una resistencia finita. La presión
de fractura se puede definir como la presión máxima que puede soportar una
formación antes de que exceda su resistencia a la tensión y se fracture. Los factores
que afectan la presión de fractura incluyen:
Tipo de roca
Esfuerzo “in situ”
Zonas débiles tales como fracturas
Condiciones del hueco
Relación con la geometría del pozo y la orientación de la formación
Características de lodo
La resistencia que opone una formación a ser fracturada, depende de la solidez o
cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. A
medida que aumenta la profundidad, se añaden esfuerzos de compresión de raíz
de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las
fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y la mayoría de las
fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente
se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga).
Si se fractura una roca, esto presenta una situación parcialmente peligrosa en el
pozo. En primer lugar, en la zona fracturada se producirán pérdidas de lodo;
dependiendo del tipo de lodo y volumen perdido, esta situación puede representar
incrementos en los costos. La pérdida de lodo se puede reducir o evitar reduciendo
la presión anular a través de tasas de bombeo menores, o es posible que se
requiera una acción correctiva más costosa, en la que se requieran utilizar
diferentes materiales para tratar de “taponar” la zona fracturada y evitar pérdidas
posteriores. Por otra parte, si la pérdida de lodo puede caer y así reducirse la presión
hidrostática ejercida en el hueco “agujero” lo cual puede conducir a una situación
16
de bajo balance en alguna zona del pozo. Esta podría iniciar a fluir y presentarse
un brote y finalizar en un descontrol subterráneo. Existen al menos dos formas
directas de cómo estimar la presión de fractura:
1. La primera es un método poco recomendado. Si ocurren pérdidas de lodo
hacia la formación durante la perforación, pueden ocurrir dos escenarios
posibles:
Se perforó una formación altamente cavernosa
Se fracturó la formación
Conociendo la profundidad de la zona fracturada y la presión de circulación
que crea equilibrio en el pozo en el momento de la fractura, es posible calcular
la presión de fractura.
2. Pruebas de fugas: Son pruebas realizadas al inicio de cada sección de
agujero con la finalidad de determinar la presión de fractura en ese punto.
Al final de una sección de hueco, se corre la tubería de revestimiento y se cementa
en su lugar para aislar todas las formaciones perforadas. Antes de continuar
perforando la siguiente sección de hueco, es fundamental probar si la adherencia
del cemento es lo suficientemente fuerte como para evitar que los fluidos de alta
presión, que se puedan encontrar en la siguiente sección de hueco, fluyan hacia
las formaciones más someras o hasta superficie. Si el cemento soporta la presión
ejercida durante la prueba, entonces se producirá la fractura de la formación, bajo
condiciones controladas. La formación a esta profundidad, debido a que es el
punto más somero, generalmente será la formación más débil encontrada en la
siguiente sección de hueco, de manera tal que la presión de fractura determinada
a partir de la prueba será la expresión máxima que se puede ejercer en el pozo sin
causar fracturas.
Es posible realizar dos tipos de pruebas:
Prueba de integridad de la formación (FIT: Formation Integrity Test): Se realiza
generalmente cuando se tiene un buen conocimiento de las presiones de
formación y fractura en cierta región. Con cada prueba, en lugar de inducir
17
la fractura, se llega hasta una presión máxima predeterminada, que se
considere lo suficientemente alta como para perforar la siguiente sección
de hueco de manera segura.
Prueba de fuga (LOT: Leak Off Test): La cual implica el fracturamiento real
de la formación. Una vez que se perfora la zapata y el cemento, una sección
pequeña (generalmente de 10 ft) de hueco nuevo se perforará por debajo
del cemento. El pozo se cierra y se bombea lodo a tasa constante, para
aumentar la presión en el anular. La presión debe aumentar de manera
lineal y se realiza un seguimiento muy de cerca para detectar los indicios de
fuga cuando cae la presión.
Durante la prueba de fuga, la fractura es inducida por el efecto combinado de dos
presiones:
La presión hidrostática del lodo
La presión de cierre aplicada al bombear lodo en el pozo cerrado
2.2.6 Métodos de evaluación del gradiente de fractura
Cuando se planea la perforación de pozos donde la información existente de
pozos vecinos es muy limitada o no existe, el gradiente de fractura puede ser
estimado usando varias técnicas de predicción. A continuación, se presentan
algunos de los métodos existentes para la estimación del gradiente de fractura:
Método de Hubbert & Willis: El método, se basa en la premisa que la fractura ocurre
cuando la presión aplicada por el fluido de perforación, excede el mínimo esfuerzo
efectivo y la presión de formación (PEP, 2005). El plano de factura es asumido
siempre perpendicular al mínimo esfuerzo principal. El gradiente de fractura puede
ser calculado, en término de gradiente de sobrecarga, relación de Poisson y
presión de formación, cono se indica a continuación:
𝐺𝐹 = (𝜗
1−𝜗) (
(𝜎𝜗−𝑃𝑓)
𝐷) +
𝑃𝑓
𝐷 Ec. (5)
18
Donde GF es el gradiente de fractura (psi/ft), 𝜗 es la relación de Poisson,
𝜎𝜗 es la presión de sobrecarga (psi), Pf es la presión de formación (psi) y D es la
profundidad (ft). Otros métodos para la evaluación del gradiente de factura son:
Método cd Matthews & Kelly
Método de Eaton
Método de Anderson et al.
Método Pilkington
Método de Cesaroni et al.
Método Breckles & Van Eekelen
Método de Daines
Método de Bryant
2.2.7 Métodos para la detección de sobrepresiones
1. Antes de la perforación: Antes de perforar cierta región, la evaluación de los
datos sísmicos puede permitir la identificación, o la predicción, de posibles zonas
de sobrepresión. Los reflectores sísmicos y la modelización posterior se utilizan para
identificar las estructuras geológicas, litología, estratigrafía y cambios de facies, en
busca de posibles trampas de hidrocarburos.
2. Indicadores en tiempo real, como por ejemplo la “Tasa de penetración” (ROP):
La tasa de penetración (Rate of penetration) es generalmente el “punto de
partida” para la predicción de la sobrepresión, considerando que es un parámetro
que se está controlando constantemente.
A una mayor profundidad, la sobrecarga creciente conduce a una mayor
compactación y menor porosidad. Por tanto, es normal esperar que la ROP
disminuya gradualmente con la profundidad a medida que la porosidad disminuye
y la roca se hace cada vez más dura frente a la perforación. La ROP es la
herramienta principal para identificar los cambios de litología y porosidad. Por lo
tanto, es importante comprender, que un cambio en la ROP no necesariamente
significa un cambio de presión.
19
Los siguientes parámetros pueden afectar la tasa de penetración:
Litología: Influencia fundamental sobre la ROP con variables tales como
mineralogía, porosidad, dureza, abrasividad, tamaño de grano,
cementación, cristalización, plasticidad, etc.
Peso sobre la barrena (WOB: Weight on bit): Influencia directa, un aumento
en WOB produce un aumento en ROP.
Velocidad de rotación: un aumento en la velocidad de rotación (RPM),
produce un aumento de ROP, aunque la relación exacta depende de la
litología.
Torque: El torque tiene una influencia indirecta en ROP, a través de su efecto
sobre la roca y la sarta de perforación.
Tipo de barrena: Es una influencia clara pues diferentes tipos de barrenas,
dientes, insertos y barrenas de PDC, con sus diferentes acciones de corte y
diferentes durezas, pueden ser idóneas para unas u otras litologías.
Desgaste en la barrena: Cuanto mayor es el desgaste, menor es la eficiencia
en la barrena.
Hidráulica de fluidos: Los programas de hidráulica usualmente se definen
para optimizar la velocidad de penetración. Por lo tanto, se concluye que,
si cambia la hidráulica, incluyendo la tasa de flujo, en cualquier medida, la
ROP resultará afectada.
Presión diferencial: Al aumentar la presión diferencial disminuye la ROP.
Por lo anterior, podemos concluir que si la tasa de penetración variase cuando se
encuentren cambios en la compactación y presión, existen demasiadas variables
como para hacer de ella un indicador incuestionable.
2.2.8 Exponente de perforación d
El exponente de perforación es un método para normalizar la tasa de penetración
(ROP) con el fin de eliminar el efecto de los parámetros de perforación externo.
Para compensar tantas variables como sea posible, se utiliza el coeficiente de
perforación d, el cual se utilizó para estimar la presión de formación reemplazando
20
los datos de tasa de penetración (ROP), velocidad de rotación (RPM), peso sobre
la barrena (WOB) y diámetro de la barrena (B). El exponente d es la culminación
del trabajo de Bingham (1965) y Jordan & Shirley (1967), los cuales propusieron la
siguiente relación matemática para su cálculo (citado en Martínez, 2011):
𝑑 =𝑙𝑜𝑔
(𝑅𝑂𝑃)
(60∗𝑅𝑃𝑀)
𝑙𝑜𝑔(12∗𝑊𝑂𝐵)
(106∗𝐵)
Ec. (6)
donde d es el exponente de la perforación (adimensional), ROP es la tasa de
penetración (ft/h), RPM es la velocidad de rotación (rpm), WOB es el peso sobre la
barrena (lb) y B es el diámetro de la barrena (in).
Una modificación al exponente de perforación fue propuesta por Rehm (1971), el
cual corrigió el exponente para los efectos relacionados con los cambios en el peso
de lodo. La relación matemática propuesta fue:
𝑑𝑐 = 𝑑 (𝑁𝑃𝑃
𝐸𝐶𝐷) Ec. (7)
Donde dc es el exponente de perforación corregido, NPP es el gradiente normal
de presión (lb/gal) y ECD es la densidad equivalente de circulación (lb/gal). Los
cambios graduales en la tendencia los exponentes reflejaran cabios de presión de
transición que se observaran antes de entrar en la zona de mayor sobrepresión.
2.2.9 Método de Eaton
Este método consta de tres pasos, los cuales se describen a continuación:
Registrar los valores de la línea de tendencia normal del exponente dc
calculado (dcn) y observado (dco) a la profundidad de interés. Se deben usar
solo los valores referentes a lutitas para el valor de dco.
Registrar el gradiente de sobrecarga a la profundidad de interés.
Usar la siguiente correlación matemática para el cálculo de la presión de
poro:
𝑃𝑃 = 𝜎𝑜𝑣 − (𝜎𝑜𝑣 − 𝑃𝑛) ∗ (𝑑𝑐𝑜
𝑑𝑐𝑛)1.2 Ec. (8)
21
donde PP es la presión de poro (lb/gal), 𝜎𝑜𝑣 es la sobrecarga (lb/gal), 𝑃𝑛 es el
gradiente de presión normal (lb/gal), 𝑑𝑐𝑜 es el valor del exponente de perforación
observado a la profundidad de interés, y 𝑑𝑐𝑛 es el valor del exponente de
perforación a partir de la línea de tendencia normal.
2.2.10 Determinación de asentamiento de tuberías de revestimiento
La selección inicial de profundidades de asentamiento de las tuberías de
revestimiento, está basada en la estimación de los gradientes de presión de poro,
gradientes de fractura, experiencia de campo y requerimientos para cumplir con
el objetivo planeado. El estimado inicial de las profundidades de asentamiento de
la tubería de revestimiento, se puede establecer gráficamente, representado los
valores de los gradientes de presión de poro y fractura, expresados en densidad
equivalente contra profundidad, como se describe a continuación
Trazar la curva del gradiente principal de presión de poro junto con la
litología, en caso de estar disponible. Indicar cualquier intervalo, en los
cuales haya posibilidad de problemas, por ejemplo, pegas diferenciales,
pérdidas de circulación o zonas de alta presión de gas. Trazar la curva de
peso del lodo, este debe incluir un margen de viaje alrededor de 200 a 400
psi.
Trazar la curva de gradiente de fractura predicha y la cura de lodo máximo,
la cual debe quedar en paralelo de la curva de gradiente de fractura, con
una reducción de 0.3 hasta 0.5 libras por galón para influjos y una densidad
equivalente de circulación durante la cementación.
Graficar pesos de lodos desviados y LOT´S (Leak off tests) para proveer una
revisión de las predicciones de presión de poro o destacar la necesidad de
mayor investigación.
Las profundidades iniciales de asentamiento de las tuberías de revestimiento
pueden ser determinadas siguiendo el proceso que se ilustra en la Figura 1 y que se
describe a continuación:
22
Trabajar del fondo hacia arriba, ingresando a la curva de peso de fluido de
perforación en el punto A.
Desplazarse hasta el punto B, el cual determina el estimado inicial de la
profundidad de asentamiento para la TR de producción.
Moverse a través del punto C, el cual identifica el requerimiento de peso de
fluido, para esa profundidad.
Continuar moviéndose hasta el punto D, el cual determinara la profundidad
inicial de asentamiento para la TR intermedia.
Moverse hacia arriba a través del punto E, el cual identifica el requerimiento
de peso de fluido, para esa profundidad.
Desplazarse hacia arriba hasta el punto F, el cual determina la profundidad
inicial de asentamiento para la TR de superficie.
Moverse a través del punto G para identificar el peso del fluido necesario a
esa profundidad. Mantener presente que si el punto G se encuentra en el
rango de la presión normal y se requiera o no mas TR.
Existen otros factores que deberán mantenerse presente durante la selección de
asentamiento de las TR.
Zonas de gas de poca profundidad
Zonas de pérdida de presión
Estabilidad en las diferentes formaciones
Perfil direccional del pozo
Arenas de agua fresca
Limpieza del agujero o hueco
Selección de posibles zonas salinas
Zonas de altas presiones
23
Figura 1. Gráfica modelo selección de profundidades de asentamiento de tuberías
de revestimiento.
Para los diseños de las tuberías de los pozos se contemplan al menos tres tipos de
cargas principales (API, 1999):
Carga por colapso: Se presenta cuando la presión externa sobrepasa la
presión interna
Cargas por estallido: Se presenta cuando la presión interna sobrepasa la
presión externa
Cargas por tensión: Resultado del peso que ejerce la sarta de perforación
24
Figura 2. Carta de tuberías de revestimiento y barrenas
Los factores de seguridad se asumieron acordes a las normas establecidas en la
industria petrolera para el diseño de tuberías de revestimiento (API, 2005):
Factor de seguridad –Colapso: 1.1
Factor de seguridad –Estallido: 1.15
Factor de seguridad –Tensión: 1.8
Pérez Castañeda (2013) desarrolló un programa de perforación para un caso real
“Pozo Santana 670”, su objetivo era ejemplificar cada uno de los aspectos del
diseño de manera óptima, pero para el análisis de evaluación de los esfuerzos de
las TR se apoyó de software del Departamento de PEMEX-PEP (Perforación,
Exploración y Producción), lo cual minimizó la explicación detallada. Para el análisis
25
de presiones en el asentamiento de las tuberías de revestimiento utilizó el análisis
triaxial y las características de las tuberías del Prontuario de Tenaris Tamsa.
2.3 SARTA DE PERFORACIÓN
La sarta de perforación o también conocida como columna de perforación, es la
encargada de transmitir la fuerza de empuje y rotación desde la superficie a la
barrena. De manera adicional también se define como el conjunto o ensamblaje
de tuberías poco pesadas también llamadas tubería de trabajo que comienza con
el Top Drive o Kelly en la parte superior, con el ensamblaje de fondo “BHA: barrena,
varios cruces y portamechas”, que es la parte de la sarta más pesada en las partes
inferiores para poder transmitir el movimiento rotatorio y el peso necesario a la
barrena, y a su vez permitir el flujo de lodo de perforación de la barrena y a la
superficie.
Las tuberías, accesorios y las barrenas, deben tener características específicas para
que puedan soportar esfuerzos de tensión, colapso y torsión. Es por esto, que antes
de colocar cualquier tubería en la sarta se debe hacer un diseño previo de esta
para conocer los límites de las tuberías y de los accesorios teniendo en cuenta los
esfuerzos a los que serán sometidos y también de acuerdo a las características
propias de cada instrumento.
En el presente trabajo se realizará un estudio y descripción de los fundamentos de
la sarta, de las partes que la componen y del diseño previo que se debe hacer
antes de escoger los materiales que se van a utilizar para la tener una perforación
eficiente.
2.3.1 Flecha (kelly)
El kelly es la primera sección de tubería por debajo del swivel. El swivel es un
componente mecánico utilizado en el sistema de izaje que cuelga directamente
por encima del kelly. Su función es permitir que el Kelly rote durante la perforación.
26
La sección transversal del kelly es cuadrada o hexagonal para permitir que se
enrosque fácilmente al girar.
La rotación es transmitida a la flecha y a través del kelly bushings, que se ajustan en
el interior del master bushing de la mesa rotaria. El kelly debe mantenerse lo más
recto como sea posible. La torsión por el giro del kelly causa un movimiento de
impacto que resulta en un desgaste innecesario en el bloque de corona, cable de
perforación, unión giratoria, y las conexiones roscadas a lo largo de una gran parte
de la sarta de perforación (PEP, 2002). Una vista del kelly y kelly bushings se muestra
en operación en la Fig. 3.
Figura 3. Piso de trabajo, identificación del Kelly & Kelly bushings
La rosca del kelly enrosca hacia la derecha en la parte inferior y enrosca hacia la
izquierda en la parte superior para permitir el giro normal a la derecha de la sarta
de perforación. Por lo general, se instalan dos válvulas de seguridad en la flecha
(Fig. 4), una conectada en la caja y la otra en la junta en su parte inferior, ambas
se emplean para cortar el flujo a través de la sarta en caso de una manifestación
del pozo. Son operadas manualmente.
27
1
2
3
4
5
6
7
8
Cuerpo
Asiento inferior
Esfera obturadora
Sello superior
Accionador hexagonal
Cojinete de empuje
Anillo reten inferior seccionado
Anillo retenedor superior
9
10
11
12
13
14
15
16
Anillo retenedor
Anillo retenedor en espiral
Anillo o superior
Anillo de respaldos superiores
Anillo o inferiores
Anillos de respaldos inferiores
Sello en “T” del accionador
Ronda corrugada
Figura 4. Elementos que integran la válvula de seguridad o de pie
2.3.2 Sustituto de flecha: Se utiliza entre la flecha y la primera junta de la tubería de
perforación (PEP, 2003). Esta sección corta de tubería relativamente sencilla evita
el desgaste de la rosca de la flecha y proporciona un lugar para montar un
empaque para mantener la flecha centrada (Fig. 5).
28
Figura 5. Mesa rotaria, kelly y unión giratoria
2.3.3 Tubería de perforación
Constituye la mayor parte de la sarta de perforación. Es soportada en su extremo
superior por la flecha o sustituto de flecha en su caso, transmite potencia por medio
del movimiento de rotación en el piso de perforación a la barrena, y permite la
circulación del lodo (PEP, 2004).
29
Está constituida por dos partes las cuales son fabricadas separadamente y luego
unidas mediante soldadura, estas son: el cuerpo y conexión (Fig. 6). La tubería de
perforación se encuentra sujeta a esfuerzos como el resto de la sarta de
perforación. La tubería de perforación nunca debe ser usada en compresión ni
debe ser utilizada para dar peso sobre barrena, excepto en agujeros de alto ángulo
u horizontales, en donde la estabilidad de la sarta y la ausencia de pandeamiento
debe ser confirmada por medio del uso de un software de modelado.
Figura 6. Tubería de perforación
Las longitudes disponibles de la tubería de perforación se muestran en la Tabla 3 en
donde se encuentra clasificada en tres rangos.
Caja “Hembra”
Piñón “Macho”
Cuerpo liso de la Tp
30
Tabla 3. Rangos de la tubería de perforación
Rango L(ft) L(m)
1
2
3
18-22
27-30
38-45
5.49- 6.71
8.23-9.14
11.580-13.72
Figura 7. Enrosca de tubería de perforación
Sus principales características son:
Juntas reforzadas
Facilidad y rapidez de enroscamiento
Alto grado de resistencia
31
Se rigen por normas API
Los fabricantes de tuberías deben cumplir con las siguientes características:
Grado
Medida (Diámetro)
Espesor de pared
Peso
2.3.4 Tubería pesada (heavy weight)
La tubería de perforación extra pesada (Heavy Weight). Es un componente de
peso intermedio, para la sarta de perforación, entre los lastrabarrenas y la tubería
de perforación. Esta tubería se fabrica con mayor espesor y uniones especiales
extralargas con relación a la tubería de perforación normal lo que facilita su
manejo; tiene las mismas dimensiones de la tubería de perforación, por su peso y
forma, la tubería pesada se puede usar en compresión. Disponible en diseño
exterior liso y espiral (Fig. 7).
Es fabricada en tres diámetros principales: 3 ½”, 4 ½” y 5”. La mayoría de los
fabricantes también la fabrican en diámetros de 4”, 5 ½” y hasta 6”. La tubería
pesada se puede identificar fácilmente ya que cuenta con un protector o cinturón
de pared (recalcado) en medio del tubo (Fig. 8) el cual protege el cuerpo de la
tubería del desgaste por la abrasión, esta sección recalcada actúa como un
centralizador y contribuye a una mayor rigidez, y resistencia de la tubería pesada.
Otra ventaja es que no se requiere cambiar de elevadores y no requiere el uso de
collarín para herramienta (PEP, 2000).
32
Figura 8. Tubería pesada-Heavy weight, lisa e helicoidal
Algunas de las funciones o consideraciones con respecto a la tubería pesada son
las siguientes:
La transición de esfuerzos entre la tubería de perforación y lastrabarrenas.
Previene el pandeo de la tubería de perforación
Puede trabajar en compresión sin sufrir daño en los acoples
Empleada extensamente en la perforación direccional
En ocasiones se utiliza en reemplazo de los lastrabarrenas
33
No se debe usar para proporcionar peso sobre la barrena en condiciones
normales
Reduce la posibilidad de pegadura diferencial
Son más fáciles de manejar que los lastrabarrenas
Figura 9. Tubería pesada con recalcado a la mitad del cuerpo liso
La tubería pesada se usa en perforación direccional y vertical, se ha comprobado
que la tubería pesada es ideal para pozos muy desviados porque es menos rígida
que los tubos lastrabarrenas y el contacto con la pared del pozo es mínimo. El
distintivo de tres puntos de contacto con el cuerpo de la tubería pesada ha resuelto
dos serios problemas en perforación direccional.
(1) Permite perforar a alta velocidad de rotación con menor torsión. Eso reduce el
desgaste y deterioro de la sarta de perforación, al tiempo que simplifica el control
direccional.
34
(2) Además tiene mínima tendencia a pegarse por presión diferencial. Como es
menos rígida que los lastrabarrenas, la tubería pesada, se dobla más en la sección
del tubo que en las uniones. La tubería pesada resiste numerosos cambios de
ángulo y dirección del pozo con mínimo de los problemas asociados con la
perforación direccional.
2.3.5 Lastrabarrenas (Drill collar)
Son tubos de gran espesor y rigidez por lo general en longitudes de 30 a 31 pies, los
cuales están fabricados a partir del acero templado y revenido 4145.
Se utilizan en el ensamble de fondo para cumplir con las funciones más importantes
como son:
Proporcionar peso a la barrena
Dar rigidez a la sarta de perforación
Minimizar los problemas de estabilidad del pozo
Minimizar los problemas de control direccional
Prevenir el pandeo de la sarta de perforación
Proveer el efecto de péndulo para la perforación de agujeros rectos
Aseguran que la tubería de revestimiento sea bajada exitosamente
Como herramientas de pesca, para pruebas de formación y en operaciones
de terminación del pozo.
El peso que los lastrabarrenas aplican sobre la barrena mantiene la sección de
tubería perforación en tensión. El punto neutro debe estar localizado en la parte
superior de la sección de los lastrabarrenas para así poder trabajar bajo
compresión (Fig. 9).
35
Figura 10. Ubicación del punto neutro dentro y fuera de la sección de DC
Los lastrabarrenas están sujetos a fallas por fatiga como resultado de su torcimiento
ya que el cuerpo de un lastrabarrena es más duro que su conexión, por lo que las
fallas ocurren en la unión.
2.3.6 Tipos de lastra-barrenas
Lastrabarrena liso
Este acabado se denomina convencional, ya que trae la forma tal y como sale
de la fábrica, satisface todos los requisitos nominales (Fig. 10).
36
Figura 11. Lastrabarrena liso
Lastrabarrena corto (Short Drill Collar – SDC)
A menudo se le conocen como “pony collar”; no son más que una versión reducida
de un lastrabarrena de acero. Estos lastrabarrenas pueden ser manufacturados
como piezas unitarias o se puede cortar de un lastrabarrena de acero grande de
manera que se obtengan dos o más lastrabarrenas cortos (Fig. 11). Son de gran
aplicación para la perforación de pozos direccionales.
37
Figura 12. Lastrabarrena corto, en patio de tubería2
Lastrabarrena espiralado
El corte en espiral está diseñado para evitar, o al menos reducir en gran medida, el
área de contacto con la pared del pozo. La distancia que existe entre la caja del
lastrabarrena a donde comienza la espiral del tubo es de 12 a 15 pulgadas. El
extremo del piñón de la tubería se deja sin espiral 48 centímetros al extremo. El
proceso de corte en espiral reduce el peso del lastrabarrena en aproximadamente
4 % (Fig. 12).
38
Figura 13. Lastrabarrena helicoidal-espiralado
Lastrabarrena no magnético o monel
Los lastrabarrenas largos no magnéticos son tubulares manufacturados en alta
calidad, resistentes a la corrosión, de acero inoxidable austenítico, usualmente lisos
(Fig. 13). Los instrumentos de desviación magnéticos bajados al pozo necesitan ser
colocados en suficiente material no magnético para permitir la medida del campo
magnético terrestre sin interferencia magnética. Los instrumentos de desviación son
aislados de la interferencia magnética causada por el acero a través de este
lastrabarrena.
Lastrabarrena corto no magnético
Los lastrabarrenas cortos no magnéticos son usados entre un motor de fondo y un
MWD (Measurement While Drilling, herramienta de medición) para contrarrestar la
39
interferencia magnética de la parte inferior de la sarta y permitir una geometría
adecuada de la sarta de acuerdo a las tendencias necesitadas.
Figura 14. Lastrabarrena no magnético
2.3.7 Selección del diámetro de los lastrabarrenas
El control de la estabilidad direccional se hace con una sarta rígida. Una de las
formas de darle rigidez a la sarta es aumentando el diámetro de los lastrabarrenas.
Pero esto tiene su límite ya que cuanto más grande es el diámetro mayor es el
peligro de quedar pegados a la pared del pozo por presión diferencial o
mecánicamente. Lastrabarrenas de mayor diámetro en un pozo dado también
significa menos libertad de movimientos laterales del ensamble de fondo. Esta
disminuye el esfuerzo de pandeo y la velocidad de fatiga de la conexión. Sin
embargo, en la práctica, el tamaño de los lastrabarrenas está determinado por la
existencia o disponibilidad que se tenga de estos. La selección del diámetro de los
lastrabarrenas se puede complementar tomando en cuenta lo siguiente:
Consideraciones de facilidad para pescar
Facilidad de manipulación de los lastrabarrenas
Requerimientos hidráulicos
40
Requerimientos de control de desviación
De acuerdo a estudios la selección de los lastrabarrenas se encuentra en función
del diámetro del agujero y tipo de formación (Schlumberger & PEP, 2005). Ya sea
formación blanda o dura como se muestra en la Tabla 4.
Figura 15. Partes de las que se compone un lastrabarrena
Una buena selección del tamaño de los lastrabarrenas ayuda a evitar problemas
en la perforación, tener un agujero de diámetro apropiado, peso sobre la barrena
necesario, el pozo en la dirección deseada y asegurar una larga vida de la tubería
de perforación (Fig. 15).
Lubinsky señaló que una barrena sin estabilizar y con lastrabarrenas de diámetro
pequeño pueden ocasionar un hueco reducido haciendo imposible bajar la
tubería de revestimiento (Citado por Rivera Juárez 2015).
41
Figura 16. Problemas durante la perforación originados por una incorrecta
selección del diámetro de los lastrabarrenas.
Para determinar el diámetro útil necesario se encontró la siguiente formula empírica
(Citado por Rivera Juárez, 2015):
𝐷𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 ú𝑡𝑖𝑙 =1
2(𝐷𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 − 𝐷𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎) Ec. (9)
Por lo tanto, Bourgoyne Jr. Et al, 1986, recomendaron lastrabarrenas de diámetro
mayor cerca de la barrena. Robert S. Hock, Ingeniero de Investigación con Phillips
Petroleum Co., reescribió la ecuación anterior para determinar el diámetro mínimo
42
de los lastrabarrenas y poder colocar la tubería de revestimiento sin problemas (PEP,
2000):
Diámetro mínimo externo de lastrabarrena = 2 (diámetro externo de T.R) - (diámetro
de barrena). Ec. (10)
Tabla 4. Selección de diámetro de lastrabarrenas
Diámetro
del agujero (“)
Diámetro de lastrabarrenas
Formación blanda Formación dura
Diámetro
exterior
Diámetro
Interior
Diámetro
exterior
Diámetro
Interior
4 3/4” 3 1/3” 1 1/4" 3 1/2" 1 1/2"
5 7/8”- 6 1/8” 4 1/8” 2” 4 3/4" 2”
6 1/2”- 6 3/4” 4”-4 3/4" 2 1/4" 5”-5 1/4" 2”
7 5/8”- 7 7/8” 6” 2 13/16” 6 1/4"-6 1/2" 2”-2 1/4"
8 1/2”- 8 3/4"
6 1/4" 2 13/16”
6 3/4" o 7”
2 1/4" 6 1/2" 2 13/16”
9 1/2”-9 7/8”
7” 2 13/16” 7” 2 1/4"
8” 2 13/16” 8” 2 13/16”
10 5/8”-11” 7” 2 13/16” 8” 2 13/16”
8” 2 13/16” 9” 2 13/16”
12 1/4"
8”
2 13/16”
8” 2 13/16”
9” 2 13/16”
10” 2 13/16”-3”
17 1/2"
8”
2 13/16”
8” 2 13/16”
9” 2 13/16”
10” 2 13/16”-3”
11” 3”
18 1/2"-26” Los programas de lastrabarrenas son iguales a los del tamaño
de agujero inmediatamente menor
43
Se tiene que considerar que debe dejar espacio libre necesario para la circulación
de fluidos de perforación y herramientas de pesca en caso de que los
lastrabarrenas se atasquen. Antes de seleccionar el diámetro de los lastrabarrenas,
es bueno asegurarse que herramientas de pesca están disponibles y que coincidan
con el diámetro de lastrabarrena.
Rivera Juárez (2015) realizó el diseño de sarta de perforación para el campo
Mecatepec 118, para tal diseño se apoyó de la metodología descrita en la guía
de diseño de sarta de perforación y de la utilización del programa de diseño de
PEMEX-PEP, Gerencia de Ingeniería.
2.4 CEMENTACIÓN
La cementación de los pozos petroleros consiste en dos operaciones principales: la
cementación primaria y la cementación con fines de remediación. Sin embargo,
la cementación primaria es el proceso de colocación de una lechada de cemento
en el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la formación.
Cuando un pozo alcanza el final de su vida productiva, los operadores
normalmente proceden a su abandono mediante la ejecución de una operación
de cementación con tapones. Los ingenieros llenan el interior de la tubería de
revestimiento con cemento a diversas profundidades, previniendo de este modo la
comunicación entre zonas y la migración de fluidos hacia las fuentes subterráneas
del agua dulce. El objetivo fundamental es restaurar la integridad natural de las
formaciones que fueron perturbadas por el proceso de perforación.
La tecnología de cementación de pozos tiene más de 100 años, no obstante, los
químicos e ingenieros continúan introduciendo nuevas formulaciones, materiales y
tecnología para satisfacer las necesidades en constante cambio de la industria
energética. Por ejemplo, la durabilidad del aislamiento zonal durante y después de
la vida productiva de un pozo, constituye un tema de investigación y desarrollo
importante. Los sistemas de cementación modernos pueden contener partículas
44
flexibles y fibras que permiten que el cemento fraguado tolere esfuerzos mecánicos
severos. Los sistemas avanzados de cemento autorreparadores contienen
materiales “inteligentes” que, si la cementación falla, se dilatan y restablecen el
sistema zonal cuando entran en contacto con fluidos de formaciones acuosas o
hidrocarburíferas (Nelson, 2002).
Clasificación de las cementaciones
Primaria
Forzada
Tapones de cemento
2.4.1 Lechada de cemento
Las lechadas de cementos son suspensiones altamente concentradas de partículas
sólidas en agua, las cuales pueden llegar a tener hasta un 70% de sólidos. Su
reología está relacionada con la del líquido de soporte, la fracción volumétrica de
los sólidos (volumen de partículas/volumen total) y la interacción entre las partículas
(Halliburton, 2009).
2.4.2 Cemento portland
Es una mezcla compleja de caliza (u otros materiales con alto contenido de
carbonato de calcio), sílice, fierro y arcilla, molidos y calcinados, que al entrar en
contacto con el agua forma un cuerpo sólido (PEP, 2010). El cemento Portland es
un ejemplo típico de cemento hidráulico: fragua y desarrolla resistencia a la
compresión como resultado de la hidratación, la cual involucra reacciones
químicas entre el agua y los componentes en el cemento.
El fraguado y endurecimiento no solamente ocurre si la mezcla de cemento y agua
se deja estática al aire, también se presenta si la mezcla se coloca en agua. El
desarrollo de resistencia es predecible, uniforme y relativamente rápido. El cemento
45
fraguado tiene baja permeabilidad y es insoluble en agua, de tal forma que
expuesto a esta no se destruyen sus propiedades.
2.4.3 Clasificación API y ASTM de los cementos
En la Tabla 5 se muestra la clasificación de los cementos de acuerdo con la API y
el ASTM.
Tabla 5. Tabla de clasificación API y ASTM de los cementos
Clase A o
tipo I
Máximo 1830 m de profundidad, 77 °C, No se requieren propiedades
especiales
B - II Máximo 1830 m de profundidad, 77 °C, se requieren moderada
resistencia a los sulfatos
C-III Máximo 1830 m de profundidad, 77 °C, se requieren alta resistencia a
compresión temprana, se fabrica en moderada y alta resistencia a los
sulfatos
D De 1830-3050 m, 110 °C y presión moderada, se fabrica en moderada
y alta resistencia a los sulfatos
E De 1830-4270 m, 143 °C y alta presión, se fabrica en moderada y alta
resistencia a los sulfatos
F De 3050-4880 m, 160 °C, en donde exista alta presión, se fabrica en
moderada y alta resistencia a los sulfatos
G y H Cementos petroleros, superficie hasta 2240 m tal como se fabrican. Se
pueden modificar con aceleradores y retardadores para usarlos en un
amplio rango de condiciones de presión y temperatura. Su
composición química es similar al cemento API clase B. Son fabricados
con especificaciones más rigurosas tanto físicas y químicas, por ello son
productos más uniformes.
J En fase experimental, temperatura estática de 351 °F (177 °C) de 3660-
4880 m, no emplea arena sílice que evite la regresión de la resistencia
a la compresión.
46
2.4.4 Cementación primaria
A la cementación de las tuberías de revestimiento se le conoce con el nombre de
cementación primaria (Fig. 16) y puede ser superficial, intermedia o de explotación,
asegurando un sello completo y permanente (Schlumberger, 2010).
Figura 17. Cementación primaria
El reto principal es obtener sellos hidráulicos afectivos en las zonas que manejan
fluidos a presión. Para lograrlo es indispensable mejorar el desplazamiento del lodo
de perforación del tramo de espacio anular que se va a cementar consiguiendo
así una buena adherencia sobre las caras de la formación y de la TR, sin
canalizaciones en la capa de cemento y con un llenado completo.
Una cementación deficiente puede ser costosa en la vida productiva del pozo, ya
que puede ocasionar una fisura en el anillo de cemento durante un tratamiento de
estimulación, fracturamiento, o algunas otras operaciones donde se manejan altas
presiones, y pueden dar como resultado un pozo no comercial o improductivo.
La composición del cemento tiene que ser seleccionada a fin de que obtenga una
adecuada y apropiada resistencia final para las operaciones, ya que una buena
47
cementación previene roturas u otras fallas en las tuberías, tales como:
desprendimiento de la misma en los primeros tramos, y puede ser originado por la
rotación transmitida a la tubería, mientras se rebaja el cemento, el cople y la
zapata (BJ, 2005).
En el servicio de cementaciones de pozos, rutinariamente se requiere que los
cementos API sean efectivos en un amplio rango de condiciones geofísicas:
Temperaturas que varían desde zonas ―permafrost‖ hasta 350º F.
Presiones que varían desde casi la presión atmosférica en los pozos someros,
hasta más de 30000 psi en pozos muy profundos.
Gradientes de fracturas muy bajos.
Ambiente corrosivo.
Arenas con sobrepresión.
Con el desarrollo de aditivos de cementación, se puede alterar el comportamiento
natural de los cementos API y alcanzar con éxito la colocación del cemento en el
anular; el desarrollo rápido de resistencia a la compresión y un aislamiento zonal
durante la vida del pozo.
2.4.5 Aditivos para la cementación
Actualmente hay disponibles más de cien (100) tipos de aditivos diferentes, en
forma líquida o sólida. Ellos pueden ser divididos en las ocho categorías
enumeradas abajo:
1. Aceleradores: reducen el tiempo de espesamiento y aceleran el proceso de
endurecimiento.
2. Retardadores: incrementan el tiempo de espesamiento.
3. Extendedores: reducen el peso de la lechada y aumentan el rendimiento de
esta.
4. Densificantes: incrementan el peso de la lechada y disminuyen el
rendimiento de esta.
5. Dispersantes: reducen la viscosidad de la lechada.
48
6. Controladores de filtrado: controlan la pérdida de la fase liquida de la
lechada, manteniéndola fluida.
7. Controladores de pérdida de circulación: controlan la pérdida de cemento
hacia una formación débil.
8. Especiales: aditivos como los antiespumantes, trazadores radioactivos, etc.
2.4.6 Comportamiento de los aditivos
La mayoría de los aditivos son muy sensibles a los componentes y características
químicas del cemento, los cuales son muy variables aun dentro de una misma clase
API determinada (PEP, 2010).
Por lo tanto, un amplio espectro de resultados se obtiene dentro de un mismo
diseño de lechada. Los parámetros del cemento más importantes incluyen:
Temperatura
Presión
Concentración de aditivos
Energía de mezcla
Orden de mezcla
Proporción agua / cemento
Debido a la complejidad de la hidratación y al gran número de variables
involucradas, la única manera de solventar estos inconvenientes en un diseño es
realizando pruebas de laboratorio.
La densidad es uno de los factores más importantes en el diseño de lechadas. En
el laboratorio y en campo la densidad determina la relación agua-cemento que a
su vez tiene influencia en la resistencia a la compresión y otras variables mecánicas
del cemento fraguado.
Debido a que en los pozos se requieren diferentes tipos de lechadas se necesita un
método sencillo de cálculo que determine la densidad de la lechada; el
49
rendimiento de la lechada y el requerimiento de agua de mezcla. El método de
volumen específico cumple con todos los requisitos para determinar estos
parámetros para cualquier combinación de aditivos más cemento. Los cálculos,
para su mejor utilización en el campo, se normalizan a un saco de cemento.
2.4.7 Rendimiento de la lechada: Es la cantidad de lechada que se puede obtener
con un saco de cemento y está compuesta por la sumatoria de los productos
obtenidos de la multiplicación del volumen absoluto por la masa de cada material
(cemento y aditivos) más el volumen del agua.
2.4.8 Requerimiento de agua: Es la cantidad de agua requerida por saco de
cemento para alcanzar la densidad de la lechada exigida. La elaboración de un
diseño de cementación requiere la atención de muchas variables; en la medida
que sean más exactos estos datos, el diseño tendrá mayor precisión.
Los principales componentes de un diseño de cementación primaria se pueden
agrupar en tres grupos son:
Características del pozo.
Selección de lechadas.
Colocación de la lechada en el pozo.
El ingeniero especialista en cementación debe enfrentar muchas variables
relacionadas con la perforación, configuración y estado del pozo para poder
ensamblar un diseño de cementación primaria. Fundamentándose en los principios
técnicos el ingeniero debe desarrollar un alto nivel de experticia que le permita
afinar y determinar los valores más reales de estas variables de acuerdo con las
condiciones particulares de cada pozo. Conocer, por ejemplo, de su propia
inspección en los registros el perfil del diámetro del agujero, la temperatura del
fondo del pozo; conocer de la bitácora del pozo zonas de pérdida o de
insurgencia, le permitirá alcanzar una mejor visualización del hoyo que pretende
aislar.
Todo el compendio de variables asociadas al pozo se puede agrupar para un
mejor análisis en tres categorías:
50
Características del pozo
Selección de lechadas
Colocación de la lechada en el pozo
2.4.9 Problemas más frecuentes y como prevenirlos
1. Falta de agua. De antemano deberá de almacenarse agua suficiente para la
operación.
2. Falla de la unidad cementadora. Probar la misma antes de iniciar la
operación, y si falla, no iniciar a cementar hasta que llegue otra en
condiciones.
3. Pérdida parcial y pérdida total de circulación. Si es pérdida parcial, es
recomendable bajar el gasto de bombeo para reducir la presión; ahora, si la
pérdida es total, preparar obturante y equipo de control.
4. Fuga en la cabeza de cementación. Reemplazarla por otra de inmediato.
5. Falla en la unidad almacenadora de cemento (trompo). tratar de corregir la
falla y tener otra línea alterna de aire del equipo.
6. Al desplazar la lechada. Que el exceso de cemento caiga en la presa de
asentamiento, dejar en la descarga de la línea de flote, a un elemento de la
cuadrilla para estar pendiente, y cuando salga el cemento, que se descargue
en el contenedor de recortes.
7. Al desplazar la lechada, fallen las bombas del equipo. Terminar de desplazar
con la unidad de alta.
8. Fuga en las uniones del stand pipe. Cambiar los empaques de las uniones.
9. Descontrol del pozo. Efectuar procedimiento de cierre de preventores (PEP,
2003).
51
2.5 HIDRÁULICA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
La energía mecánica impuesta sobre el fondo del pozo se refiere a la aplicación
de la carga sobre la barrena, transmitida a la formación a ser perforada por esta
última, y a la velocidad de rotación impuesta en la barrena mediante la sarta de
perforación y la mesa rotaria / Top driver, con esto, los elementos cortadores de la
barrena realizan la función de rascar, triturar o fracturar las formaciones.
La energía hidráulica proporcionada por la circulación del fluido de control a través
del sistema circulatorio del pozo, tiene como principal función la limpieza del fondo
del pozo y del agujero, así como el transporte de los mismos hacia la superficie.
Con la aplicación de estas dos energías, se cumple con el fundamento básico de
la perforación: destruir la roca y remover los recortes generados. Sin embargo, el
empleo de la energía hidráulica durante las operaciones de perforación incluye
otros aspectos tales como el comportamiento de flujo de los fluidos (reología), las
pérdidas de presión por fricción, el transporte de los recortes desde el fondo del
pozo hasta la superficie (relación de transporte de los recortes, así como el
formulario para el cálculo de estas. La hidráulica de perforación detalla el uso
adecuado de la energía hidráulica para realizar la perforación de pozos de
hidrocarburos, como, por ejemplo, aceite y gas. Para ello el fluido de perforación
con sus características cumple un rol importante para el desarrollo de la
perforación (PEP, 2002).
Dentro de la ingeniería de perforación de pozos de hidrocarburos, el efecto de la
hidráulica es uno de los factores más estudiados, donde se debe determinar
cuanta capacidad debe tener el fluido de perforación para remover y limpiar
eficazmente el pozo, obteniendo una mejor tasa de penetración (ROP) con el fin
de optimizar las operaciones en general.
2. 5.1 Funciones del fluido de perforación
Las propiedades físicas de un fluido de perforación, la densidad y las
propiedades reológicas son monitoreadas continuamente para facilitar
52
la optimización del proceso de perforación. Estas propiedades físicas
contribuyen a varios aspectos importantes para la perforación exitosa de
un pozo, incluyendo:
Proporcionar el control de las presiones para impedir la entrada del
fluido de la formación hacia el agujero.
Transmitir energía a la barrena para maximizar la tasa de
penetración (ROP).
Proporcionar la estabilidad del pozo a través de las zonas
presurizadas o sometidas a esfuerzos mecánicos.
Suspender los recortes y el material densificante durante los periodos
estáticos.
Permitir la separación de los sólidos perforados y el gas en la
superficie.
Extraer los recortes del pozo.
Cada pozo es único, por lo tanto, es importante que estas propiedades
sean controladas respecto a los requisitos para un pozo en particular y del
fluido que se está usando. Las propiedades reológicas de un fluido pueden
afectar negativamente un aspecto, al mismo tiempo que producen un
impacto positivo importante sobre otro. Por lo tanto, se debe lograr un
equilibrio para maximizar la limpieza del pozo, minimizar las presiones de
bombeo y evitar los influjos de fluidos o de la formación, además de
impedir la pérdida de circulación hacia la formación que se está
perforando (Baroid, 2005).
La reología y la hidráulica son estudios del comportamiento del fluido que
están relacionados entre sí. La reología es el estudio de la manera en que
la materia se deforma y fluye. Al tomar ciertas medidas en un fluido, es
posible determinar la manera en que dicho fluido fluirá bajo diversas
condiciones, incluyendo la temperatura, la presión y la velocidad de
corte. Se trata de una disciplina que analiza principalmente la relación
entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte, y el impacto que éstos
53
tienen sobre las características de flujo dentro de los materiales tubulares y
los espacios anulares.
La hidráulica describe la manera en que el flujo de fluido crea y utiliza las
presiones. En los fluidos de perforación, el comportamiento de flujo del
fluido debe ser descrito usando modelos reológicos y ecuaciones, antes de
poder aplicar las ecuaciones de hidráulica.
En reología, el término más conocido es la viscosidad. En su sentido más
amplio, la viscosidad se puede describir como la resistencia al flujo de una
sustancia. En el campo de hidrocarburos, los términos a continuación se
usan para describir la viscosidad y las propiedades reológicas del fluido de
perforación:
Viscosidad embudo (s/qt o s/l).
Viscosidad aparente (cP o mPa s).
Viscosidad efectiva (cP o mPa s).
Viscosidad plástica (cP o mPa s).
Punto cedente (lb/100 ft2 o Pa).
Viscosidad a baja velocidad de corte y viscosidad a muy Baja
Velocidad de corte (LSRV) (cP o mPa s).
Esfuerzos de gel (lb/100 ft2 o Pa).
Estos son algunos de los valores claves para tratar y mantener los fluidos de
perforación.
2.5.2 Propiedades reológicas
2.5.2.1 Viscosidad de embudo
La viscosidad de embudo se mide usando el viscosímetro de Marsh. La viscosidad
de embudo se usa como indicador relativo de la condición del fluido. No
proporciona suficiente información para determinar las propiedades reológicas o
las características de flujo de un fluido. Debería usarse en el campo para detectar
los cambios relativos en las propiedades del fluido. Además, ningún valor en
54
particular de la viscosidad de embudo puede ser adoptado como valor
representativo de todos los fluidos. Lo que produce buenos resultados en un área
puede fallar en otra; sin embargo, se puede aplicar una regla general a los fluidos
de perforación a base de arcilla. La viscosidad de embudo de la mayoría de los
fluidos se controla a cuatro veces la densidad (lb/gal) o menos.
2.5.2.2 Esfuerzo de corte y velocidad de corte
Los otros términos para la viscosidad (μ) se pueden describir como la relación del
esfuerzo de corte a la velocidad de corte. Por definición:
𝜇 =𝑒𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒
𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 Ec. (11)
Los conceptos de velocidad de corte y esfuerzo de corte se aplican al flujo de
todos los fluidos. Dentro de un sistema de circulación, la velocidad de corte
depende de la velocidad media del fluido en la geometría en que está fluyendo.
Por lo tanto, las velocidades de corte son mayores en las geometrías pequeñas
(dentro de la columna de perforación) y menores en las geometrías grandes (como
la tubería de revestimiento y los espacios anulares del riser de los pozos marinos).
Las velocidades de corte más altas suelen causar una mayor fuerza resistiva del
esfuerzo de corte. Por lo tanto, los esfuerzos de corte en la columna de perforación
(donde hay mayores velocidades de corte) exceden los del espacio anular (donde
las velocidades de corte son menores).
2.5.2.3 Viscosidad efectiva
La viscosidad de un fluido no newtoniano cambia con el esfuerzo de corte. La
viscosidad efectiva (μe) de un fluido es la viscosidad de un fluido bajo condiciones
específicas. Estas condiciones incluyen la velocidad de corte, la presión y la
temperatura.
55
2.5.2.4 Viscosidad aparente
La viscosidad efectiva a veces es llamada viscosidad aparente (VA). La viscosidad
aparente está indicada por la indicación del viscosímetro de lodo a 300 RPM (L300)
o la mitad de la indicación del viscosímetro a 600 RPM (L600).
2.5.2.5 Viscosidad plástica
La viscosidad plástica (VP) en Centipoise (cP) o milipascales segundo (mPa s) se
calcula a partir de los datos del viscosímetro de lodo, como:
𝑉𝑃 = 𝐿600 − 𝐿300 Ec. (12)
La viscosidad plástica se describe generalmente como la parte de la resistencia al
flujo que es causada por la fricción mecánica. La viscosidad plástica es afectada
principalmente por:
La concentración de sólidos.
El tamaño y la forma de los sólidos.
La viscosidad de la fase fluida.
La presencia de algunos polímeros de cadena larga,
hidroxietilcelulosa, Carboximetilcelulosa.
Las relaciones aceite-agua (A/A) o Sintético-Agua (S/A) en los fluidos
de emulsión inversa.
Problemas de viscosidad surgirán si los sólidos perforados no son controlados. Los
sólidos perforados pueden ser controlados de tres maneras:
1. Control mecánico de los sólidos (Superficie)
2. Asentamiento
3. Dilución o desplazamiento
56
2.5.2.6 Punto cedente
El Punto Cedente (PC) en libras por 100 pies cuadrados (lb/100 ft2) se calcula a partir
de los datos del viscosímetro FANN (VG), de la siguiente manera:
𝑃𝐶 = 2 × 𝐿300 − 𝐿600 = 𝐿300 − 𝑉𝑃 Ec. (12)
El punto cedente, segundo componente de la resistencia al flujo en un fluido de
perforación, es una medida de las fuerzas electroquímicas o de atracción en un
fluido. Estas fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas ubicadas en
o cerca de las superficies de las partículas. El punto cedente es una medida de
estas fuerzas bajo las condiciones de flujo y depende de (Baroid, 2005): (1) las
propiedades superficiales de los sólidos del fluido, (2) la concentración volumétrica
de los sólidos, y (3) el ambiente eléctrico de estos sólidos (concentración y tipos de
iones en la fase fluida del fluido). La alta viscosidad que resulta de un alto punto
cedente o de altas fuerzas de atracción puede ser causada por:
1. La introducción de contaminantes solubles como sales, cemento, anhidrita
o yeso, resultando en arcillas de floculación y sólidos reactivos.
2. Descomposición de las partículas de arcilla por la acción trituradora de la
barrena y tubería de perforación, creando nuevas fuerzas residuales
(valencias de enlace roto) en los bordes rotos de las partículas. Estas fuerzas
tienden a juntar las partículas en una forma desorganizada o formando
flóculos.
3. La introducción de sólidos inertes dentro del sistema aumenta el punto
cedente. Esto hace que las partículas se acerquen más entre sí. Como el
espacio entre las partículas disminuye, la atracción entre las partículas
aumenta.
4. Las lutitas o arcillas hidratables perforadas introducen nuevos sólidos activos
dentro del sistema, aumentando las fuerzas de atracción al reducir el
espacio entre las partículas y aumentar el número total de cargas.
5. El subtratamiento o sobretratamiento con productos químicos cargados
electroquímicamente aumenta las fuerzas de atracción.
6. El uso de biopolímeros ramificados
57
7. Sobretratamiento con arcilla organofílica o modificadores reológicos en
sistemas de emulsión Inversa.
El punto cedente es la parte de la resistencia al flujo que se puede controlar con
un tratamiento químico apropiado. El punto cedente disminuye a medida que las
fuerzas de atracción son reducidas mediante el tratamiento químico.
2.5.2.7 Viscosidad a baja velocidad de corte y LSRV
El uso cada vez más frecuente de la perforación de desviación controlada, de
alcance extendido y horizontal y el uso de biopolímeros para controlar las
propiedades reológicas han producido un cambio de opinión en lo que se refiere
a las propiedades reológicas que son consideradas necesarias para lograr una
limpieza eficaz del pozo en los pozos desviados. A través de numerosos estudios de
laboratorio y en base a la experiencia de campo, se ha determinado que los
valores de viscosidad a baja velocidad de corte (6 y 3 RPM) tienen un mayor
impacto sobre la limpieza del pozo que el punto cedente, además de proporcionar
la suspensión de barita bajo condiciones tanto dinámicas como estáticas.
2.5.2.8 Tixotropía y esfuerzos de gel
La tixotropía es la propiedad demostrada por algunos fluidos que forman una
estructura de gel cuando están estáticos, regresando luego al estado de fluido
cuando se aplica un esfuerzo de corte. La mayoría de los fluidos de perforación
base agua demuestran esta propiedad, debido a la presencia de partículas
cargadas eléctricamente o polímeros especiales que se enlazan entre sí para
formar una matriz rígida.
La resistencia del gel formado depende de la cantidad y del tipo de sólidos en
suspensión, del tiempo, de la temperatura y del tratamiento químico; es decir, que
58
cualquier causa que fomente o impide el enlace de las partículas, aumentará o
reducirá la tendencia a gelificación de un fluido.
La magnitud de la gelificación, así como el tipo de esfuerzo de gel, es importante
en la suspensión de los recortes y del material densificante. No se debe permitir que
la gelificación alcance un nivel más alto del necesario para cumplir estas funciones.
Los esfuerzos de gel excesivos pueden causar complicaciones, tales como las
siguientes:
1. Entrampamiento del aire o gas en el fluido.
2. Presiones excesivas cuando se interrumpe la circulación después de un
viaje (extracción e inserción de la sarta de perforación)
3. Reducción de la eficacia del equipo de remoción de sólidos.
4. Pistoneo excesivo al sacar la tubería del pozo.
5. Aumento brusco excesivo de la presión durante la introducción de la
tubería en el pozo.
6. Incapacidad para bajar las herramientas de registro hasta el fondo.
2.5.3 Efecto de la temperatura y la presión sobre la viscosidad
Los aumentos de temperatura y presión afectan la viscosidad de las fases líquidas
de todos los fluidos de perforación. El efecto es más pronunciado sobre los fluidos
de emulsión inversa que sobre los fluidos base agua. Los aceites y sintéticos de base
se diluyen considerablemente más en condiciones de altas temperaturas. El efecto
de la temperatura es algo diferente sobre cada uno de los diferentes fluidos base
aceite y base sintético.
Los fluidos base agua son fluidos hidráulicos casi perfectos. Estos fluidos no se
comprimen perceptiblemente bajo presión. En cambio, los fluidos base aceite y
base sintético son comprimibles hasta cierto punto. Su compresibilidad varía según
el fluido de base, la relación A/A o S/A, y los aditivos.
59
2.5.4 Sistema de circulación del fluido de perforación
El sistema de circulación de un pozo de perforación consta de varios componentes
o intervalos, cada uno de los cuales está sujeto a una caída de presión específica.
La suma de las caídas de presión de estos intervalos es igual a la pérdida total de
presión del sistema o a la presión medida del tubo vertical.
La Figura 17 es un diagrama esquemático del sistema de circulación. Esta figura
puede ser simplificada de la manera indicada en la Figura 18, la cual ilustra el área
relativa de flujo de cada intervalo. Puede haber cualquier número de subintervalos
dentro de las categorías enumeradas en la Figura 18.
Figura 18. Diagrama esquemático de un sistema de circulación
60
0
1
2
3
4
5
6
7
Tubo vertical/rotaria viajera/ kelly
Dentro de la tubería de perforación
Dentro de los portamechas
Dentro de las herramientas de fondo
Toberas
Espacio anular del pozo abierto/columna de perforación
Espacio anular del pozo abierto/columna de perforación
Espacio anular de la TR o riser/columna de perforación
Figura 19. Sistema de circulación simplificado
García Soria (2014) desarrolló el software “HYDRAULICS PRO” mediante la
metodología actual de perforación en el Ecuador, este estudio implico el análisis
de laboratorio de muestras de fluidos de perforación del pozo O-1i, de cada una
de las secciones perforadas, para así obtener datos reales de campo, manipularlos
con ecuaciones hidráulicas. El método que aplicó fue el de Herschel-Bullkley, en
fluidos de perforación base agua, paro conocer su comportamiento en el espacio
anular e interior de las tuberías.
61
La herramienta se desarrolló en el entorno Windows y fue programada en código
de Visual Basic 6.0; la interfaz de usuario permite el ingreso de datos de reología o
medidas de las herramientas para realizar un análisis sensitivo y poder optimizar los
parámetros de perforación mediante la interacción con el usuario en el manejo de
datos, logrando, así como resultado una hidráulica eficiente. El programa carece
del desarrollo o dibujo del estado mecánico acorde a las tuberías de revestimiento
y diseño de la sarta de perforación.
Por su parte, Reyes Serrano (2014) desarrolló el programa en Visual Basic para el
cálculo de hidráulica básica, perdida de presión por fricción, optimización de la
hidráulica y la relación de transporte de los recortes, este que posteriormente
pasaría a llamarse “HidraPUMA.v1”, dicho software está desarrollado con base a la
intuición y conocimientos adquiridos en las aulas de la carrera de ingeniería
petrolera y complementado con información de manuales como, por ejemplo:
Baroid, Manual de fluidos, The complete Fluids Company, Houston-USA, 1997
PEMEX, Guía de Diseño para la Hidráulica en la Perforación de Pozos
Petroleros
PEMEX, Manual de ITP y Coordinador de perforación y Mantenimiento de
Pozos, 2003.
El HidroPUMA.v1, también carece de una sección de diseño de estado mecánico,
su diagrama de circulación y formaciones a travesar es de una imagen que sirve
como fondo de pantalla. Sin embargo, este tiene aplicado tres modelos reológicos:
Bingham
Ley exponencial
Ley exponencial modificado
Con respecto a la determinación de eficiencia de transporte de sólidos se
consideran diversas correlaciones, tales como:
Moore
Sze Foo Chien-Bentonitico
Sze Foo Chien-Polimérico
Metzner and Read
62
Walker and Mayes
H. Udo Zeidler
Después, Balderas Díaz (2015) determinó las geopresiones para el asentamiento de
tuberías de revestimiento, utilizando como fuente de información registros
geofísicos, considerando que la presión de poro está influenciada por la
compactación de las lutitas y de la variación de parámetros como porosidad,
densidad, velocidad sónica y resistividad. Para dicho análisis combinó los métodos
de Hottman y Johnson, de Eaton, de profundidad equivalente o de Foster y Whalen,
y el método del exponente DC, considerando que estos cuatro métodos son los
más sencillos y utilizan información convencional y de fácil acceso.
En otro estudio, Arreola González et al (2016) aplicaron los registros geofísicos de un
pozo direccional para el diseño de la ventana operativa y asentamiento de las TR,
ellos consideraron que los registros actuales proveen valores precisos para conocer
e identificar las saturaciones de hidrocarburos, agua y gas, así como también la
porosidad, permeabilidad, área, espesores, geometrías, temperaturas, presión del
yacimiento y tipos de fluidos. Su hipótesis fue asegurar que el tener toda la
información permite diseñar la mejor opción para el asentamiento de las tuberías
de revestimiento; sin embargo, concluyen que entre más información se obtenga
de los pozos a perforar, mejores serán los resultados a la hora de crear la ventana
operativa.
Más tarde, Pabón Cruz (2016) desarrolló el software para analizar la hidráulica de
perforación considerándolo como una herramienta didáctica y de fácil manejo
para los usuarios, ya que su programación se efectuó en Visual Basic 2015, sus
cálculos están basados en el modelo de Ley exponencial. Las herramientas que
integran la sarta de perforación ya están preestablecidas, sin opción a aumentarlas
o reducirlas dado que previamente se realizó una consulta sobre las herramientas
más utilizadas en los campos petroleros de Ecuador. Dicho software se denominó
“Soluciones Hidráulicas”, no cuenta con diseño de estado mecánico y no requiere
las lecturas del viscosímetro Fann, solo necesita los valores de viscosidad plástica,
punto cedente, esfuerzo de gel, y otros.
63
De la misma manera, Sánchez Rodríguez (2017) diseñó la ventana operativa de un
pozo vertical marino, a través de dos métodos: el método tradicional y uno
propuesto que se obtiene a través del uso de los parámetros elásticos de las rocas.
Para el segundo método partió de la idea de que los parámetros elásticos de las
rocas se relacionan con los minerales presentes y sus correspondientes
deformaciones; dicha metodología fue considerada por Farmer en 1968. Para la
obtención de la información se apoyó de datos tiempo de tránsito y densidad. Es
importante mencionar que para este tipo de estudio los registros de rayos gamma
y potencial espontáneo son descartados, dado el tipo de información que se
puede extraer de ellos.
En un estudio reciente, Leynes Chavarría (2018) realizó un trabajo titulado
“Generación de un modelo en geopresiones para la perforación de un pozo
petrolero”, para dicho estudio parte considerando que un modelo en geopresiones
se construye a partir de tres gradientes:
Gradiente de sobrecarga
Gradiente de presión de formación
Gradiente de fractura.
La metodología para obtener estos gradientes comienza con la información
recolectada de los de pozos de correlación (geológica, registros de pozo y eventos
durante la perforación). El gradiente de sobrecarga se estima de la densidad de la
formación; para estimar el gradiente de formación se requiere información de
registros de rayos gamma para definir las litologías que se encuentran en el subsuelo
y posteriormente efectuar los cálculos. Para la calibración de este gradiente se
deben considerar las pruebas de formación realizadas, los eventos durante la
perforación y las densidades utilizadas. Por último, el gradiente de fractura se
construye mediante el método de esfuerzo mínimo, y su calibración se efectúa con
pruebas de goteo y eventos presentes durante la perforación.
En el sector empresarial existen programas para las diversas operaciones e
intervenciones que conlleva la exploración, perforación y explotación de los
hidrocarburos, algunas de estas herramientas son: Petrel [10], Drillbench [11], Eclipse
64
[12], GeoFrame [13], PipeSim [14], ProSource [15], cementación [16] (Cempro+
“Mud displacement software”, CemSheet “CEMPRO Companion”, CemView
“Cementing engineering toolbox”, CentraDesign “Centralizer placement software”,
CemLab “Cement lab data management system”, CemLife “Cement stress
software”, PlugPro “Cement plug placement software”, LCPRO “Lost circulation”),
SIMCARR [7] “Hidráulica de pozos”, etc.
Todos estos programas generalmente son diseñados para utilizarse en oficinas o
centros de comando de las diversas compañías donde se realizan y desarrollan los
diferentes proyectos de explotación de los yacimientos de hidrocarburos; por lo
anterior, las instituciones de educación superior tienen dificultad para poder
adquirirlos y establecerlos en sus centros de cómputo para el uso de sus estudiantes
y del personal docente.
65
CAPÍTULO III PROCEDIMIENTO DE INVESTIGACIÓN
3.1 Introducción
Los simuladores de Ingeniería representan en la actualidad una poderosa
herramienta que brinda al usuario velocidad y exactitud en los cálculos asociados
al problema analizado, situación que obliga a las universidades adquirir estas
herramientas para poder mantenerse actualizadas, pero estos programas de
computación no son gratis, los costos de adquisición, muchas veces, los hacen
inaccesibles para la gran mayoría de los interesados en aplicarlos (Hernández
2006).
Si pretendemos mantenernos a la par de otras universidades del mundo, se está
obligado a buscar alternativas que permitan solventar esta situación, ideando
mecanismos y herramientas que de alguna manera contribuyan a fortalecer la
calidad académica de nuestras instituciones, brindándole al estudiante una
ventana al mundo moderno, que como valor agregado propicie oportunidades en
el exigente y competitivo mundo al que tendrá que enfrentarse cuando se
convierta en egresado (Sirichoat, 2017) y (Hernández 2006).
Este software fue desarrollado con el lenguaje de programación Visual Basic para
Aplicaciones (VBA) en combinación con hoja de cálculo de Excel. Esto debido a
que VBA permite realizar interfaces muy visuales que hacen que el programa sea
más atractivo visualmente y sobre todo más sencillo de ocupar.
Visual Basic es un lenguaje de programación desarrollado por Alan Cooper para
Microsoft. Su primera versión fue presentada en 1991 con la intención de simplificar
la programación utilizando un ambiente de desarrollo completamente gráfico que
facilitará la creación de interfaces gráficas y en cierta medida también la
programación misma. Este consiste en un editor de código, un depurador
(programa que corrige errores en el código fuente para que pueda ser bien
compilado), un compilador (programa que traduce el código fuente a lenguaje
de máquina), y un constructor de interfaz gráfica o GUI (es una forma de programar
66
Su utilidad principal es la automatización tareas cotidianas, así como crear
aplicaciones y servicios de bases de datos para el escritorio.
3.2 Descripción del programa
En esta sección del trabajo, el objetivo del programa es optimizar tiempos en las
diversas operaciones relacionadas con el diseño de pozos petroleros. Para este
caso se desarrollaron las siguientes etapas del diseño:
Geopresiones
Ventana operativa
Asentamiento de tuberías de revestimiento
Cementación
Hidráulica de fluidos de perforación
Para cada una de ellas, solo es necesario ingresar los datos pre-registrados del
pozo, como, por ejemplo:
Geopresiones
Profundidades de cada una de las formaciones a perforar
Densidad promedio de las rocas
Información de campo del pozo exploratorio: RPM, ROP, Peso sobre
la barrena “PSBNA”, entre otros.
coeficiente de Poisson en cada una de las formaciones
Ventana Operativa
Presión de poro
Presión de fractura
Densidad de trabajo
Densidad máxima
Asentamiento de tuberías de revestimiento
Presión de poro
Presión de fractura
Margen de seguridad
Margen de arremetida
67
Factores de seguridad de los esfuerzos de colapso, estallido y tensión
Cementación
Profundidad y diámetros de las barrenas a utilizar
Características mecánicas de las TR a utilizar
Clase, tipo y características del cemento a utilizar
Diseño de lechada
Porcentaje adicional a elaborar de lechada
Hidráulica de fluidos de perforación
Características de las TR a utilizar
Características mecánicas de las herramientas que integraran la sarta
Tipo de fluido y reología de lodo
Profundidad del pozo
Existencia y medidas del agujero descubierto
Características de las barrenas y de los recortes perforados
Características de la bomba, dúplex/triplex, otros
A partir de una serie de datos, como los mencionados anteriormente, cada sección
o programa realiza los cálculos necesarios para posteriormente ser evaluados y
poder obtener el diseño lo más rápido posible. En algunos de ellos, antes de realizar
cálculos, se requerirá generar una representación gráfica para posteriormente
contar el número de operaciones necesarias para concretar la simulación
numérica.
El desarrollo de software aplicado a la manufactura y capacitación petrolera es de
suma importancia en la actualidad, ya que esto permite ahorrar una gran cantidad
de recursos que se emplean en adquirir los programas desarrollados por empresas
extranjeras con herramientas del mismo nivel creadas por mexicanos. Debido a
esto es indispensable que las instituciones de educación enseñen lenguajes de
programación, por ejemplo, Visual Basic & Excel, Java, u otros, los cuales permiten
crear programas con una mejor interfaz, sobre todo más interactiva y que pueden
ser más útiles en campo.
68
3.2 Diagramas de flujo
La Figura 20 muestra a través de un diagrama de flujo, el programa que ha sido
desarrollado para generar el modelado grafico del diseño de pozos petroleros
verticales en campos terrestres, esto permite facilitar el trabajo de elaboración.
Figura 20. Diagrama de flujo para el desarrollo del software
69
CAPÍTULO IV RESULTADOS
4.1 INTERFAZ GRÁFICA
Entre los diversos objetivos particulares del presente trabajo, se estableció
desarrollar una interfaz gráfica para los diferentes usuarios que deseen incursionar
en el diseño de pozos petroleros terrestres. En el presente apartado se describe de
manera breve las secciones y pasos de la interfaz para el cumplimiento del objetivo
en general.
La interfaz fue diseñada bajo la aplicación de Visual Basic For Applications en Excel,
razón por la cual se creó un libro de Excel habilitado para macros, conocido como
Portada.xlsm; así mismo, la interfaz consta de 6 formularios de Visual Basic
(UserForm), los cuales alojan los menús principales de cada evento o sección, como
se muestra en la Figura 21.
Figura 21. Formulario Portada: Modelado Gráfico para el desarrollo de Pozos
Petroleros Verticales en Campos Terrestres
70
En el formulario principal se solicita información concerniente al pozo como, por
ejemplo: Nombre de pozo, Número, Campo, Clasificación, Ubicación, Estado,
Municipio, Objetivo, Coordenadas UTM del conductor, objetivo y profundidad total,
de manera adicional se presentan las acciones que se pueden desarrollar en el
diseño del pozo.
4.2 GEOPRESIONES
Esta primera sección está integrada por cinco páginas:
Sección geopresiones
Datos/Operaciones V Operativa
Gráfica “dc” Corregida & lodo
Gráfica y datos de la Ventana Operativa
Evaluación de TR
En la sección geopresiones (Fig. 22) se brinda una introducción al tema de
geopresiones y del método que se aplicará, justificando la importancia de
identificar las presiones existentes en las diferentes formaciones que integrarán la
ventana operativa.
Figura 22. Sección Geopresiones “Introducción”
71
Datos/Operaciones V Operativa: corresponde a la inserción de la información de
profundidad, densidad de las rocas, diámetros de las barrenas, ROP, WOB, RPM,
densidad de lodo, gradientes de formación, coeficiente de Poisson (Fig. 23). Los
botones de comando: “Cálculos: PSC, Exp d, etc.” y “Gráfica Profundidad & dc
corregido”.
Figura 23. Inserción de datos y generación de información numérica
En el primero se obtendrá los valores numéricos de profundidad en metros, Presión
de sobrecarga en kPa y psi, gradiente de sobrecarga (psi/ft), exponente d y
exponente corregido dc. En el segundo botón genera la gráfica de profundidad y
exponente corregido. Por su parte, el segundo botón presenta tres gráficas (Fig.
24):
Profundidad y dc
Profundidad y presión de sobrecarga
Curvas de presiones y profundidad
72
Figura 24. Gráficas de profundidad y dc, presión de sobrecarga y presiones.
Gráfica y datos de la Ventana Operativa: Se muestran los valores obtenidos de
densidades: formación, fractura, de trabajo y máxima, del lado derecho su grafica
correspondiente (Fig. 25).
Figura 25. Datos numéricos de densidades y gráfica de la ventana operativa
73
Evaluación de TR. Está compuesta por tres páginas que contienen las operaciones
algebraicas y sus consideraciones técnicas para la evaluación de cada una de las
tuberías de revestimiento que se pretende formen el diseño mecánico del pozo
(Figs. 26-28).
Entre las variables a considerar están:
Presión de colapso y su profundidad
Presión interna
Presión de estallido
Diseño por estallido con datos como, por ejemplo:
Peso de la sección en el aire en libras
Factor de seguridad
Prueba de integridad al 60%
Tensión total en el tope de las juntas en kilogramos
Factor de flotabilidad
Factor de seguridad acumulado
Figura 26. Sección de evaluación de TR-1
74
Figura 27. Sección de evaluación de TR-2
Figura 28. Sección de evaluación de TR-3
75
4.3 VENTANA OPERATIVA REALES
La presente sección está compuesta por nueve páginas, en la primera se brinda
una introducción de la importancia de la ventana operativa y de los posibles
problemas que se pueden presentar el no contar con los datos necesarios para su
obtención.
Figura 29. Introducción a la sección de ventana operativa real
Así mismo, las páginas restantes contienen información real de diferentes pozos
marinos; sin embargo, no todos ellos cuentan con las variables necesarias, es decir,
en algunos solo encontrarán datos de profundidad, presión de poro “formación” y
el gradiente de fractura (Fig. 30), tal es el caso del pozo “Tsimin 1”, para obtener su
ventana operativa, falta determinar valores de presión de fractura, densidad de
trabajo, densidad máxima, presión de sobrecarga, por mencionar algunos y sus
respectivos factores de seguridad (por ejemplo, Fig. 31).
76
Figura 30. Pozo Tsimin 5, datos de profundidad, presión de poro y gradiente de
fractura.
Figura 31. Pozo Xikin 1, con datos de profundidad, presión y gradientes de poro y
gradiente de fractura, con sus respectivos factores de seguridad.
77
4.4 DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN
Esta tercera sección corresponde al diseño de sarta de perforación, la cual está
formada por dos formularios, el primero corresponde a la introducción y breve
descripción de la importancia que implica el realizar un buen diseño de sarta, la
segunda hoja brinda la oportunidad de insertar los datos de las herramientas de
perforación, determinación de factores de flotación, efecto de las cuñas, peso
sobre la barrena acorde a la ficha de diseño, margen de jalón, determinación y
ubicación del punto neutro, por mencionar algunos, así como el desarrollo de las
siguientes tres metodologías , como por ejemplo:
a) Diseño nivel técnico, (PEP, Vol.1, Fig. 33)
b) Guía de diseño de sarta de perforación, (PEP, “Departamento De Ingeniería”,
Fig. 34)
c) Diseño de sarta de perforación (Método de la Elipse, “Esfuerzos”, Fig. 35)
Figura 32. Introducción, “Diseño de sarta de perforación”
78
Figura 33. Método nivel técnico, PEP.
En este primer método, el objetivo es determinar el número de herramientas que
integrará la sarta de perforación, así como la ubicación en metros y número de
herramienta en la que se encontrará el punto neutro. La figura 34 es el inicio del
segundo método, el cual se aplica por etapa, determinando la máxima tensión
permisible en las Tp´s, margen de jalón, longitudes, por mencionar algunos.
Figura 34. Guía de diseño de sarta de perforación, PEP, Etapa 2
79
Figura 35. Guía de diseño de sarta de perforación, PEP, Etapa 3
En la figura 35 y 36 corresponden a la tercera y cuarta etapa respectivamente,
considerando peso sobre la barrena aplicado contra el peso acorde a su ficha
técnica emitida por el fabricante, características de la barrena, efecto y diámetro
de cuñas, tensión de trabajo, etc. Es importante mencionar que este método se
utiliza para verificar el diseño propuesto en las bases de usuarios o guías de diseño
de pozos de PEP para empresas participantes en proyectos de perforación.
Figura 36. Guía de diseño de sarta de perforación, PEP, Etapa 4
80
Figura 37. Diseño de sarta de perforación, Método de la Elipse “Esfuerzos”
Las figuras 37-38 corresponden a las secciones: molino y lastrabarrenas y diseño por
tensión respectivamente, estos consideran características mecánicas de las
diferentes herramientas (Tp, Hw, Dc) y tuberías de revestimientos acorde a las
etapas de manera individual, para su aplicación se necesita mayor información
técnica (ver cuadros amarrillos).
Figura 38. Diseño de sarta de perforación, “Diseño por Tensión”
81
Figura 39. Diseño de sarta de perforación, “Diseño por Colapso”
La sección por colapso para su evaluación se apoya en la gráfica que se muestra
en la figura 39, está integrada por los diferentes esfuerzos como, por ejemplo:
compresión, tensión, resistencia al colapso interno, resistencia compresión-tensión,
por mencionar algunas. La figura 40 corresponde a las consideraciones de
resistencia mecánica de cada una de las herramientas con la presión hidrostática.
Figura 40. Diseño de sarta de perforación, “Resistencia cbt”
82
Figura 41. Diseño de sarta de perforación, “Diseño por Torsión”
La ultima consideración (ver figura 41) corresponde al diseño por torsión, que
corresponde a la acción de apriete o torque entre cada una de las herramientas
expuestas a tensión, dicha consideración es uno de los más importantes en campos
con historiales de pegaduras o atrapamiento de sartas de perforación.
En esta sección se considera importante recalcar que el trabajar con las diferentes
tuberías y que a medida que aumenta su tensión, su esfuerzo de torsión disminuye.
Así mismo los acoples se ajustan hasta un 60% de su capacidad de torsión y están
diseñados para resistir hasta un 80% de la capacidad de torsión del tubo.
4.5 ASENTAMIENTO DE TR
La Figura 42 muestra la introducción de la sección de asentamiento de las tuberías
de revestimiento y una breve descripción de la información mínima que se necesita
para esta la aplicación de esta metodología.
83
Figura 42. Introducción de la sección de asentamiento de TR
En la presente metodología se requiere conocer el porcentaje o margen de un
brote (arremetida) el cual se considera durante toda la perforación, una de sus
ventajas es que, al finalizar la ventana operativa, además de conocer la densidad
del fluido de perforación, se obtiene la densidad de la lechada y esta se
corroborará o actualizará al finalizar la prueba de goteo.
En la Figura 43 se presenta la gráfica de la ventana operativa y de lado izquierdo
en la “propuesta de TR” dibuja las líneas de diferentes colores para la identificación
de cada una de las tuberías que se hayan considerado acorde a la gráfica de la
ventana.
El botón de “borrar estado mecánico” permite actualizar la representación de las
líneas verticales durante el diseño o selección de las tuberías que integraran el
diseño de la ventana operativa.
84
Figura 43. Datos de entrada para la ventana operativa considerando margen de
seguridad y de arremetida
De las figuras 44 a 48 se presentan las siguientes secciones o ventanas de diseño:
Datos de las tuberías de revestimiento
Datos de diseño de lechada, rendimiento, agua requerida, lechada de
cabeza y cola
Distancia entre la zapata y el cople diferencial
Cálculo de lechada de cabeza y cola
Una sección de cálculo de volumetría por etapa y su respectivo estado
mecánico a colores para facilitar la identificación del volumen de lechada
de cabeza, cola, cople diferencial y otros.
La unidad de la volumetría es en barriles. La sección “cemento agua”
corresponde a un resumen sobre el volumen final de agua, cemento tanto
en cabeza como en cola que se requerirá en la intervención.
Región de corrosión: permite identificar la presión parcial de CO2 y H2S e
identificar la zona de corrosión.
85
Figura 44. Asentamiento de TR, volumetría de lechada, sección 1
Figura 45. Diseño de TR, lechada de cabeza y cola, volumetría sección 2
86
Figura 46. Diseño de TR, lechada de cabeza y cola, volumetría sección 3
Figura 47. Resumen de volumetría final en cabeza y cola
87
Figura 48. Identificación de la región de corrosión
4.6 CEMENTACIÓN
La sección cementación está formada por dos páginas, la primera corresponde a
la introducción (Fig. 49), en ella se describe brevemente su importancia y su
definición.
Figura 49. Introducción, sección cementación
88
La segunda página (Fig. 50) está integrada por doce subpáginas, que son:
Cementación PEMEX
Selección TR
Operaciones-lechadas
Resumen cemento PEMEX
Empresas Americanas
Cálculos de lechada
Ejercicio 1
Combinación del cemento
Características del cemento
Bentonita-pérdida de circulación
Tapón de barita
Prueba de goteo
Figura 50. Estado mecánico. Agujero y TR
En este apartado se desarrolla el estado mecánico: agujero & TR; es decir, se
requieren los diámetros y profundidades, de cada una de las barrenas y de las
89
tuberías de revestimiento, así mismo, se pueden colgar linner o en el mejor de los
casos colgar una TR.
En la parte izquierda inferior, existe un recuadro en el que se brinda información con
respecto a la diferencia entre la densidad de lechada y el fluido de perforación.
Para una selección correcta, la Figura 51 muestra una tabla de diámetros de
barrenas y tuberías de revestimiento, acorde al manual de PEMEX, WELLCAP (2010).
La metodología para el cálculo de volumetría y diseño de lechada corresponde a
la de PEP, para lo cual se utilizaron los tres manuales de PEP “Ayudante, perforador
y superintendente”.
En la Figura 52 se muestra libremente el “porcentaje” adicional que deberá
prepararse de lechada; sin embargo, es importante remarcar que este porcentaje
depende de la experiencia como, por ejemplo: ejecución de cementaciones,
interpretación del registro calipper y otros. La volumetría se determina por etapas y
secciones, para este caso, el programa está elaborado para cinco etapas.
Figura 51. Tabla de selección de diámetro de barrenas y tuberías de revestimiento
90
Figura 52. Cálculos de volumetría y diseño de lechada
La Figura 53 corresponde a una tabla de resultados; es decir, en ella se presenta el
volumen de lechada, el porcentaje adicional por cada etapa y el número de sacos
de cemento total en todo el sistema o diseño.
Figura 53. Resumen de resultados de la cementación
91
Figura 54. Resumen de resultados de la cementación
El desarrollo de cementación de pozos petroleros por parte de empresas
extranjeras, como por ejemplo Schlumberger y Halliburton, se representa en la
figura 54, los datos de diámetro de barrena, diámetro exterior e interior de Tr´s y
profundidad de perforación se deberán registrar en las unidades de pulgadas y pie
respectivamente.
En la figura 55, se determina la volumetría y el diseño de la lechada, se tiene un
apartado para los nombres de los aditivos en español y una sección representada
por la palabra “Clave” que corresponde al nombre de los aditivos o productos
químicos que la empresa asigna de manera interna para su control, marcando así
una diferencia entre los reportes de diseño de las lechadas y sus unidades son
galones por saco y porcentaje químico, para finalizar en galones y pounds. De
manera adicional la figura 56, representa el cálculo de lechada por etapa a partir
de la segunda etapa.
92
Figura 55. Volumetría y diseño de lechada de empresas americanas.
Figura 56. Volumetría y diseño de lechada para la segunda etapa
El diseño de lechada es muy complejo pues se requiere experiencia de campo y
manejo de información geológica, pero principalmente conocimiento de química,
dado que uno de los puntos principales es brindar un sello y estabilidad entre la
formación y la TR, así mismo este no deberá contaminar o dañar la formación.
93
En la presente sección se puede desarrollar la lechada de manera general o
parcial acorde a la volumetría de la formación, así también el cemento puede ser
mezclado entre dos tipos, minimizando así el costo del cemento y sus aditivos
respectivamente, sin embargo, esta mezcla (Fig. 57) deberá también ser evaluada
mediante los registros o técnicas correspondientes tanto en laboratorio como en el
campo.
Figura 57. Ejemplo de rendimiento y densidad de lechada
La Figura 58 ejemplifica un problema en el que se determina el rendimiento y
densidad de la lechada, la cual está compuesta por cemento clase H, arena sílice
con un 35% y agua.
Figura 58. Determinación de porcentaje de tipos de cemento en una mezcla.
94
Existen aproximadamente ocho clases de cemento y cada una de ella se utiliza
para diferentes profundidades, existen diseños para bajas y altas temperaturas, los
rendimientos y volumen de agua son acorde al tipo de cemento y diseño de
lechada (Fig. 59).
Figura. 59. Características del cemento: API, Halliburton, PEP utilizados en
cementación.
En la Figura 60 se ejemplifican los cálculos necesarios para la utilización de
bentonita en caso de presentarse una pérdida de circulación, tal evento tiene la
probabilidad de presentarse en cualquier momento de la perforación.
95
Figura 60. Reparación de una pérdida de circulación con bentonita
Durante una pérdida de circulación puede generarse un brote como resultado de
la pérdida de la columna de presión hidrostática o de fluido de perforación (Fig.
61), dicho evento puede resolverse estacionando un bache de cemento y barita,
para su diseño existe una tabla se recomendaciones con los puntos de:
Densidad de la lechada
Relación barita-agua
Volumen de la lechada
Sosa caustica
Relación de pirofosfato/supercaltex
96
Figura 61. Reparación de una pérdida de circulación con tapón de barita
La Figura 62 representa la prueba de goteo “Leak Off”, esta debe realizarse
posterior a la cementación de cada una de las etapas, evaluado así la calidad de
la zapata y determinando la densidad máxima para la siguiente etapa, dicho valor
permitirá actualizar la ventana operativa con datos reales (campo).
Es muy importante conocer el comportamiento de las presiones (presión
hidrostática, máxima presión permisible en la formación, gradiente de fractura para
la formación.
97
Figura 62. Prueba de Goteo, comportamiento de presión y MPP-GF
4.7 Hidráulica de fluidos de perforación
La hidráulica de fluidos de perforación corresponde a la limpieza del pozo en el
fondo y en el espacio anular; es decir, determina la eficiencia del transporte de los
recortes hacia la superficie. La Figura 63 representa el inicio a la introducción de la
sección de hidráulica de fluidos de perforación, en el que se describe la
metodología desarrollada.
Figura 63. Introducción a la hidráulica de fluidos de perforación
98
La segunda página denominada “Hidráulica” está integrada por 5 subpáginas
adicionales que son:
Pemex (Fig. 64)
Cálculos de volumetría (Fig. 65)
M-I Swaco (Figura 66)
Cálculos hidráulicos (Fig. 67)
Modelos reológicos (Fig. 68)
En la Figura 64 se muestra la programación de todas las operaciones
algebraicas que permiten conocer la hidráulica de fluidos de perforación,
iniciando con las características físicas y mecánicas de las diferentes tuberías
de revestimiento, herramientas que integran la sarta de perforación,
características de operación de la bomba, barrena, dimensiones de los sólidos
o recortes de perforación y algunos datos del fluido de perforación.
Con todos esos datos lo primero es obtener el estado mecánico, para este caso
se cuenta con una programación de tres casos:
Caso 1: Lag = LHW + LDC
Caso 2: Lag < LHW + LDC
Caso 3: Lag > LHW + LDC
donde Lag es la longitud del agujero descubierto o desnudo, LHW es la ongitud
de las herramientas pesadas o Heavy weight, LDC es la ongitud de los
lastrabarrenas o “drill collar”.
99
Figura 64. Diseño del estado mecánico
En la Figura 65 se muestran todos los datos de volumetría e hidráulicos que se
obtienen mediante la aplicación o metodología descrita por PEP 2002. De igual
manera se cuenta con la eficiencia de transporte de los sólidos o recortes de
perforación hacia la superficie, observando así qué parámetros deben ser
modificados para tener una buena o excelente eficiencia de acarreo de sólidos,
que en otras palabras significaría limpieza en el fondo y en el espacio anular.
100
Figura 65. Hidráulica aplicada a fluidos de perforación
En la Figura 66 se desarrolla la hidráulica de fluidos de perforación bajo la
metodología de M-I Swaco, compañía que actualmente le corresponde a
Schlumberger, dicha metodología se encuentra en el manual de fluidos, capitulo 5
“Reología e hidráulica”, para el desarrollo de esta, se requiere conocer la reología
del fluido de perforación, es decir, tener las lecturas del viscosímetro Fann, para así
poder determinar algunos parámetros como, por ejemplo:
Velocidad de propagación
Viscosidad efectiva
Número de Reynolds
Factor de fricción
Caída de presión
Coeficientes n y k, anular e interior de sarta,
DEC
Velocidad en toberas, por mencionar algunos.
101
Figura 66. Diseño del estado mecánico, M-I Swaco
Figura 67. Hidráulica de fluidos de perforación, M-I Swaco
La reología de lodo generalmente es analizada bajo los modelos reológicos,
principalmente modelo plástico de Bingham (Figura 67) y ley exponencial (Figura
68), es necesario contar con las lecturas del viscosímetro Fann, determinar la
102
velocidad de corte y esfuerzo de corte, ambos determinan la viscosidad del lodo
de perforación acorde a su composición química.
Figura 68. Reología de lodos y modelo de Bingham
Figura 69. Reología de lodos y modelo de Ley Exponencial
103
CONCLUSIONES
Las aplicaciones anteriormente descritas, integran una herramienta que para
muchos pueda parecer sencilla en su interfaz dado el programa en que se
desarrolló, sin embargo, esta requirió de una gran cantidad de código de
programación para su realización, cabe recalcar que Microsoft Excel es el
programa que más se utiliza en el área petrolera. Además, se aprovechó al máximo
la sencillez de la programación en ambiente Visual Basic para aplicaciones en
Excel, para presentar resultados generados por el programa en formatos tabulares
y gráficos
Una de las fortalezas principales en su desarrollo es la combinación de
metodologías de compañías nacionales y extranjeras con muchos años de
experiencia en las diversas intervenciones del área de hidrocarburos.
En este estudio se cumplieron todos los objetivos planteados al inicio de esta gran
experiencia, ya que con esta herramienta de diseño, se logra presentar gran parte
del conocimiento teórico-práctico que todo estudiante de la carrera de ingeniería
petrolera, inspector técnico en perforación y reparación de pozos petroleros,
técnico en fluidos de perforación e ingenieros petroleros deben conocer para
maximizar sus oportunidades laborales en el área de hidrocarburos, principalmente
en los departamentos de diseño de pozos y perforación.
Se confía en ser el primer trabajo este tipo en la región, principalmente de una
institución de educación superior, pues por parte de las diversas compañías ellos
generalmente contratan los servicios de compañías o centros de desarrolladores
de softwares para la realización de estos acordes a sus actividades y áreas de
oportunidades.
Así mismo, la presente herramienta permitirá reducir el tiempo y costo de inversión
de la industria petrolera en capacitación de personal y jóvenes ingenieros.
104
APORTACIÓN DE LA TESIS
Las secciones de ventana operativa, cementación e hidráulica están
desarrolladas mediante las metodologías de PEP, Schlumberger-Halliburton,
M-I-Swaco.
Este software brinda al usuario la oportunidad de observar los estados
mecánicos de cementación e hidráulica, previo a los cálculos
correspondientes a la sección que se esté desarrollando.
El módulo de cementación contiene de manera adicional dos metodologías
para el diseño de la lechada acorde a los diferentes aditivos que utiliza cada
empresa y etapa de perforación.
El presente software podrá ser utilizado por estudiantes de ingeniería
petrolera, personal técnico con experiencia en el campo de la perforación
e ingenieros de diseño de pozos petroleros.
El presente trabajo brindo la oportunidad de integrar toda la parte teórica y
práctica que se ha adquirido del área petrolera, tanto de manera personal
como la brindada por la Universidad Tecnológica de Tabasco, C&T Offshore
Integrated Services S.A.
RECOMENDACIONES
Desarrollar e insertar en las secciones de cementación e hidráulica, gráficos
en operaciones de: viajes, circulación, desplazamiento y controlando.
Analizar la posibilidad que con Visual Basic se pueda ejemplificar la
circulación del fluido de perforación, colocación de baches de cemento,
circulación de fluido de control o reacondicionado.
Anexar al menos dos métodos adicionales de geopresiones y ventana
operativa.
Insertar en la sección hidráulica el método de Ley exponencial modificado
Adicionar los diferentes métodos de correlación de eficiencia de transporte
de solidos:
a) Moore
b) Sze Foo Chien-Bentonitico
105
c) Sze Foo Chien-Polimérico
d) Metzner and Read
e) Walker and Mayes
f) H. Udo Zeidler
Ver la posibilidad de iniciar la programación en Matlab y R, dada su fortaleza
en gráficos 3D, especialmente para el análisis de simulación de yacimientos
y perforación direccional.
Buscar la oportunidad de hacer uso del programa en algún pozo real, previo
a su diseño, para poder hacer una evaluación de exactitud e incertidumbre.
PRODUCTOS DE TESIS
1. Gracias al desarrollo del presente trabajo también se están desarrollando los
siguientes productos:
Control de pozos petroleros (versión 2.0)
Programa de Fluidos de perforación (versión 1.0)
2. Dirección de una tesis de Maestría en Manufactura Avanzada en Ciateq,
“Software académico de control de pozos” (versión 1.0)
3. Dirección de tres tesis de Ingeniería petrolera en la IUDY-IUP
Análisis de record de barrenas
Análisis de Tiempos no productivos
Visual Basic y AutoCAD 3D para análisis de anticolisión
4. El programa se ha registrado en el INDAUTOR-SEP, actualmente se cuenta
con:
Certificado de registro de derecho de autor
Confirmación de terminación del proceso de registro del área de
cementación
Espera de confirmación de recepción del registro del área de hidráulica
5. Se ha escrito un primer artículo, el cual está en revisión por mi asesor, para
posteriormente ser enviado a UNAM-Ingeniería Investigación y Tecnología,
se confía en que sea aceptado y en tener el material para al menos dos
artículos más.
106
6. De manera adicional se tiene una invitación para asesorar a una egresada
de ingeniería petrolera de la UAG, Campus Tabasco, en el desarrollo de un
programa de análisis nodal y se espera confirmación de dirección de la Tesis.
7. Se ha logrado tener reuniones con técnicos e ingenieros petroleros para
realizar el diseño de un software de estimulación de pozos, cabe mencionar
que ellos tienen la experiencia en laboratorio de fluidos de perforación,
cementación y estimulación en compañías como, por ejemplo:
Schlumberger, Halliburton, Qmax.
8. Se está analizando la posibilidad de llevar este trabajo a una aplicación APP
para teléfonos móviles, ya se tiene programada una segunda reunión para
la realización de un plan de trabajo y selección de programa.
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