tesis perforacion d pozo en desarrollo edo falcon (perfo ii)
TRANSCRIPT
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
1/217
Desarrollo de la Propuesta de Perforacin yCompletacin de un Pozo Tipo de Desarrollo en
el Campo la Vela Tierra Edo. Falcn
TRABAJO ESPECIAL DE GRADOPRESENTADO A LA ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEO
DE LA UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELAEN CUMPLIMIENTO PARCIAL DE LOS REQUERIMIENTOS
PARA OPTAR AL TTULO DEINGENIERO DE PETRLEO
Jos Eduardo Chirinos L.Jess Javier Jacanamijoy Q.
Mayo 2004
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
2/217
Dedicatoria
A mi familia por ser un apoyo en todos los momento de mi vida,
buenos y malos
A mi mam por ser un ejemplo de amor, paciencia y cario
A mi pap por ser un norte fijo representando para mi un ejemplo de
perseverancia, eficiencia y xito
Jos Eduardo
A Dios por estar siempre presente en los malos y buenos momentos y
nunca dejar que cayera.
A mis padres por todo el sacrificio realizado, por el cario y confianza
que me brindaron para lograr esta meta.
A mis hermanos por todo el apoyo y confianza que me ofrecieron,
especialmente a Cristina.
Jess Javier Jaca
ii
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
3/217
Agradecimientos
Nuestros primeros agradecimientos son para Dios por abrirnos el
camino para alcanzar este logro, a la Universidad Central de Venezuela
por brindarnos la oportunidad de crecer como personas desde el primer
da de clase, a la Facultadad de Ingeniera por forjar nuestro carcter y a
la Escuela de Petrleo por darnos las herramientas para llegar a ser
Ingenieros de Petrleo.
En el perodo de elaboracin de este Trabajo Especial de Grado
recibimos el apoyo de varias personas que nos orientaron de forma
incondicional. A nuestro tutor Ingeniero William Contreras quien nos dio
la oportunidad de involucrarnos en diferentes entornos de la empresa y
nos acompa en cada da de nuestro trabajo. Al Ingeniero Emilio
Snchez por darnos la oportunidad de demostrar nuestros
conocimientos y ayudarnos a obtener la experiencia de trabajo quetanto necesitamos. A los Ingenieros Karmelle Larrauri, Lus Porras,
Miguel Rodrguez y Elas Ramos por colaborar con nosotros en cada una
de las ramas que ellos desempean y a Katihuska Rivas por colaborar
con nosotros en la elaboracin de este trabajo.
Al Ingeniero Franklin Gonzlez por demostrar inters y colaborar con
nosotros en la construccin de un Trabajo Especial de Grado de buennivel. A nuestros compaeros y amigos de clase quienes con su apoyo
nos ayudaron durante todo el perodo de estudio en la universidad.
Finalmente un reconocimiento especial para nuestras familias quienes
siempre nos apoyaron a lo largo de todo este camino y con su soporte
lograron hacer de nosotros lo que hoy somos, Ingenieros. A todos ellos
mil gracias.
iii
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
4/217
Resumen
Chirinos Lima Jos Eduardo Jacanamijoy Quenn Jess Javier
Desarrollo de la propuesta de perforacin y completacin de un pozotipo de desarrollo en el campo la vela tierra Edo. Falcn
Tutor Acadmico: Prof. Franklin Gonzlez. Tutor Industrial: Msc. William ContrerasTesis. Caracas, UCV. Facultad de Ingeniera. Escuela de Ingeniera de Petrleo.Ao 2004
Resumen. Vinccler Oil & Gas, C.A, es la empresa operadora del bloqueFalcn Este desde el ao 2000, este bloque est conformado bsicamente pordos reas, el rea de produccin conformada principalmente por el campo LaVela y el campo Cumarebo, y el rea de exploracin denominada Agua Salada.El campo Cumarebo ha sido explotado de forma considerable desde los aos30, por tal motivo es considerado un campo maduro, actualmente tiene unaproduccin promedio de 600 BOPD y 800 MPCGD, adems tiene un potencialde produccin de gas de 10 MMPCGD, por otra parte el campo La Vela nuncaha sido puesto en produccin de forma continua ya que no posee facilidades desuperficie y adems sus yacimientos tienen una alta relacin gas-petrleo.Actualmente PDVSA ejecuta el proyecto denominado ICO (InterconexinCentro-Occidente) el cual no es ms que la conexin de los sistemas detransporte de gas del centro de Venezuela con los sistemas de transporte degas del occidente del pas. Debido a esto Vinccler Oil & Gas estudia laposibilidad de desarrollar las reservas del campo La Vela, para lo cual necesitala planificacin y ejecucin de la perforacin de pozos nuevos en la zona.
Dentro del proyecto del Campo La Vela se plante la oportunidad de participar
en el desarrollo de los programas de perforacin de los pozos nuevos de lazona y en base a estos programas se plante el desarrollo de este TrabajoEspecial de Grado, donde el objetivo principal del mismo es estudiar yconsiderar todos los factores que forman parte de la planificacin de un pozonuevo y finalmente desarrollar la propuestas de perforacin de los mismos.
Para el desarrollo de este trabajo se comenz con una recopilacin deinformacin de los pozos cercanos a la localizacin propuesta, luego se realizun estudio de las presiones esperadas durante la perforacin de los mismos, ybasado en esta informacin y en la geologa regional se buscaron los puntos deasentamientos de los revestidores. Inmediatamente despus se seleccion los
dimetros de los revestidores y de la tubera de produccin, se hizo uso delmtodo API para la seleccin del grado de los mismo, luego de poseer estainformacin se estudiaron los otros elementos que forman parte de laperforacin de un pozo como son: el fluido de perforacin, el diseo de lacementacin, el programa de registros elctricos, entre otros. Por otra parte,con el objetivo de maximizar la produccin del nuevo pozo se realiz unanlisis Nodal para la seleccin del dimetro de tubera, obtenida estainformacin se prepararon las propuestas de perforacin y completacin delpozo.
Finalmente con el objetivo de comprender la rentabilidad en las propuestaspresentadas se realiz un anlisis econmico y un anlisis de riesgosfinancieros para estudiar la factibilidad de ejecucin del proyecto.
iv
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
5/217
Resumen
Tabla de ContenidoDEDICATORIA ii
AGRADECIMIENTOS iii
RESUMEN iv
TABLA DE CONTENIDO vLISTA DE FIGURAS ix
LISTA DE TABLAS xi
CAPTULO I INTRODUCCIN 12
1.INTRODUCCIN 13
2.OBJETIVO GENERAL 15
3.VINCCLER OIL &GAS,C.A 16
4.
CAMPO
LA
VELA
18CAPTULO II MARCO TERICO 23
1.TUBERA DE REVESTIMIENTO Y PRODUCCIN 24
2.DESIGNACIN Y FUNCIONES DE LAS SARTAS DE TUBERA 25
2.1 Conductor 25
2.2 Tubera de superficie 25
2.3 Tubera intermedia, camisas de perforacin y tiebacks de perforacin 26
2.4 Tubera de produccin 26
3.DISEO DE LA PROFUNDIDADES DEASENTAMIENTO 264.MTODOS PARA ESTIMAR LA PRESIN DE POROS 29
5.PREDICCIN DEL GRADIENTE DE FRACTURA13,15,16,20 33
5.1 Mtodos de evaluacin del gradiente de fractura 34
6.DISEO DE REVESTIDORES 34
6.1 Criterios de Diseo 35
6.1.1 Estallido 35
6.1.2 Colapso 36
6.1.3 Tensin 36
6.2 Factor de Diseo vs. Factor de Seguridad 36
v
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
6/217
Tabla de Contenido
7.LAS CONEXIONES DE LOS TUBULARES 37
7.1 Las Conexiones Aprobadas por PDVSA 38
8.CABEZAL 40
8.1 Funciones de un Cabezal: 41
8.2 Tipos de Cabezal 418.3 Componentes de un Cabezal 42
9.MUDLOG 44
9.1 Definicin 44
9.2 Aplicaciones 45
10.PERFIL A HUECOABIERTO 45
11.ANLISIS NODAL 46
11.1 reas de prdidas de energa o cada de presin 47
11.2 Anlisis del Sistema de Produccin 48
11.3 Curvas de gradientes de presin 51
11.4 Correlacin de Beggs y Brill 51
11.5 Usos comunes del anlisis nodal 52
12.CEMENTACIN 53
12.1 Objetivo de la Cementacin 53
12.2 Factores que afectan el proceso 53
12.3 Tipos de Cementos 54
13.FLUIDOS DE PERFORACIN 55
13.1 Funciones del Fluidos de Perforacin 5513.2 Composicin de los fluidos 56
13.3 Lodos base agua 58
13.4 Lodos base aceite 61
14.FUNDAMENTOS ECONMICOS 64
14.1 Depreciacin 65
14.2 Inters 66
14.3 Valor presente neto VPN 69
14.4 Flujo de caja 7014.5 Ingresos 70
14.6 Egresos 70
14.7 Tasa interna de retorno TIR 73
14.8 Perodo o tiempo de recuperacin 73
CAPTULO III METODOLOGA 75
1.REVISIN Y ELABORACIN DE UN RESUMEN OPERACIONAL 76
2.DESARROLLO DE LA ESTRUCTURA DE LA PROPUESTA DE PERFORACIN 79
3.PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO 803.1 Geologa Regional: 80
vi
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
7/217
Tabla de Contenido
3.2 Parmetros de los lodos de perforacin de los pozos vecinos: 80
3.3 Pruebas directas: 81
3.4 Registros de pozos vecinos: 81
4.DISEO DE REVESTIDORES 85
4.1 Revestidor Conductor y Revestidor Superficial 854.2 Revestidor Intermedio y Camisa de Produccin (se realizaron en conjunto) 91
5.DISEO DEL LODO 98
6.CEMENTACIN 99
7.SELECCIN DE MECHAS 100
8.ANLISIS NODAL 100
9.SELECCIN DE CABEZAL 105
10.SELECCIN DE TALADRO 106
11.ANLISIS ECONMICO 106
12.COMPILACIN DE INFORMACIN Y CREACIN DE LA PROPUESTA DE PERFORACIN Y
COMPLETACIN DE LA NUEVA LOCALIZACIN 106
CAPTULO IV RESULTADOS 107
PROPUESTADEPERFORACIONPOZODEDESARROLLO 108
PROGRAMADECOMPLETACIONMECANICAORIGINAL 142
CAPTULO V ANLISIS DE RESULTADOS 146
1.PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DE LOS REVESTIDORES 147
2.DISEO DE REVESTIDORES 1482.1 Revestidor Conductor 20 (0 500) 149
2.2 Revestidor de Superficie 13 3/8 (0 1500) 150
2.3 Revestidor Intermedio 9 5/8y Camisa de Produccin 7 151
3.SELECCIN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIN 154
4.DISEO DE LA CEMENTACIN 157
5.ANLISIS NODAL 158
6.DISEO DE LA TUBERA DE PRODUCCIN 161
7.SELECCIN DEL CABEZAL 1638.SELECCIN DE TALADRO 164
CAPTULO VI ANLISIS ECONMICO 165
1.ANLISIS ECONMICO 166
1.1 Comportamiento de produccin Error! Marcador no definido.
1.2 Procedimiento utilizado en el anlisis econmico 167
1.3 Evaluacin econmica 168
2.ANLISIS DE RIESGOS FINANCIEROS 173
CAPTULO VII CONCLUSIONES 176
vii
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
8/217
Tabla de Contenido
CONCLUSIONES 177
CAPTULO VIII RECOMENDACIONES 179
RECOMENDACIONES 180
REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS 181APENDICES 183
APENDICE1CLASIFICACIN DE LOS POZOS 184
APENDICE2CONSIDERACIONES EN EL DISEO DE COMPLETACIN DE POZOS 185
APENDICE4RESUMEN OPERACIONAL 186
APENDICE5PREMISAS Y CONSIDERACIONES EN EL DISEO DE UN POZO 189
APENDICE6PERFILES 192
APENDICE7ADITIVOS DEL CEMENTO 195
APENDICE8ADITIVOS QUMICOS PARA LODOS 197APENDICE9MTODOAPIPROGRAMA EXCEL 201
APENDICE10RESUMEN DEL POZO VECINO LV-6X. 205
APENDICE11:REQUERIMIENTOS DE TALADRO 215
viii
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
9/217
Lista de Figuras
Lista de Figuras
Figura I-1 Bloque Falcn Este 16
Figura I-2 Proyecto Campo La Vela 18
Figura I-3 Edad y Formaciones presentes en la zona a perforar 20
Figura II-1 Representacin esquemtica de una sarta de revestimiento 24
Figura II-2 Diagramas esquemticos de Presin vs. Profundidad 28
Figura II-3 Relacin entre las profundidades 29
Figura II-4 Tendencia del parmetro dependiente de la porosidad 31Figura II-5 Diseo convencional a estallido 35
Figura II-6 Diseo convencional a colapso 36
Figura II-7 Seleccin de juntas para tubera de revestimiento 39
Figura II-8 Seleccin de juntas para tubera de produccin 39
Figura II-9 Partes de un Cabezal 40
Figura II-10 Prdidas de Presin en el Sistema de Produccin 49
Figura II-11 Determinacin de la capacidad de flujo 50
Figura II-12 Efecto del tamao de la tubera de produccin sobre la produccin 50Figura III-1 Resumen Operacional LV-6X 78
Figura III-2 Registro Litodensidad - Presin de Sobrecarga 82
Figura III-3 Perfil Gamma Ray 82
Figura III-4 Perfil snico en funcin de la profundidad 83
Figura III-5 Presiones Esperadas 84
Figura III-6 Presin de Estallido 86
Figura III-7 Presin de Colapso 88
Figura III-8 Diagrama de Cuerpo Libre para clculo de fuerzas axiales 88
Figura III-9 Tensin - Compresin 89
ix
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
10/217
Lista de Figuras
Figura III-10 Elipse de plasticidad para efectos biaxiales 90
Figura III-11 Presin de Estallido corregida por efectos biaxiales 91
Figura III-12 Presin de Colapso 95
Figura III-13 Diagrama de Cuerpo Libre para clculo de fuerzas axiales 95
Figura III-14 Tensin - Compresin 96Figura III-15 Presin de Colapso corregida por efectos biaxiales 98
Figura III-16 Curvas de Afluencia LV-6X 102
Figura III-17 Curvas de Oferta 103
Figura III-18 Curvas de Oferta y Demanda 105
Figura V-1 Punto de Asentamiento de los Revestidores 148
Figura V-2 Graficas de Estallido, Colapso y Tensin Rev. 20'' 150
Figura V-3 Graficas de Estallido, Colapso y Tensin Rev. 13 3/8'' 151
Figura V-4 Graficas de Estallido, Colapso y Tensin Rev. 9 5/8'' y Rev. 7 152
Figura V-5 Curvas de Oferta Estimadas 159
Figura V-6 Curvas de Demanda 160
Figura V-7 Tasa vs. Dimetros 161
Figura V-8 Diseo Tubera de Produccin 2 7/8'' 162
Figura VI-1 VPN vs Tiempo del proyecto 171
Figura VI-2 FCNd vs Tiempo del proyecto 172
Figura VI-3 Diagrama de Frecuencia Relativa 174
Figura VI-4 Diagrama de Frecuencia Acumulada 175
x
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
11/217
Lista de Tablas
Lista de Tablas
Tabla II-1 Listas de mtodos para prediccin de presiones en yacimientos 32
Tabla II-2 Valores mnimos de los Factores de Diseo 37
Tabla III-1 Parmetros del Yacimiento 101Tabla V-1 Profundidades de Asentamiento 147
Tabla V-2 Revestidores Seleccionados y Factores de Seguridad 149
Tabla V-3 Condiciones de Carga Rev. 20'' 149
Tabla V-4 Condiciones de Carga Rev. 13 3/9'' 150
Tabla V-5 Condiciones de Carga Rev. 9 5/8'' 151
Tabla V-6 Especificaciones del Cabezal 164
Tabla V-7 Tipo de Fluido 154
Tabla V-8 Revestidores 155
Tabla V-9 Programa de Registros Elctricos 158
Tabla V-10 Tuberas de Produccin 159
Tabla V-11 Requerimientos Mnimos 164
Tabla VI-1 Esquema de explotacin de los pozos Error! Marcador no definido.
Tabla VI-2 Estructura del Flujo de Caja del Proyecto 170
xi
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
12/217
Captulo I
Introduccin
12
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
13/217
Capitulo I Introduccin
1.Introduccin
La planificacin es el primer paso que se toma en la ejecucin de un
proyecto, de esta depender el xito o no de la operacin a realizar. En
la industria petrolera una buena planificacin es crtica, ya que esta
repercute directamente en los costos y estos a su vez en las ganancias
que se percibirn. La perforacin de un pozo no escapa a estas
afirmaciones, el proceso de perforacin de un pozo es un proceso muy
delicado donde entran en juego muchas variables que el ingeniero debe
saber considerar, adems, del xito de la perforacin dependern los
resultados de la ejecucin del proyecto, la vida til del pozo y por ende
la rentabilidad del mismo.
El siguiente trabajo de grado fue realizado con la finalidad de satisfacer
las necesidades requeridas por la empresa Vinccler Oil & Gas en el rea
de perforacin y completacin de la futura construccin de nuevos
pozos en el campo La Vela, adems de haber sido una oportunidad
perfecta para la aplicacin de los conocimientos adquiridos a lo largo de
la carrera de ingeniera de petrleo y as poder optar por el ttulo de
Ingeniero de Petrleo.
El campo La Vela fue descubierto por la Corporacin Creole en el ao
1932, con la perforacin de 5 pozos encontrando reservorios de gas, no
comerciales para ese entonces. Posteriormente, entre 1982 y 1985,
Corpoven, S.A., entonces filial de Petrleos de Venezuela, perfor tres
pozos profundos en la estructura (LV-6X, LV-7X y LV-8X). Estos pozos
encontraron petrleo y gas.
En 1995, dentro del marco de la segunda ronda de convenios
operativos, PDVSA otorg el bloque Falcn Este al consorcio Pennzoil-
Vinccler. Esta empresa oper el bloque hasta septiembre del ao 2000,
a partir de esta fecha Vinccler Oil & Gas, C.A; pas a ser el operador de
13
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
14/217
Capitulo I Introduccin
dicho bloque, el cual est conformado por un rea de exploracin
denominada Agua Salada y un rea de produccin conformada
principalmente por los campos La Vela y Cumarebo.
En Julio 2003, Vinccler Oil and Gas, C.A. realiz un estudio integral para
sustentar el plan de desarrollo del campo, el cual contempla en su fase
inicial la rehabilitacin y prueba de los pozos LV-6X, LV-7X y LV-8X, a fin
de estimar las reservas del campo con mayor precisin, y con el objeto
de optimizar la ubicacin de los pozos de desarrollo.
A partir de lo expuesto anteriormente la empresa requiere desarrollaruna propuesta de un programa de perforacin y completacin de nuevos
pozos de desarrollo, para los efectos de este trabajo de grado se
procedi a presentar el programa de perforacin y completacin de un
solo pozo.
El objetivo principal de este trabajo es realizar la planificacin de la
perforacin y completacion de un pozo tipo de desarrollo en el campoLa Vela. Para la adecuada planificacin de esta operacin se llevaron a
cabo diversas actividades, algunas de ella fueron: el diseo de los
revestidores, la determinacin de las profundidades de asentamientos,
la seleccin de los fluidos de perforacin, la seleccin de mechas, la
planificacin de la cementacin, los equipos de completacin, etc.
Finalmente, se realiza un anlisis econmico del proyecto, que nospermite obtener una tasa interna de retorno y un valor presento neto,
adems de darnos los indicadores econmicos que respalda la ejecucin
del programa.
14
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
15/217
Capitulo I Introduccin
2.Objetivo General
Desarrollo de la propuesta de perforacin y completacin de un pozotipo de desarrollo en el campo La Vela Tierra Edo. Falcn.
2.1Objetivos Especficos
Perforacin
Definicin de profundidades de asentamiento y diseo de
revestidores.
Planificacin de un programa de fluidos de perforacin.
Planificacin de un programa de cementacin y corrida de
revestidores.
Seleccin de mechas.
Planificacin de un programa de registros elctricos
Analizar riesgos operacionales en los diferentes hoyos.
Realizar una evaluacin econmica de la perforacin del pozo
nuevo.
Seleccin de taladro.
Dimensionar la localizacin.
Seleccin de cabezal.
Completacin
Diseo de la tubera de produccin.
Diseo de equipo de completacin.
Planificacin de pruebas de pozo
15
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
16/217
Capitulo I Introduccin
3.Vinccler Oil & Gas, C.A
En 1995 el Bloque Falcn Este fue otorgado al consorcio Pennzoil-Vinccler en la segunda ronda de convenios operativos. Penzooil-Vinccler
oper el bloque hasta mediados del ao 2000, a partir de esta fecha
Vinccler Oil & Gas, C.A, es el operador de dicho bloque (Figura I-1), el
cual est conformado por un rea de exploracin denominada Agua
Salada y un rea de produccin conformada por el Campo la Vela y
Campo Cumarebo.
Figura I-1 Bloque Falcn Este
El Campo Cumarebo ha sido explotado de manera significativa desde los
aos 30, esto trae como consecuencia, que este campo sea consideradomaduro por sus niveles de agotamiento, por otra parte el Campo La Vela
nunca ha sido puesto en produccin continua debido a que no existen
facilidades de produccin en superficie y adems el campo tiene una
alta relacin gas-petrleo. Actualmente, PDVSA ejecuta el proyecto
denominado ICO (Interconexin Centro-Occidente) que permitir
empalmar los sistemas de transporte de gas desde Morn, estado
Carabobo hasta Ro Seco, estado Falcn. Debido a esto en la actualidadse estn llevando a cabo los estudios de facilidades de reactivacin de
16
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
17/217
Capitulo I Introduccin
este campo, adems tambin se encuentran en el proceso de
adquisicin de una licencia de gas para la produccin de este tipo de
hidrocarburo. Actualmente Vinccler Oil & Gas tiene una produccin
promedio de 600 BOPD y 800 MPCGD todo esto proveniente del CampoCumarebo y se espera para inicios de 2005 poner en produccin el
Campo La Vela.
Finalmente, Vinccler Oil & Gas ha expresado su voluntad en la
participacin de la licitacin del rea del Bloque Costa Afuera del Estado
Falcn, que esta siendo planificada por el Ministerio de Energas y Minas
para ser realizada a finales del ao 2005.
17
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
18/217
Capitulo I Introduccin
4.Campo La Vela
El Campo La Vela Tierra (Figura I-2) est ubicado al noreste del EstadoFalcn a unos 15 Kms al Este de la Ciudad de Coro, fu descubierto en
1932 por la Corporacin Creole, con la perforacin del pozo La Vela 2X,
el cual encontr gas en los reservorios miocenos de la Formacin Cerro
Pelado. Adems de este pozo, Creole perfor 4 pozos someros no
comerciales entre 1923 y 1935. Todos los pozos fueron perforados en
la parte alta de la estructura, excepto el pozo LV-5X que se perfor en
una estructura distinta al suroeste del campo.
Posteriormente, entre 1982 y 1985, Corpoven, S.A., entonces filial de
Petrleos de Venezuela, perfor tres pozos profundos en la estructura
(LV-6X, LV-7X y LV-8X). Estos pozos encontraron petrleo y gas en cinco
reservorios pertenecientes a las formaciones Caujarao, Socorro, Cerro
Pelado, Oligoceno (Pecaya/Pedregoso) y en el Basamento. Los
principales son Socorro, Cerro Pelado y Pecaya/Pedregoso.
Figura I-2 Proyecto Campo La Vela
El campo La Vela es una estructura de tipo anticlinal, originado por el
sobre-corrimiento de rocas terciarias sobre la falla de Guadalupe. Laestructura tiene unos 10 km de largo por 4 de ancho, con una direccin
18
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
19/217
Capitulo I Introduccin
noreste-suroeste. El flanco sureste tiene un buzamiento de unos 20
grados hacia el sureste, mientras que el flanco noroeste tiene una mayor
inclinacin, alcanzando hasta 40 grados en direccin noroeste
Los reservorios son generalmente areniscas de grano fino a muy fino,
con porosidades en el orden de 12 a 33 %, con un promedio de 18 % y
contienen en su mayora gas petrleo con una alta relacin gas-
petrleo. Se ha observado que la cantidad de gas aumenta con
profundidad, es decir, en los reservorios de edad Oligoceno.
Las reservas probadas remanentes oficiales del campo se estiman en4,985 MMBls de petrleo y 66,543 MMMPC de gas asociado al petrleo.
En Julio 2003, Vinccler Oil and Gas, C.A. realiz un estudio integral para
sustentar el plan de desarrollo del campo, el cual contempla en su fase
inicial la rehabilitacin y prueba de los pozos LV-6X, LV-7X y LV-8X, a fin
de estimar las reservas del campo con mayor precisin, con el objeto de
optimizar la ubicacin de los pozos de desarrollo.
El Campo La Vela no ha sido puesto en produccin de manera continua
debido a que no existen facilidades de produccin y adems el campo
tiene una alta relacin gas-petrleo. Actualmente Vinccler Oil & Gas se
encuentra en periodo de negociacin para la obtencin de una licencia
de gas y contar con la permisologa necesaria para la produccin del gas
de este Campo. Adicionalmente PDVSA ejecuta el proyecto denominadoICO (Interconexin Centro-Occidente) que permitir empalmar los
sistemas de transporte de gas desde Morn, estado Carabobo hasta Ro
Seco, estado Falcn. Debido a esto se plantea la planificacin de la
perforacin de pozos de desarrollo en el campo La Vela a fin de
producir para comienzos del ao 2005 una cantidad significativa de gas
para proveer al gasoducto mencionado anteriormente.
19
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
20/217
Capitulo I Introduccin
4.1Descripcin Litolgica
La actividad de perforar pozos requiere conocer las caractersticas
geolgicas de la zona donde se planea hacerlo, con la finalidad de
disear el mejor esquema mecnico del pozo. Esto permitir minimizarlos posibles problemas operacionales y en caso de presentarse cualquier
evento, tener conocimiento de una serie de datos que faciliten la
bsqueda de soluciones al problema. En el Campo La Vela se encuentra
la siguiente estratigrafa (Figura I-3):
La Vela
Caujarao
Socorro
Querales
Cerro Pelado
Pedregoso
Agua Clara
Pecaya ???
Agua Clara
Plioceno
Edad Formacin
Topes Oficiales
Inferior
Mioceno
Oligoceno
Mioceno Inferior
Oligoceno
Superior
Medio
1420'
2525'
3590'
5150'
5769'
6294'
9310'
9690'
11039'
Figura I-3 Edad y Formaciones presentes en la zona a perforar
20
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
21/217
Capitulo I Introduccin
Formacin La Vela:
Perteneciente al Plioceno, esta formacin se encuentra compuesta
principalmente por areniscas muy calcreas, de colores claros, marrn a
gris; lutitas compactas, impuras, rojizas en la base y algunas areniscascon macrofauna.
Formacin Caujarao:
Perteneciente al Plioceno y Mioceno superior, constituida
principalmente de lutitas arcillosas, con intercalaciones de margas y
calizas fosilferas, topogrficamente muy prominentes, y algunas capas
de arenas de grano fino en su parte inferior.
Formacin Socorro:
Perteneciente al Mioceno Superior y Medio, constituida por un intervalo
inferior con areniscas, lutitas, margas fosilferas y calizas, y otro
superior de areniscas, turbas y lutitas laminadas, sin elementos
calcreas ni horizontes fosilferos.
Formacin Querales:
Perteneciente al Mioceno Medio, formada en ms del 90% por lutitas de
colores oscuros, con intercalaciones de areniscas de grano fino, en
paquetes de hasta 4 m de espesor, muy bioturbadas, escasas margas y
calizas conchferas en capas delgadas y algunos finos niveles
carbonosos
Formacin Cerro Pelado:
Perteneciente al Mioceno Inferior, constituida dominantemente por
areniscas de grano fino a medio, con intervalos de grano grueso y hasta
conglomertico, dispuestas en capas desde pocos metros a 20 y 30 m
de espesor. Las areniscas muestran estratificacin cruzada planar, a
veces festoneada, rizaduras de corriente, y cierta bioturbacin en la
base de las capas.
21
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
22/217
Capitulo I Introduccin
Formacin Agua Clara:
Perteneciente al Mioceno Inferior, formada por lutitas ferruginosas,
concrecionarias, arenosas y yesferas de color gris negruzco, con
intercalaciones delgadas de areniscas limosas y calcreas, localmenteglauconticas y fosilferas, de color verdoso a gris, modificado por
manchones rojizos en superficies meteorizadas.
Formacin Pedregoso:
Perteneciente al Oligoceno, la litologa consiste de lutitas con
intercalaciones rtmicas de calizas y, en menor proporcin, de areniscas
y limolitas. Las lutitas son de color gris oscuro, duras, limosas y muy
calcreas; a veces contienen pirita y rompen con fractura concoidea, en
forma de bloque.
Formacin Pecaya:
Perteneciente al Oligoceno, consiste esencialmente de lutitas gris
oscuro, generalmente fsiles y limolticas, localmente calcreas, con
ocasionales interestratificaciones de areniscas y calizas bioclsticas, en
capas delgadas. Estas intercalaciones se han citado principalmente de la
regin norte, cerca de la sierra de San Luis, donde tambin aparecen
grandes concreciones irregulares de material calcreo, de color ocre
amarillento, de hasta ms de 2 m de dimetro.
22
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
23/217
Captulo II
Marco Terico
23
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
24/217
Capitulo II Marco Terico
1.Tubera de Revestimiento y Produccin 1, 4, 16
En general, se puede definir como tubera de revestimiento a la que se
utiliza para recubrir las paredes del pozo, con el propsito de aislar
acuferos superficiales, zonas de baja y altas presiones y cubrir zonas
problemticas entre otras. Usualmente est constituida por secciones de
diferentes dimetros, espesores y materiales, dependiendo de las
condiciones de profundidad, presin, temperatura, etc. reinantes en
cada zona.
Por otra parte, la tubera de produccin ser aquella por donde circular
el crudo en su camino a la superficie.
En la figura que se muestra a continuacin se presentan
esquemticamente los diferentes tipos de tubera de revestimiento as
como la de produccin.
S u p e r f i c i a l
I n t e r m e d i o
C o n d u c t o r
T u b e r a d ep r o d u cci n
T ie b a c k d ep r o d u cci n
C a m i s a d e
p r o d u cci n
Figura II-1 Representacin esquemtica de una sarta de revestimiento
Hay tres sealamientos generales que se pueden aplicar a cualquier
elemento de la sarta, dependiendo de ciertas caractersticas. El primero
es el calificativo de produccin. Un elemento es llamado de
produccin (revestidor intermedio vs. revestidor de produccin) cuando
existe la posibilidad de contacto con el fluido de produccin. El
24
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
25/217
Capitulo II Marco Terico
segundo es camisa, se denomina as a un revestidor que no llega a la
superficie, sino que es colgado del revestidor anterior. El tercero
calificativo es de tieback, el cual designa un revestidor que empalma
en uno inferior y sube a la superficie (lo contrario de la camisa).En un diseo de pozo cada sarta de tubera cumple una funcin vital en
las fases de perforacin y produccin del pozo. En la prxima seccin se
presenta una breve descripcin del papel de cada sarta de la tubera de
revestimiento y las cargas que deben resistir.
2.Designacin y Funciones de las Sartas de Tubera16
2.1Conductor Reduce al mnimo la prdida de circulacin a poca profundidad
Conducto por donde el lodo regresa a la superficie al comienzo de
la perforacin
Minimiza la erosin de sedimentos superficiales debajo del
taladro
Protege de la erosin las tuberas de revestimiento subsiguientes
Sirve de soporte para el sistema desviador en caso de afluencia
inesperada a poca profundidad.
2.2Tubera de superficie
Soporta y protege de la corrosin cualquier tramo de tubera de
revestimiento subsiguiente
Previene los derrumbes de los sedimentos no consolidados, ms
debilitados, que se hallan prximos a la superficie Protege de la contaminacin las arenas someras que contienen
agua dulce
Proporciona resistencia a las arremetidas para poder perforar a
mayor profundidad
Sirve de apoyo primario para los impiderreventones
25
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
26/217
Capitulo II Marco Terico
2.3Tubera intermedia, camisas de perforacin y tiebacks de
perforacin
Permite cargar grandes pesos de lodo sin amenazar las
formaciones someras Controla las zonas de sal, y las lutitas desmoronables de fcil
desprendimiento
Revestidor de produccin, camisa de produccin y tieback de
produccin
Protege el ambiente en caso de una falla de tubera
Permite cambiar o reparar la tubera de produccin
Asla la zona productora de las dems formaciones
Crea un conducto de paso de dimensiones conocidas
2.4Tubera de produccin
Constituye el conducto por donde fluye el fluido en la fase de
produccin
Sirve para controlar la presin del yacimiento Permite estimular el yacimiento
3.Diseo de la Profundidades de Asentamiento de las
Tuberas de Revestimiento13, 15, 16, 20
Las profundidades a las cuales se asienta la tubera de revestimiento
deben estar acorde a las condiciones geolgicas y la funcin que debecumplir el revestidor. En los pozos profundos, generalmente la
consideracin primordial es controlar la acumulacin de presiones
anormales en la formacin y evitar que alcancen y afecten zonas
someras ms dbiles. De modo que la planificacin de la colocacin
correcta del revestidor comienza por la identificacin de las condiciones
geolgicas, presiones de la formacin y gradientes de fractura.
En el caso de perforacin en zonas ya explotadas, cuyas tendenciasgeolgicas se conocen, inclusive la presin intersticial y los gradientes
26
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
27/217
Capitulo II Marco Terico
de fractura, resulta muy sencillo seleccionar la profundidad ptima a la
cual se habr de asentar el revestidor. La estrategia utilizada ms
eficazmente para determinar el lugar de asentamiento del revestidor
consiste en seleccionar la sarta ms profunda primero, para luego irpasando sucesivamente de la tubera de fondo a la de superficie.
El mtodo convencional de seleccin de la profundidad de asentamiento
de la tubera de revestimiento comienza por la identificacin del gra-
diente de presin intersticial o presin de poro y del gradiente de
fractura. El primero se refiere a la presin que ejercen los fluidos de la
formacin (la presin que se medira si se colocara un manmetro a esa
profundidad), mientras que el gradiente de fractura se refiere a lapresin que es capaz de romper la formacin.
Ahora bien, como es de todos conocidos, la presin absoluta aumenta
con la profundidad, tal como se muestra en la parte (a) de la Figura II-2,
este aumento de presin puede caracterizarse a travs de la pendiente o
gradiente, de forma tal que el gradiente de presin se define como:
prof
p
dprofundidadeAumento
presindeAumentopresindeGradiente
==
II-1
Al representar la profundidad como funcin del gradiente de presin de
un hoyo lleno con un fluido, se obtiene una lnea recta vertical, tal como
se muestra en la parte (a) de la Figura II-2. Sin embargo si las presiones
no aumentan en forma lineal, sino que hay cambios debido a la
presencia de condiciones geolgicas extraordinarias, entonces los
diagramas de. Profundidad vs. Presin y Profundidad vs. Gradiente de
Presin se transforman en lo que se muestra en la parte (b) de la Figura
II-2
27
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
28/217
Capitulo II Marco Terico
Profundidad
Presin
p
prof
Gradientede presin
pprof=
Profundidad
Gradientede presin
Profundidad
Presin Gradientede presin
Profundidad
Zona depresinnormal
Zona depresinanormal
(a) (b)
Figura II-2 Diagramas esquemticos de Presin vs. Profundidad y gradiente de
presin vs. Profundidad.
Entonces, para la seleccin de la profundidad de asentamiento de latubera de revestimiento se utiliza un grfico donde se muestren: el gra-
diente de presin de poro y el gradiente de fractura, tal como el que se
muestra en el ejemplo simplificado que se ilustra en la Figura II-2.
Evidentemente el gradiente de fractura es superior al de presin de
poro.
La operacin normal de perforacin se desarrollar en el espacio entre
ambos gradientes. Es decir, se utilizar un fluido de perforacin quegenere ms presin que la presin de poro para controlar el pozo y sin
embargo, ese fluido no deber generar una presin tan grande que
fracture la formacin y se fugue hacia sta. Por razones de seguridad,
se trabaja entonces con una presin ligeramente superior o
sobrebalance a la presin de poro, generalmente entre 0,5 y 1,0 lb/gal.
Igual se hace con la presin de fractura a la que se le sustrae un valor
similar (margen de arremetida) por seguridad.As finalmente, el proceso de seleccin de la profundidades de
asentamiento se inicia en el fondo, proyectando la densidad del lodo a
la profundidad total (presin intersticial ms sobrebalance) hasta el
punto en que intercepta el gradiente de fractura menos un margen de
arremetida (segmento a-b). Se asienta el revestidor en ese punto y da
inicio al proceso otra vez (segmento c-d).
28
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
29/217
Capitulo II Marco Terico
Peso equivalente de lodo Plan del pozo
Gradientede fractura
Gradiente de frac-tura menos mrgende arremetida
Profundidad
P
resinnormal
Geopresin
Gradientede presinde poro
Densidaddel lodo
Profundidad total
Conductor
Superficial
Intermedio
Camisa deperforacin
Tubular deproduccin
Figura II-3 Relacin entre la profundidad de asentamiento del revestidor, presin de
poros de la formacin, gradiente de presin y gradiente de fractura
Siempre que los esfuerzos subterrneos sigan el patrn normal segn el
cual el esfuerzo y la resistencia a la fractura aumentan a medida que
aumenta la profundidad, ser muy fcil determinar los puntos de
asentamiento del revestidor siempre y cuando se cuente con buenainformacin geolgica.
Cuando se encuentre una presin anormal en la formacin, ser preciso
aumentar la densidad del fluido de perforacin para evitar la entrada de
fluidos desde alguna formacin permeable. Como es necesario
mantener la presin del pozo por debajo de la presin que fracturara la
formacin ms dbil y menos consolidada que se encuentra justo por
debajo de la zapata precedente, existe una profundidad mxima hastala cual se puede perforar el pozo sin tener que colocar ni cementar
tubera de revestimiento.
4. Mtodos para estimar la presin de poros13, 15, 16, 20
Para que los datos de presiones de poro tengan la utilidad requerida en
cualquiera que sea el proceso que dependa de ellos, su confiabilidad
debe ser alta y su disponibilidad inmediata. Sin embargo, la medicindirecta de la presin de formacin la cual es la fuente mas confiable
29
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
30/217
Capitulo II Marco Terico
para la obtencin de este dato, es muy costosa y posiblemente se
realiza solo despus de haberse perforado el pozo en la zona
productora. Por otro lado, aun cuando se hayan perforado gran cantidad
de pozos en el rea, usualmente unos pocos poseen datos de este tipode prueba. Por lo cual, el ingeniero de perforacin se ve en la obligacin
de depender de estimaciones indirectas de la presin de poros para
planificar y ejecutar la perforacin de un pozo.
La mayora de los mtodos indirectos de prediccin de presiones de
poro se basan en el anlisis de las tendencias mostradas por los
parmetros dependientes de la porosidad como una funcin de la
profundidad, que en el caso de formaciones con presin normalmuestran una clara tendencia al decrecimiento de la porosidad al
incrementarse la compactacin (Parte a, Figura II-4). Cualquier
desviacin de esta tendencia da una seal de la presencia de presiones
anormales (Parte b, Figura II-4). La estimacin numrica de la presin de
poro se basa en dos hiptesis fundamentales:
1era La primera se basa en la suposicin de que formaciones
similares con el mismo valor de porosidad se encuentransometidas al mismo valor de esfuerzo matricial efectivo z. Por
consiguiente, el estado de esfuerzo matricial z, de una
formacin anormalmente presurizada a una profundidad D, es el
mismo que el estado de esfuerzo matricial, zn, de una
formacin normalmente presurizada a una profundidad menor
Dn, la cual da el mismo valor del parmetro dependiente de la
porosidad,oobznz P==
II-2
donde obn se evala a la profundidad Dn de porosidad
equivalente. La presin de poro Po a la profundidad D, se
obtiene mediante la ecuacin:
zoboP = II-3
2da La segunda suposicin para calcular la presin de formacinempleando el grfico del parmetro dependiente de la porosidad
30
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
31/217
Capitulo II Marco Terico
en funcin de la profundidad involucra el uso de correlaciones
empricas. Usualmente, esta hiptesis tiene mejor aproximacin
que la presuncin del esfuerzo matricial. Sin embargo, para
obtener una adecuada correlacin debern obtenerse suficientesdatos en el rea de inters. Generalmente, estas correlaciones
empricas consideran la variacin del parmetro dependiente de la
porosidad en relacin con la lnea base de tendencia normal
expresada como una diferencia (X-Xn) o bien como una relacin
(X/Xn), (Parte b, Figura II-4)
Parmetro dependiente de laporosidad (X)
Parmetro dependiente de la
porosidad (X)
a.- Formaciones presurizadasnormalmente
b.- Formaciones presurizadasanormalmente
Formaciones
anormalmente
presurizadas
Formaciones
normalmente
presurizadas
Zona detransicin
Figura II-4 Tendencia del parmetro dependiente de la porosidad como una funcinde la profundidad
De acuerdo a la naturaleza de los datos, los mtodos para estimar la
presin de poros se clasifican en: (a) antes de perforar, (b) mientras se
perfora, y (c) despus de perforar. Para nuestro estudio especfico
utilizaremos el mtodo de Eaton para el clculo de las presiones de
poros con la utilizacin de registros elctricos, que segn estas
especificaciones es un mtodo despus de perforar. En la Tabla II-1 se
31
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
32/217
Capitulo II Marco Terico
presenta un resumen de los mtodos disponible para la prediccin de
presiones de poro y gradientes de fractura.
Mtodos predictivosGeologa regional.
Mtodos geofsicos (Ssmica 2D, Ssmica 3D, etc.).
Antes de perforar.
Parmetros mientras se perforaTasa de penetracin.Exponente d.Sismalog.Tasa de penetracin normalizada.M.W.D. (measurements while drilling)TorqueArrastre
Mientras se perfora(tiempo real)
Parmetros del lodo de perforacinNivel en los tanques.
Tasa de flujo.Presin de bombeo.
Mientras se perfora
(tiempo real)
Corte de gas en el lodo.Densidad del lodo.Temperatura del lodo.
Mientras se perfora(tiempo no real)
Anlisis de ripiosLitologa.Densidad de las lutitas.Factor de lutita.Forma, tamao y cantidad de ripios.Gas en los ripios.
Mientras se perfora(tiempo no real)
RegistrosResistividad.Snico.Densidad/Neutrn.Gamma Ray
Despus/mientrasse perfora
Evaluacin directa de presin (Pruebas de formacin)Drill stem tests (DST)Pruebas de formacin mediante registros de guaya fina.
Despus de perforar
Verificacin ssmica del pozo.CheckshotVSP
Despus de perforar
Tabla II-1 Listas de mtodos para prediccin de presiones en yacimientos
32
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
33/217
Capitulo II Marco Terico
5.Prediccin del Gradiente de Fractura13, 15, 16, 20
Para prevenir arremetidas durante la perforacin de un pozo es
necesario mantener una densidad de lodo de forma tal que las presionesgeneradas por la hidrosttica de dicho lodo dentro del hoyo sean
ligeramente superiores a la presin nativa de los fluidos de formacin a
lo largo del proceso de perforacin. Cuando se perforan formaciones
con presiones anormales es necesario el incremento en densidad del
lodo utilizado para mantener el equilibrio con la nueva formacin a ser
perforada. Sin embargo este cambio tiene otras consecuencias asociadas
que se deben tener en consideracin, una de las cuales es el incrementode la presin a lo largo de todo el hoyo abierto, incluyendo las
formaciones ms dbiles previamente perforadas y no revestidas, por lo
cual es importante tener en cuenta:
Que estas formaciones ya perforadas son porosas o ya estn
fracturadas y tienen una presin de poro muy baja en
comparacin con la presin requerida a mayor profundidad. En
esta circunstancia puede haber filtracin o prdida de circulacin. Y por otra parte si la presin del lodo excede los esfuerzos in
situ y la resistencia geomecnica de la formacin, produce
fracturas y el resultado de la misma es: filtracin y prdidas de
circulacin.
Esto ltimo es lo que generalmente se trata de evitar con la utilizacin
de una densidad de lodo cuya presin equivalente este por debajo de la
presin de fractura a una profundidad dada. Como se puede deducir,este ltimo es llamado el gradiente de fractura.
La informacin del gradiente de fractura es necesaria para:
Establecer el programa de perforacin y las profundidades de
asentamiento de revestidores. Las densidades de lodo planificadas
para cada etapa de perforacin no deben exceder el respectivo
gradiente de fractura esperado en el hoyo abierto.
Determinar la mxima presin anular tolerada durante el procesode control de pozo, para evitar reventones sub-superficiales.
33
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
34/217
Capitulo II Marco Terico
Estimar las presiones requeridas para posibles trabajos de
estimulacin por medio del fracturamiento hidrulico.
5.1Mtodos de evaluacin del gradiente de fractura
Existen varios mtodos para la estimacin del gradiente de fractura los
cuales fueron generados para propsitos especficos y la mayora
desarrollados por compaas de registros o empresas de servicio. Entre
estos mtodos, los ms renombrados son:
Hubbert & Willis (1957)
Matthews & Kelly (1967)
Eaton (1969)
Anderson (1973)
Zamora ((1989)
En nuestro estudio especifico utilizaremos el mtodo de Hubbert &
Willis, el cual por su facilidad en la ubicacin de informacin
mayormente dependiente de los registros elctricos en zonas con muy
poca caracterizacin geomecnica, hace de este mtodo una excelente
herramienta en la determinacin de este parmetro.
6.Diseo de Revestidores1, 4, 17
El diseo de las sartas de revestimiento generalmente est relacionado
con la minimizacin de costos, el diseo implica el clculo de los
factores que influencian en la falla del revestidor y la seleccin del grado
de revestidor ms adecuado para una operacin especfica, que envuelva
seguridad y economa. El programa de revestidores debe reflejar los
requerimientos de completacin y produccin.
El diseo prctico consiste de tres etapas bsicas:
Determinar los tamaos y longitudes de las sartas de
revestimiento que sern corridas en el pozo
Calcular los tipos y magnitudes de las condiciones de carga que
sern encontradas
Seleccionar los pesos y grados de revestidor que no fallarn
cuando estn sujetos a esas cargas
34
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
35/217
Capitulo II Marco Terico
El objetivo primario del diseo de las sartas de revestimiento es permitir
el control de las condiciones que se presentaran en el pozo y lograr el
propsito final de la perforacin, que consiste en evaluar la formacin
geolgica y permitir la produccin segura del pozo.
6.1Criterios de Diseo
6.1.1Estallido
El valor nominal de resistencia a la presin interna, a menudo
denominado, valor nominal de estallido, caracteriza las limitaciones de
una tubera en condiciones de carga de presin interna. El factor
fundamental que afecta la capacidad de resistencia a la presin interna
del tubular es la resistencia a la fluencia del cuerpo de la tubera.
La Figura II-5 muestra las cargas consideradas en el estallido que son
utilizadas en las prcticas de diseo convencionales. Las densidades de
los fluidos y las presiones superficiales se combinan para determinar la
mayor presin diferencial para estallido, que suele monitorearse
solamente en el tope o en el fondo de la sarta. Luego, la presin interna
mnima de cedencia del cuerpo de la tubera o de la conexin se divide
entre la presin de estallido mayor para determinar el factor de diseo
mnimo.
P externa P interna
e
i
Profundidad Figura II-5 Consideraciones de presin interna y externa en el diseo
convencional a estallido
35
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
36/217
Capitulo II Marco Terico
6.1.2Colapso
El diseo convencional de colapso considera una evacuacin de fluido
(vaco) hasta una profundidad especfica en el interior de la sarta. La
presin externa est determinada por el peso del lodo donde se corre lasarta. La Figura II-6 muestra este tipo de carga. Generalmente, se toma
en consideracin el efecto de la tensin en la reduccin de la resistencia
al colapso del revestidor.
Profundidad
P externa P interna
e
i
Figura II-6 Consideraciones de presin interna y externa en el
diseo convencional a colapso
6.1.3Tensin
Cuando se disea una sarta para que opere en condiciones de tensin,los mtodos convencionales parten de una premisa en virtud de la cual
la tubera est suspendida en un fluido uniforme. Por consiguiente, los
nicos factores que determinan la carga de tensin en el revestidor son
el peso suspendido y la fuerza de flotabilidad aplicada al fondo de la
sarta.
6.2Factor de Diseo vs. Factor de Seguridad
Todos los modos de carga bsicos pueden reducirse a parmetros
mediante los cuales puede evaluarse la aptitud de un diseo de sarta.
Estos parmetros pueden expresarse en el siguiente formato:
aplicadaCarga
MaterialdeltericaaResistenciDiseodeFactor =
36
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
37/217
Capitulo II Marco Terico
Los valores de Factor de diseo aceptados por PDVSA como mnimos
para el diseo de revestidores y tubera de produccin se muestran en la
Tabla II-2
Colapso Estallido TensinConductor 1,0 -- --
Superficie 1,0 1,1 1,6
Proteccin 1,0 1,1 1,6
Produccin 1,1 1,1 1,6
Tubera de
Produccin1,1 1,1 1,6
Tabla II-2 Valores mnimos de los Factores de Diseo, segn PDVSA, para
revestidores y tubera de produccin.
Los factores de seguridad se emplean para expresar cun prxima a
producir una falla se encuentra la carga aplicada. Dichos factores no
puede determinarse con precisin sino hasta que se produce una falla.
En realidad, el factor de seguridad puede expresarse como:
Factor deseguridadsistencia real delMaterial
C a real aplicada=Re
arg
Para mayor informacin referirse al APENDICE 5.
7.Las Conexiones de los Tubulares17
La conexin o junta es el dispositivo mecnico que se utiliza para unir
tramos de tubera, equipos de fondo y/o accesorios para formar una
sarta de tubera de caractersticas geomtricas y funcionales especficas.
Ahora bien, por qu reviste tanta importancia este tema?, las
principales razones son:
Ms del 90% de las fallas que sufren las sartas de tubera se
originan en las conexiones.
Las conexiones representan entre 10% y el 50% de costo total del
tubular (la cifra era muy superior en el pasado).
En general, las conexiones son clasificadas en dos grandes grupos en
funcin de la geometra:
37
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
38/217
Capitulo II Marco Terico
Conexiones API - Son las juntas que se rigen por especificaciones
del dominio pblico STD 5B1 y SPEC 5CT2 de API. Las
especificaciones STD 5B de API slo cubren las roscas, es decir,
los filos que se observan en los extremos de la tubera. Sinembargo, una conexin tambin comprende el material que la
constituye y factores geomtricos que no se relacionan con las
roscas. Por ejemplo, el dimetro externo del acoplamiento y la
longitud del acoplamiento, no se especifican en STD 5B, sino en la
SPEC 5CT de API.
Conexiones Patentadas - Son juntas para productos tubulares
sobre las cuales existen derechos de propiedad y que poseenespecificaciones confidenciales, generalmente asociadas a
patentes y/o secretos industriales, es decir, informacin
confidencial.
7.1Las Conexiones Aprobadas por PDVSA
Con el fin de reducir los costos de adquisicin, as como aumentar la
disponibilidad debido a la posibilidad de intercambio, PDVSA decidi
normalizar las conexiones, as como el proceso de seleccin a fin de
mantener en un mnimo el nmero de tipos de conexiones utilizadas.
Por otra parte, para cada tipo de conexin propietaria se tomaron en
cuenta dos fabricantes distintos para mantener una sana competitividad
en cuanto a nivel de precios.
En las Figura II-7 y Figura II-8 se han representado los rboles de
decisiones para la seleccin de juntas aprobadas por la Comunidad de
Conocimiento de Diseo y Trayectoria de Pozos para el primer trimestre
del 2000. Es importante sealar que tanto las preguntas, como las
1 Especificacin API STD 5B. Specification for Threading, Gaging, and Thread Inspection of Casing,
Tubing, and Line Pipe Threads (en castellano, Especificaciones para roscado, calibracin e
inspeccin de roscas en roscas de revestidores, tuberas de produccin y lneas). Thirteenth Edition,
mayo 31, 1988.2 Especificacin API 5CT. Specification for Casing and Tubing (U.S. Customary Units) (en
castellano Especificaciones para revestidores y tuberas de produccin - Unidades de EstadosUnidos). Fifth Edition, abril 1, 1995.
38
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
39/217
Capitulo II Marco Terico
conexiones que aparecen en las dos prximas figuras pueden cambiar
de acuerdo con modificaciones que sugiera dicha comunidad.
Inicio
Dimetro
> 20
Si
No
Drillequib
RL-4S
Dimetro
> 16
Si
No
Prof.>1.000o
Pres.>2.000#
Big Omega
BTB
Buttress
Si
No
SiNo
SLX
NJOSTL
511
Pres..>5.000#o
Severidad>10/100
Inclinacin>45
Buttress NK3SB
TC-II
No
REVESTIDORES
Pres..>5.000#
Si
Si
STL
oSeveridad>10/100
Holgura P.Crt.
STL
511
533
STC
Acopladas
Peso
> P.Crt.
533
STP
PesadasLigeras
533
STC
NK3SB
VAM ACE
NK3SB
VAM ACE
SiNo
Dimetr o P. C rtico
2 7/8 6.5 3 1/2 10.3 4 1/2 13.5 5 1/2 Slo pesadas 7 Slo pesadas
Figura II-8 rbol de decisiones para la seleccin de juntas para tubera de
produccin. Vlido para el primer trimestre de 1998.
39
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
40/217
Capitulo II Marco Terico
8.Cabezal6
El cabezal es el conjunto de vlvulas, calzadores y elementos
empacadores y sellantes, donde culminan las tuberas de revestimientoy de produccin que llegan a superficie. Luego de la culminacin de la
fase de perforacin y terminacin de un pozo y que comienza la vida
productiva del mismo, el cabezal del pozo representa el equipo ms
importante, ya que es el responsable de mantener el control del pozo.
Una falla de este equipo puede dejar que el pozo fluya
incontroladamente, lo cual ocasiona prdidas econmicas,
contaminacin del medio ambiente y hasta prdidas humanas; por esoal seleccionar un cabezal se deben considerar todos los parmetros de
produccin, as como tener un buen mantenimiento (Figura II-9).
Figura II-9 Partes de un Cabezal
40
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
41/217
Capitulo II Marco Terico
8.1Funciones de un Cabezal:
Controlar y dirigir la entrada y salida de fluidos, mediante el uso
de vlvulas y reductores.
Colgar la tubera de produccin y los diferentes revestimientos
(superficie, intermedio y produccin) utilizando colgadores o
cebollas.
Sellar espacios anulares entre los tabulares a nivel de superficie.
Servir como base para la instalacin de las vlvulas de seguridad
(vlvulas impiderreventones) para controlar influjos y cerrar el
pozo ante cualquier situacin anormal que se presente durante
los trabajos de rehabilitacin.
8.2 Tipos de Cabezal
La presin, temperatura y el tipo de fluido que han de manejarse, as
como el mtodo de terminacin-produccin, y la profundidad son los
factores que determinan el tipo de cabezal que debe instalarse en un
pozo.
Produccin Convencional:
Es un tipo de cabezal utilizado para pozos en los cuales no se espera
componentes indeseables (H2S, CO2). Frecuentemente estos cabezales
se utilizan en pozos que se terminarn en yacimientos tanto del
Mioceno como del Eoceno en profundidades no mayores a 14.000 pies,
y los mismos permiten producir en flujo natural o en levantamiento
artificial y realizar trabajos de estimulacin (fracturas, cidos
matriciales, etc.).
Produccin Trmica:
Son cabezales utilizados en pozos sometidos a inyeccin de vapor y
donde se alcanzan temperaturas de hasta 650F. Estructuralmente,
son similares al cabezal de produccin convencional, con la diferencia
de que el cuerpo en s, y sus componentes estn fabricados con material
resistente a altas temperaturas.
41
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
42/217
Capitulo II Marco Terico
Produccin de Medios Corrosivos
Como su nombre lo indica, estn diseados para manejar presiones de
hasta 15.000 lpc y componentes altamente corrosivos como el CO2 y
H2S, frecuentemente este tipo de cabezal se usa en pozos conprofundidades mayores de 14.000 pies, que han de terminarse en
yacimientos del Oligoceno y Cretcico. Se diferencia de los cabezales
convencionales, porque consta de una seccin adicional, la cual sirve
para colgar el revestimiento intermedio.
Cabezales para Casos Especiales
Existen otras clases de cabezales que se utilizan dependiendo del tipo
de terminacin y mtodo de produccin. Entre estos se puede
mencionar los cabezales para completar con mltiples sartas, pozos que
producirn mediante levantamiento artificial por bombeo (mecnico,
tornillo electrosumergible, etc.), as como pozos que llevan vlvulas de
seguridad hidrulica, en las cuales el cabezal debe estar preparado para
utilizar lnea de control hidrulico (Pozos inyectores de gas).
8.3Componentes de un Cabezal
Los cabezales convencionales y trmicos estn conformados por cuatro
secciones, cada una de las cuales cumple una funcin especfica que se
detalla a continuacin:
Seccin A o cabezal del revestimiento de produccin:
Esta seccin es la primera que se instala, luego de correr elrevestimiento de superficie, y la misma puede ir soldada o enroscada a
dicho revestimiento. Est conformada por la brida del revestimiento de
superficie y, generalmente, por dos vlvulas laterales, las cuales
permiten la entrada o salida de fluidos a travs del anular de superficie.
En su parte interna, esta seccin posee un perfil donde se asienta el
colgador o cebolla del revestimiento de produccin, y en la cara de la
brida tiene un canal donde se coloca el anillo que hace el sello metal-
42
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
43/217
Capitulo II Marco Terico
metal entre la brida del revestimiento de superficie y la brida inferior del
cabezal de la tubera de produccin.
Colgador o Cebolla del revestimiento de produccin:
Es un elemento de forma cnica o cilndrica que se asienta en el perfil
del cabezal del revestimiento de produccin y su funcin es la de
soportar el peso de la sarta del revestimiento y, a la vez, aislar el anular
de superficie, y es conocido como sello primario.
Seccin B
Se conoce como cabezal de la tubera de produccin o inyeccin. Es un
carreto con dos bridas y, usualmente, la inferior es de mayor dimetroque la superior. Adicionalmente, posee dos bocas laterales con sus
respectivas vlvulas, que permiten la salida y entrada de fluidos a travs
del anular de produccin y donde va conectada la lnea de inyeccin de
gas de levantamiento. En su parte inferior e internamente, posee un
juego de empacaduras que forman sello secundario, dentro del cual
viene a insertase la pestaa del revestimiento de produccin. Esta
empacadura se expande horizontalmente y sirve parra sellar cualquiercomunicacin entre ambos revestimientos o entre el de produccin y la
parte interna del cabezal.
Internamente, este cabezal posee un asiento o perfil donde se coloca la
cebolla o colgador de la tubera de produccin o inyeccin. Esta sirve de
sello entre la tubera de produccin, y el anular de produccin, y este
nivel forma la pared interna del revestimiento de produccin.
Seccin C
Tambin llamada seccin superior del cabezal o Arbol de navidad, es la
tercera parte, la misma est formada por el adaptador, la vlvula
maestra, la cruz de flujo y dos vlvulas laterales, las cuales finalizan en
las cajeras del reductor, y es all donde se conectan a la lnea de
produccin o de lnea de flujo, y finalmente la vlvula corona la cual
43
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
44/217
Capitulo II Marco Terico
finaliza en una brida con tapn ciego. Esta vlvula corona debe tener un
dimetro mayor o igual al de la vlvula maestra.
El adaptador es el componente que sirve de enlace entre la brida del
cabezal de la tubera y la brida inferir de la vlvula maestra. Esta vlvulasirve para controlar el flujo a travs de la tubera, o cerrar el, y su
dimetro interno debe ser mayor o igual al de la tubera de produccin o
inyeccin. Es la vlvula ms importante del cabezal y de acuerdo con las
caractersticas del pozo algunas veces se colocan dos vlvulas maestras
en serie, como por ejemplo, en los pozos, inyectores de gas.
9.MUD LOG19
9.1Definicin
Mud Log (Mediciones hechas en las operaciones de perforacin)
Consiste en un monitoreo continuo hecho durante la perforacin de un
pozo que incluye mediciones relacionadas con las evaluaciones de las
formaciones. Las primeras mediciones como las propiedades del lodo, la
velocidad rotatoria de la mecha, el torque, la velocidad de bombeo, etc.,
que son muy importantes para el ingeniero de perforacin no ofrecenmayor inters para el evaluador de la formacin.
Las informaciones que son de inters para el evaluador de formacin
son:
Rata de penetracin
Deteccin y anlisis del gas presente en el lodo
Deteccin y anlisis del gas presente en los cortes (ripios)
Descripcin y anlisis de los cortes.En la descripcin y anlisis de los ripios se efecta una inspeccin visual
que normalmente determinan los siguientes:
Litologa
Color
Textura, tamao de los granos, etc.
Fsiles
Porosidad aproximada
44
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
45/217
Capitulo II Marco Terico
Presencia de hidrocarburos
9.2Aplicaciones
Si las mediciones son hechas apropiadamente, este mtodo de
evaluacin puede proporcionar las siguientes aplicaciones:
Le proporciona al evaluador datos a tiempo real, en el mismo
momento que la mecha est penetrando las distintas formaciones.
Una idea aproximada de la porosidad y del contenido de
hidrocarburos antes del perfilaje
Ayuda a tomar decisiones durante la perforacin del pozo
Se utiliza generalmente en pozos exploratorios y pozo de
desarrollo de alta complejidad geolgica debido a la limitacin de
informacin que normalmente ocurre en este tipo de pozos, este
mtodo representa una gran ayuda.
10.Perfil a Hueco Abierto6,19
Es un mtodo de evaluacin de formaciones en el cual se miden las
propiedades elctricas, acsticas y radioactivas de la formacin, las
cuales son interpretadas y convertidas en propiedades como porosidad,
saturacin de agua y tipo de roca, entre otras.
Una gran cantidad de dispositivos de perfilaje han sido utilizados a lo
largo de los aos de la industria petrolera, muchos de ellos estn fuera
de uso, otros han sido mejorados con nuevas tecnologas.
En el APENDICE 6 se presentan los registros utilizados ms
comnmente, sus caractersticas y funciones.
45
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
46/217
Capitulo II Marco Terico
11.Anlisis Nodal7, 12, 14
La razn de perforar y completar un pozo es crear el medio adecuadopara extraer los fluidos que se encuentren en el yacimiento. Mover o
transportar estos fluidos requiere una energa tal que permita vencer las
prdidas de presin por friccin en el sistema y levantarlos hasta la
superficie.
La cada de presin en el sistema total es la diferencia entre la presin
promedio del yacimiento y la presin de entrada al separador. Esta cadade presin es la sumatoria de todas las cadas de presin en el sistema.
Cuando se realiza el diseo final de un sistema de produccin, no se
debe tomar como entes independientes el comportamiento del
yacimiento y el comportamiento de la sarta de tubera. La cantidad de
fluido que fluye por el pozo proveniente del yacimiento, depende de la
cada de presin en el sistema y a su vez la cada de presin del sistemadepende de la cantidad de fluidos que fluyen a travs de este. Por esta
razn, los elementos se deben analizar como si fuera un nico sistema y
no como la sumatoria de sistemas aislados.
La tasa de produccin de un pozo puede ser severamente restringida
con el comportamiento o desempeo de un nico componente en el
sistema. Si se pueden aislar los efectos de cada componente en elsistema completo, entonces se puede disear el mejor comportamiento
del sistema al mnimo precio.
Uno de los componentes ms crticos en el sistema completo de
produccin es la tubera de produccin o tubing. Cerca de un 80% del
total de la energa disponible puede ser consumida en el proceso de
mover el fluido desde el fondo del pozo hasta la superficie. Por lo tanto,seleccionar el tamao ptimo de la tubera de produccin mediante el
46
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
47/217
Capitulo II Marco Terico
uso de un Anlisis Nodal es uno de los pasos realmente importante
dentro del diseo de la completacin de un pozo,
Existen elementos de vital importancia en el anlisis nodal como lo es lacurva de oferta de los fluidos (IPR) y la curva de demanda de los fluidos
(TPR).
La curva oferta de los fluidos (IPR) define la relacin existente entre la
tasa de lquido en la superficie y la presin de fondo fluyente del pozo,
es decir, es el flujo desde el yacimiento hasta el pozo, el cual viene dado
por la grfica de la tasa de produccin (q) vs. La presin de fondofluyente (Pwf). Existen diferentes maneras de representar la curva IPR y
estas dependen de las condiciones del yacimiento.
La curva de demanda de los fluidos (TPR) representa la habilidad que
tiene el pozo conjuntamente con sus lneas de flujo superficiales para
extraer fluidos del yacimiento, se conoce tambin como la relacin del
comportamiento de eflujo.
11.1reas de prdidas de energa o cada de presin
La energa prdida esencialmente en cuatro tramos de la trayectoria que
sigue el fluido desde su localizacin original en el yacimiento hasta el
separador son las siguientes:
El yacimiento
La tubera de produccin
El estrangulador de superficie
La lnea de flujo
El flujo de fluido a travs del yacimiento est descrito principalmente
por la ley de Darcy. El flujo va a estar delimitado por caractersticas tales
como las propiedades de la roca, propiedades de los fluidos, y hasta por
47
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
48/217
Capitulo II Marco Terico
la eficiencia de la perforacin y completacin. La prdida de energa en
esta etapa vara en rangos entre 10% y 30%.
Por otra parte, el transportar el fluido desde el fondo del pozo hasta lasuperficie normalmente acarrea perdidas de energa que estn
comprendidas en un rango de un 40 a 80% de la energa total
disponible, y estas cadas de presin dependern directamente de
variables tales como dimetro y longitud de la tubera de produccin,
tasa y relacin gas-petrleo.
La produccin de los pozos por flujo natural trae como consecuencia eluso de estranguladores para el control de la tasa y la proteccin de los
equipos de superficie de altas presiones. Las cadas de presin que se
estiman en un estrangulador estn alrededor del 5 al 20% de la energa
total disponible.
Finalmente luego de llevar el fluido a la superficie y controlar la presin
con que llega, tiene que ser transportado del cabezal hasta el separador,lo cual trae como consecuencia prdidas de energa, por lo tanto en
reas donde las lneas de flujo, las prdidas de presin pueden llegar a
representar hasta un 30% del total.
11.2Anlisis del Sistema de Produccin
El procedimiento consiste en seleccionar un punto o nodo en la
configuracin del pozo y dividir el sistema en secciones como se
representa en la Figura II-10, todos los componentes aguas arriba del
nodo constituyen las secciones de influjo y las secciones que se
encuentran aguas abajo son las de eflujo.
48
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
49/217
Capitulo II Marco Terico
Figura II-10 Prdidas de Presin en el Sistema de Produccin
Se procede a calcular la tasa de flujo a travs del sistema, teniendo en
cuenta las siguientes premisas:
El flujo que entra al nodo es igual al flujo que sale del mismo
Existe una presin nica en el nodo.
Durante el estudio del sistema debemos tener en cuenta que algunas
presiones se mantendrn constantes durante la vida del pozo, estas son
la presin esttica del yacimiento y la otra la presin de salida del
sistema. Una vez seleccionado el nodo, es calculada la presin en ambas
direcciones y se comienza a fijar las presiones. Por ejemplo:
Influjo
PR - P = Pnodo II-4
Donde:
PR : Presin promedio esttica del yacimiento
P : Cada de presin de los componentes aguas arriba
Pnodo : Presin del nodo
Eflujo
Psep + P = Pnodo II-5
49
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
50/217
Capitulo II Marco Terico
Donde:
Psep : Presin del separador
P : Cada de presin de los componentes aguas abajo
Pnodo : Presin del nodo
La cada de presin es uno de los componentes que vara con la tasa de
flujo. Si se grafica la presin del nodo versus la tasa, se obtendr dos
curvas, donde la interseccin entre ambas representa el punto donde las
dos curvas tanto de influjo como de eflujo estn satisfechas y adems
representan la capacidad de flujo del sistema. Este procedimiento es
mostrado en la Figura II-11
Figura II-11 Determinacin de la capacidad de flujo
La Figura II-12 muestra cmo afecta el cambio del dimetro de la
tubera de produccin al caudal de flujo
Figura II-12 Efecto del tamao de la tubera de produccin sobre la produccin delpozo
50
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
51/217
Capitulo II Marco Terico
11.3Curvas de gradientes de presin
Se conoce como gradiente de un fluido, al perfil de presiones que este
tiene a lo largo de la tubera que lo contiene. Dicha curva permite
visualizar la variacin de la presin del fluido en todos los puntos de latubera.
La mejor forma que existe para representar como varia la presin con
respecto a la profundidad, durante el flujo en la tubera de produccin,
es con una grfica de presin vs. profundidad. Esta grfica es lo que se
denomina curva de gradiente de presin o curvas de perfil de presin y
no es mas que la representacin grfica de los cambios de presin quedicho fluido tiene a lo largo de la tubera que lo transporta.
11.4Correlacin de Beggs y Brill3, 14
En 1973, Beggs y Brill publicaron un esquema para calcular la cada de
presin que ocurre durante el flujo simultneo de gas y lquido en
tuberas horizontales e inclinadas. Dicha correlacin se desarrollo
usando mezcla de aire y agua fluyendo en tuberas acrlicas de 90`de
longitud y de 1 a 1,5 de dimetro interno. Un total de 584 pruebas de
flujo bifsico se hicieron a diferentes ngulos de inclinacin. Beggs y
Brill establecieron ecuaciones segn los regmenes de flujos segregados,
intermitentes y distribuidos para el clculo del factor bifsico
independientemente de los regmenes de flujo.
Una de las etapas de produccin es el transporte de los fluidos desde el
cabezal del pozo hasta las instalaciones de superficies, el problema del
flujo horizontal multifsico se considera tan complejo como el flujo
multifsico vertical. Para el diseo de las tuberas de gran longitud es
necesario conocer las cadas de presin a lo largo de ellas. El flujo
multifsico en lnea es un problema difcil de modelar
matemticamente: no obstante varias correlaciones empricas han
aparecido en la literatura, donde el clculo se lleva a cabo considerando
el sistema de hidrocarburos compuesto por seudo componente
51
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
52/217
Capitulo II Marco Terico
denotados como petrleo y gas, cada uno de los cuales tiene una
composicin fija. Beggs y Brill, realizaron la siguiente correlacin para
curvas de gradiente:
Pg
VV
dg
VGfsen
g
g
Z
P
c
sgmtp
c
mmtp
c
tp
+
=
1
2
II-6
Donde:
tp
= densidad de mezcla considerando no-deslizamiento entre fasestpf = factor de friccin considerando deslizamiento entre fases
mG = Flujo msico total
mV = Velocidad de la mezcla
sgV = Velocidad superficial del gas= Angulo de InclinacinP= Presin
11.5Usos comunes del anlisis nodal
El anlisis nodal se puede usar para estudiar los problemas de
produccin de un pozo de gas y/o petrleo. Puede analizar flujo
multifsico a lo largo de la tubera, adems de sistemas de
levantamiento artificial, como el gas lift. Su aplicacin incluye el
anlisis del comportamiento de un pozo inyector. A continuacin se
enumera un conjunto de usos del anlisis nodal:
Seleccin del tamao de la tubera de produccin. Seleccin del dimetro de la lnea de flujo.
Diseo de empaques con grava.
Seleccin del tamao del reductor en superficie.
Seleccin de la vlvula de seguridad apropiada.
Anlisis de posibles restricciones al flujo.
Diseo del mtodo apropiado de levantamiento artificial.
Evaluar potenciales en la estimulacin de un pozo.
52
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
53/217
Capitulo II Marco Terico
Anlisis de los efectos de la densidad de caoneo.
Predecir los efectos del agotamiento de presin de un yacimiento
sobre la capacidad de produccin.
Determinar la cantidad de gas a inyectar en un pozo produciendopor gas lift.
Analizar el comportamiento de produccin de un campo con el
tiempo.
12.Cementacin1, 4
El proceso de cementacin primaria consiste en la colocacin decemento en el espacio anular existente entre el revestimiento y la
formacin.
El lograr una buena cementacin en el proceso de la construccin del
pozo en fundamental debido a que si esta falla vendr a resaltar
factores tales como es:
Incremento de costos operacionales.
Se ver afectada la completacin y produccin en el pozo. El riesgo de la prdida del pozo.
Mayor nmero de rehabiltaciones.
12.1Objetivo de la Cementacin
Por este motivo la cementacin requiere de un estudio donde
contemple todos los parmetros que ella involucre.
Soporte y proteccin del revestidor en los esfuerzos y choques
cuando se perfora un hoyo mas profundo adems de la corrosin.
Aislamiento de Zona como de prdidas de circulacin.
Evitar la invasin de agua en el pozo productor
Minimizar dao a la formacin
12.2Factores que afectan el proceso
Diseo de lechadas
Mezclado del cemento en planta
53
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
54/217
Capitulo II Marco Terico
Geometra del hoyo
Remocin de lodo
Mezcla de lechada a nivel de pozo
Falla de equipos Colocacin de la lechada
Perdida de circulacin
Intrusin de gas al pozo
Evaluacin del trabajo
12.3Tipos de Cementos
La A.P.I. Clasifica el cemento Prtland en las siguientes clases:
Clase A: Diseado para el uso desde superficie hasta
profundidades de 6000, cuando no se requieren propiedades
especiales.
Clase B: Diseado para el uso desde superficie hasta 6000,
cuando se requieren moderadas y alta resistencia a los sulfatos.
Clase C: Diseado para el uso desde superficie hasta 6000.
Requiere de ms agua y por lo tanto crea una lechada de baja
densidad. Se asienta rpidamente pero no desarrolla mucha
resistencia a la compresin.
Clase D: Diseado para el uso desde 6000 hasta 10000 y
condiciones de presin y temperaturas moderadamente altas.
Clase E: Diseado para el uso desde 10000 hasta 14000 y
condiciones de presin y temperaturas altas.
Clase F: Diseado para el uso desde 10000 hasta 16000y
condiciones de presin y temperaturas extremadamente altas.
Clase G y H: Diseado para el uso desde superficie hasta
cualquier profundidad. Pueden ser usados con retardadores o
aceleradores para cubrir un alto rango de presiones y
temperaturas.
Los cementos clase G y H son los mas usados por ser desarrollados en
respuesta a las mejoras de aceleramiento y retardamiento de tiempo de
frague. Para ms informacin ver APENDICE 7.
54
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
55/217
Capitulo II Marco Terico
13.Fluidos de Perforacin1, 4, 5
El objetivo de una operacin de perforacin es perforar, evaluar yterminar un pozo que producir petrleo y/o gas eficazmente. Los
fluidos de perforacin desempean numerosas funciones que
contribuyen al logro de dicho objetivo.
El lodo de perforacin es un fluido, de caractersticas fsicas y qumicas
apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petrleo, aceite y
combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de slidos. Nodebe ser txico, corrosivo ni inflamable pero si inerte a las
contaminaciones de sales solubles o minerales, y adems, estable a las
temperaturas. Debe mantener sus propiedades segn las exigencias de
las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias.
13.1Funciones del Fluidos de Perforacin
Las funciones del fluido de perforacin describen las tareas que el fluido
de perforacin es capaz de desempear, aunque algunas de stas no
sean esenciales en cada pozo. La remocin de los recortes del pozo y el
control de las presiones de la formacin son funciones sumamente
importantes. Aunque el orden de importancia sea determinado por las
condiciones del pozo y las operaciones en curso, las funciones ms
comunes del fluido de perforacin son las siguientes:
Retirar los recortes del pozo.
Controlar las presiones de la formacin.
Suspender y descargar los recortes.
Obturar las formaciones permeables.
Mantener la estabilidad del agujero.
Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforacin.
Transmitir la energa hidrulica a las herramientas y a la barrena.
Asegurar una evaluacin adecuada de la formacin.
55
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
56/217
Capitulo II Marco Terico
Controlar la corrosin.
Facilitar la cementacin y la completacin.
Minimizar el impacto al ambiente.
13.2Composicin de los fluidos
La composicin de los fluidos depender de las exigencias de cada
operacin de perforacin en particular. La perforacin debe hacerse
atravesando diferentes tipos de formaciones, que a la vez, pueden
requerir diferentes tipos de fluidos. Por consiguiente, es de esperar
realizar varias mejoras a medida que se profundiza en una perforacin y
poder controlar cualquier inconveniente que se presente.
Los fluidos no necesariamente deben ser complicados o difciles de
preparar, es por eso que hasta con agua sucia es posible realizar una
perforacin y obtener buenos resultados. En algunas reas se empieza a
perforar con agua y arcillas de formacin obteniendo un lodo
razonablemente bueno; en otras reas pueden conformarse como
calizas, arenas o gravas que forman lodos y bajos estos casos ser
necesario agregar arcillas comerciales y poder aumentar la capacidad de
acarreo y controlar la prdida de agua.
Los lodos de perforacin se componen por dos fases: lquida y slida.
13.2.1Fase lquida:
Agua
o Agua dulce: este es un fluido newtoniano ideal para perforarzonas bajas presiones. Adems de ser econmica,
abundante, no requiere tratamiento qumico, provee el
mejor lquido en el uso de los mtodos de evaluacin de
formaciones y resulta el mejor dispersante qumico para
controlar slidos por dilucin.
o Agua de mar: se usa este fluido generalmente cuando se
perfora costa afuera debido al la facilidad de manejo por sugran abundancia en el sitio, es recomendable usar lodo
56
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
57/217
Capitulo II Marco Terico
saturado de sal cuando se atraviesan secciones salinas o
cuando se requiere mantener el ensanchamiento del hoyo al
mnimo. A veces, se agrega sal al lodo para controlar la
resistividad y obtener mejor interpretacin de los registroselctricos.
Parcialmente saturada
Saturada
Aceite El aceite se puede usar en fase continua para:
o Fase continua en lodos base aceite (agua < 5 %) y en
emulsiones inversas (agua > 5 %): Mejorar la estabilidad del hoyo y mantener las arcillas
hinchadas en sitio
Minimizar el atascamiento de la tubera
Perforar zonas de altas temperaturas
o Fase dispersa en lodos base agua:
Mejorar la lubricidad del lodo.
Disminuir el filtrado API. Minimizar los problemas de torque y arrastre.
13.2.2Fase Slida:
Slidos inertes
o Deseables: son reactivos de alta gravedad especfica que
sirven para darle peso al lodo. (Sulfato de bario, xido de
hierro, sulfuro de plomo)
o Indeseables: son slidos perforados como arena, caliza,
slice, dolomita. Este tipo debe ser removido del lodo tan
pronto y eficientemente sea posible. Ya la arena es
extremadamente abrasiva y si es recirculada a travs del
sistema de lodo, puede causar a los pistones de la bomba.
o Slidos reactivos: son arcillosos que poseen cargas
elctricas. Se pueden aadir al lodo o ser tomados de la
formacin
57
-
5/26/2018 Tesis Perforacion d Pozo en Desarrollo Edo Falcon (Perfo II)
58/217
Capitulo II Marco Terico
Arcillas comerciales: entre los slidos comerciales
tenemos bentonita
o Slidos hidratables perforados: entre los incorporados las
arcillas de formacin tipo gumbo.
13.3Lodos base agua
La fase continua de un lodo es la parte lquida en la cual se encuentra
suspendido otro lquido en forma de glbulos muy pequeos; esto es lo
que se conoce con el nombre de emulsin. Por lo tanto, en una
emulsin el lquido suspendido es la fase interna y el lquido dentro del
cual esa fase est suspendida es la fase externa o fase continua.
La fase continua de un lodo base agua es el agua y la fase dispersa se
pueden hallar slidos, lquidos y/o gases. Sin embargo, las sales
disueltas en el agua son tambin parte de la fase continua.
De acuerdo al efecto del lodo sobre los slidos perforados y sobre las
arcillas de formacin, se puede clasificar los lodos en no dispersos y
dispersos. Estos a su vez, pueden o no estar inhibidos. En un lodo
disperso no se utiliza adelgazante y las arcillas comerciales agregadas
y/o incorporadas van a encontrar su propia condicin de equilibrio en el
sistema de una forma natural.
El trmino no inhibido se refiere a la ausen