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Copy of GUÍA DE DISEÑO PARA EL ASENTAMIENTO Y DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

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Marco L Lpz

on 26 February 2014

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Transcript of Copy of GUÍA DE DISEÑO PARA EL ASENTAMIENTO Y DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

GEOPRESIONES
Problemas de flujo y descontrol, pegaduras por presión diferencial, pérdidas de circulación, colapsos de tuberías de revestimiento y derrumbes de formación suelen incrementar considerablemente el costo de un pozo y el tiempo de perforación del mismo.
Funciones de las TR
METODOLOGÍA PARA EL ASENTAMIENTO DE TR
La metodología propuesta por un método gráfico consta de los siguientes puntos:

1. Recopilación de Información y graficación de parámetros.
2. Asentamiento de la TR de Explotación
3. Asentamiento de la TR Intermedia
4. Asentamiento de la TR Superficial
5. Esquema ajustado de asentamiento
Tuberías de revestimiento
En la construcción y durante la vida útil de un pozo petrolero, las Tuberías de Revestimiento son preponderantes, para lograr el objetivo del pozo.

Es de suma importancia la selección apropiada de las profundidades de asentamiento de las Tuberías de Revestimiento, ya que muchos pozos presentan fallas de tipo económico e ingenieriles; ya sea porque el programa de Revestimiento especifica profundidades muy someras o muy profundas.
DISEÑO DE TUBERÍA
DE REVESTIMIENTO

Los datos necesarios para el diseño de tuberías son:
Trayectoria de pozo
Geopresiones
Programa de lodos
Geometría
Especificaciones de tuberías
Inventario de tuberías
Arreglos de Pozos Tipos

Presenta:
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y GRAFICACIÓN DE PARÁMETROS
•Diámetro de la T.R. de producción o del agujero en la última etapa.

•Trayectoria y Columna geológica programada.

•Sección estructural

•Presión de poro y de fractura con sus respectivos márgenes de seguridad.

•Densidades del fluido de control
MÁRGENES DE CONTROL SOBRE LA PRESIÓN DE PORO (MPP) y DE FRACTURA (MPF)
Pp y Pf sin márgenes de control
.
Pp y Pf con márgenes de control.
ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN

Puede existir el requerimiento de explotar o probar varios objetivos a diferentes profundidades, pero se deberá solicitar la jerarquización de los mismos, para establecer un solo, como objetivo principal; y para el cual la geometría programada del pozo deberá priorizar los asentamientos de las tuberías de revestimiento.

•Pozos con objetivo jurásico (mesozoico)
•Pozos con objetivo cretácico (mesozoico)
•Pozos con objetivo terciario
ASENTAMIENTO DE TUBERÍA INTERMEDIA
Generalmente se considera que los gradientes de poro y fractura definen la ventana operativa para la perforación sobre balance, y por ende determinan la máxima longitud del agujero descubierto.
La densidad del lodo en la sección del agujero descubierto deberá ser lo suficientemente alta para prevenir manifestaciones del pozo y soportar las paredes del agujero, y lo suficientemente ligera para evitar las pérdidas de circulación.
CORRECCIÓN POR PRESIÓN DIFERENCIAL
Una vez que las profundidades de asentamiento de las tuberías intermedias han sido establecidas, se deberá tomar en cuenta los problemas de pegadura por presión diferencial.

La presión diferencial (PD) es la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de poro a una profundidad dada.
•PD > 0 Si Ph > Pp
•PD< 0 Si Ph < Pp
•PD = 0 Si Ph = Pp
Límite de Presión Diferencial (LPD).
Es la máxima presión diferencial que se tendrá sin que ocurran pegaduras de tubería.

Se deben definir dos rangos de LPD, uno para la zona de presión normal y otro para la zona de presión anormal.
• LPD para Zonas de Transición (normal a anormal): 2,000-2,300 psi (140 - 160 kg/cm2)

• LPD para Zonas de Presión Anormal: 3,000-3,300 psi (210 - 230 kg/cm2)
La presión diferencial Ap(en kg/cm2) a cualquier profundidad (Di en m), se obtiene con la siguiente ecuación:




Donde A
Pfin
es la densidad del fluido de control a la profundidad final de la T.R. que se está revisando, y A
Pinicio
la densidad del fluido de control a la profundidad del asentamiento o etapa anterior, en (gr/cc).
En caso de que en algún punto la presión diferencial sobrepase el límite permitido, se deberá corregir la profundidad de asentamiento de la tubería intermedia, por medio de la siguiente expresión:
La densidad del lodo,
Pfincorr
puede emplearse para localizar la profundidad donde existe esta presión diferencial, con lo que se define la nueva profundidad de asentamiento de la TR intermedia.
Pd

=
Presión diferencial

Pfcse =
Densidad del fluido de control medido al final de la siguiente etapa.

Patre =
Profundidad de asentamiento de la tr evaluada

Gfmv@ prof. TR evaluada =

gradiente de presión de formación medido a la profundidad de asentamiento de la tr y afectado por el margen de viaje.
EFECTO DE BROTE E INCREMENTO DE DENSIDAD PARA CONTROLAR UN BROTE
Un brote ocurre cuando el peso del fluido de perforación no fue adecuadamente seleccionado o cuando ocurren pérdidas de fluido de perforación hacía las formaciones rocosas, de tal manera que la presión que ejerce el fluido disminuye.
El Incremento en la Densidad del Fluido de perforación para controlar un brote
(Ifc)
, es aquella presión adicional necesaria para regresar el brote a la formación.

Se ha reportado en la literatura que un incremento en el fluido de control de 0.5 lb/gal (0.060 gr/cc) proporciona buenos resultados.
Para determinar el efecto de brote, se utiliza la siguiente ecuación y se evalúa desde el inicio de la etapa superficial y hasta el final de la primera etapa intermedia.

Eb
= Efecto de brote, (gr/cc).


Ifc
= Incremento de la densidad para controlar el brote, (gr/cc).


GPpmv
= Gradiente de presión de poro (afectado por el margen de succión) a la profundidad final de la siguiente etapa de perforación (gr/cc)


Di

= Profundidad de Interés, (m).


D

= Profundidad final de la primera etapa intermedia, (m).
ASENTAMIENTO DE TUBERÍA SUPERFICIAL
ESQUEMA AJUSTADO DE ASENTAMIENTO
Este esquema debe ser realizado, en primera instancia, para el diseño de todos los pozos, tanto exploratorios como de desarrollo, y determinar el número mínimo de tuberías a utilizar.
Esquema convencional.
Esquema Ajustado
.
Este esquema establece consideraciones adicionales que, dependiendo de las características del pozo a diseñar, serán o no tomadas en cuenta para ajustar los asentamientos obtenidos en el esquema convencional.
ESQUEMA AJUSTADO DE ASENTAMIENTO
-
Ajuste por litología y pozos de correlación.
El Ingeniero de Diseño debe identificar, correlacionar y analizar la litología esperada a la profundidad determinada, para evitar que el asentamiento propuesto coincida con estratos problemáticos que pongan en riesgo la estabilidad del pozo, y/o la integridad de la zapata, al perforar la siguiente etapa.
-
Ajuste para pozos que atravesaran
cuerpos de sal
.
- Ajuste para pozos de aguas profundas
La ventaja de colocar una TR superficial o intermedia por encima de la sal es que dicha tubería estará aislada de los efectos de la fluencia de la sal. Además, este promete garantizar una zapata de TR competente en caso de que se requiera desviar el pozo.

Las desventajas de este criterio son que el peso del lodo, que se pudiera requerir para evitar la fluencia de la sal o para controlar zonas de alta presión dentro de la sal y en secciones subsalinas (por debajo del cuerpo salino), está limitado por la resistencia alcanzada en la zapata por encima del cuerpo salino.
Los pozos ubicados en aguas profundas ven reducida su ventana de operación por el efecto que tiene el tirante de agua en el gradiente de sobrecarga. A medida que el tirante de agua se incrementa dicha ventana se reduce considerablemente.
* Control de la densidad equivalente de circulación (DEC
)
Las bajas temperaturas en el fondo marino se traducen en un aumento de la DEC, por lo que se tiene que evaluar para cada etapa del pozo y evitar que rebase el gradiente de fractura menos su margen de control correspondiente.
*Profundización de la tubería de revestimiento superficial.
A medida que la tubería superficial pueda ser colocada más profunda, las subsecuentes TRs se podrán asentar a mayor profundidad, y de esta forma se reduce el riesgo para alcanzar la profundidad total programada, por la estrecha ventana de operación que caracteriza a los pozos ubicados en aguas profundas.
*Manejo de riesgos someros (gas/agua)
Los riesgos someros son acumulaciones de gas o agua que tienen presiones anormales y que se encuentran a profundidades tan someras que impiden la instalación de los preventores. Estos peligros someros presentan un peligro grave ya que al encontrarlos sólo se puede dejar que fluyan hacia la superficie para allí desviarlos.
SELECCIÓN DEL DIÁMETRO DEL AGUJERO
Los diámetros de las TR y de la barrena (Agujero descubierto) a usar deben dejar un espacio libre para las distintas operaciones que se lleven a cabo en el pozo.




De igual manera la determinación de las profundidades de asentamiento está en función de las condiciones geológicas a perforar. El criterio de selección de la profundidad de asentamiento varía de acuerdo a la función específica de cada sarta de Tubería de Revestimiento.
Criterios de selección de la TR
Su principal objetivo es establecer los criterios básicos para el Asentamiento y Diseño de Tuberías de Revestimiento, que nos permitan usar TR’s con características suficientes para resistir las cargas impuestas durante la Perforación, Terminación y Reparación de Pozos, al mínimo costo.
TIPOS DE TR
Revestimiento conductor

Revestimiento superficial

Revestimiento intermedio

Revestimiento de explotación
TUBERÍA CONDUCTORA
Es la primera que se cementa o inca al iniciar la perforación del pozo.
La profundidad de asentamiento varía de 20m a 250m.
TUBERÍA SUPERFICIAL

Se cementa hasta la superficie o hasta el interior del revestimiento conductor.
Estas tuberías se introducen a profundidades que varían entre 500 y 1000m.
TUBERÍA INTERMEDIA
Se utiliza como protección del agujero descubierto, para tratar en la mayoría de los casos, de incrementar la densidad de los fluidos de perforación y controlar las zonas de alta presión.
TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN
Aísla el yacimiento de fluidos indeseables en la formación productora y de otras zonas del agujero, también para instalación de empacadores de producción y accesorios utilizados en la terminación del mismo.

Actúa como conducto seguro de transmisión de hidrocarburos a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados.
Constituye una instalación que evita utilizar una sarta en la superficie al fondo del pozo.

La longitud de esta tubería permite cubrir el agujero descubierto, quedando una parte traslapada dentro de la ultima tubería que puede variar de 50 a 150m
TUBERÍA DE REVESTIMENTO CORTA (LINER)
Reforzar el agujero
Aislar formaciones inestables (subnormales, anormales, depletadas)
Prevenir la contaminación de yacimientos de agua fresca
Proveer un sistema de control de presión
Confinar y contener fluidos y sólidos de perforación o terminación
Actuar como conducto para operaciones asociadas
Sostener el cabezal del pozo y revestimientos subsiguientes
Sostener las BOP’s y árbol de válvulas

FACTORES DE DISEÑO
METODOLOGÍA DEL DISEÑO
TAREA #1


Ingeniería de la Perforación de Pozos


IP
Ingeniería de la Perforación

Estos problemas son causados generalmente por una deficiente predicción de las presiones de sobrecarga, poro y fractura de las formaciones a perforar, y cuyo conocimiento es básico para planear la perforación.
En áreas donde la permeabilidad de la formación ha sido suficiente para permitir la migración de fluidos causada por la reducción de la porosidad, la presión de poro es normal y se considera aproximadamente igual a la presión hidrostática ejercida por una columna de agua de formación a la profundidad de interés.
Las zonas de presión de poro anormales se originaron durante el proceso de depositación y compactación, formándose una barrera impermeable que impidió la liberación del agua de la formación por debajo de esta barrera.
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.
En la zona del terciario de la zona continental del Golfo de México, la presión de sobrecarga podría aproximarse así:
Efecto del esfuerzo de sobrecarga sobre la porosidad de formación durante la compactación normal
Presión de Formación (Poro).
Es aquella a la que se encuentran confinados los fluidos dentro de la formación. Las presiones de formación que se encuentran en un pozo pueden ser normales, anormales (altas) o subnormales (bajas).
Los pozos con presiones subnormales pueden requerir TR´s adicionales para cubrir las zonas débiles o de baja presión cuyo origen puede ser: factores geológicos, tectónicos o yacimientos de presionados por su explotación.
A la presión de formación generalmente se le llama gradiente de presión. Estrictamente no lo es:
Sus unidades serán kg/cm2/m o lb/plg2/ft. Sin embargo en la perforación se ha hecho costumbre utilizar densidades como gradiente. (gr/cc o lb/gal)
1 psi/ft = 0.2311 kg/cm2/m = 2.3 gr/cc = 19.2 lb/gal
El esfuerzo efectivo o de matriz (sigma) es el esfuerzo generado por el contacto grano a grano de la matriz de roca, el cual está en función de la sobrecarga a la profundidad de interés
Resumiendo, las presiones de formación pueden ser:
Subnormales. Cuando son menores a la normal, es decir, a la presión hidrostática de la columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie.

Normales. Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por los fluidos de formación.

Anormales. Cuando son mayores a la presión hidrostática de los fluidos de formación.
Presión de Fractura
Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca.
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 somera.
Todos los métodos de predicción de presión de sobrecarga, poro y fractura están basados en el principio de Terzaghi, el cual define que la presión de sobrecarga "S" , es igual a la suma del esfuerzo vertical efectivo (sigma) más la presión de poro "Pp" definido como:
METODOLOGÍA PRÁCTICA PARA EL CÁLCULO DE LAS PRESIONES DE SOBRECARGA, PORO Y FRACTURA
1.- Determinar la presión de sobrecarga (S).

2.- Definir los intervalos de lutitas limpias (no aplica cuando únicamente se cuenta con información sísmica).

3.- Determinar la presión de poro (Pp).

4.- Determinar la presión de fractura (Pfr).

5.- Calibrar las predicciones de las presiones de poro y fractura.
1.- Determinar la Presión de sobrecarga
2.- Definir los Intervalos de Lutitas Limpias
3.- Determinar la presión de poro
Son 4 los métodos más usados por la industria petrolera: el método de Hottman y Johnson, el de Foster y Whalen o profundidad equivalente, el método de Eaton y el método del exponente dc.

MÉTODO DE EATON (Para Pp)
El método de Eaton está basado en el principio que establece que la tendencia normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal.
•A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas “limpias” (línea azul).

•Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea verde).

•A la profundidad de interés D, leer los valores de tiempo de tránsito de la tendencia normal "tlun" y de la tendencia observada "tlu" y la profundidad equivalente al mismo valor del tiempo de tránsito observado Dn.
•Calcular la presión de poro a la profundidad de interés D, según el registro que se tenga, con las siguientes ecuaciones:
4.- Determinar presión de Fractura (Método de Eaton)
La ecuación de Eaton para el cálculo de la presión de fractura (Pf) está en función de la presión de poro (Pform) y de la sobrecarga (S), previamente calculada, así como de la relación de Poisson.
5.1 .- Calibración de Presión de Poro
5.2 .- Calibración de Presión de Fractura
Se efectúa con datos de pruebas de goteo (leak off test) o minifracs.
En una prueba de goteo se considera que la presión, donde las fracturas comienzan a abrirse e inician a tomar fluidos, es una aproximación del gradiente de fractura, a la respectiva profundidad.
Es posible calibrar la predicción de Pp al compararlo con los valores (en gradiente) de pruebas de formación, como R, MDo DST
Marco Antonio Rosales López
Consideraciones para la selección de la TR
El asentamiento de la Tubería de Revestimiento (TR).
El diseño de la TR.
Criterios de selección de la TR.
LWD.
MWD.
Ventana Operativa.
Densidad equivalente.
Temas
Ingeniería de la Perforación
LWD en tiempo real: Registros para la Perforación.
La eficiencia en la perforación, el manejo del riesgo y la exacta colocación del pozo son las claves para disminuir los costos de exploración y desarrollo. La avanzada tecnología actual de adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en Inglés) proporciona mediciones e imágenes en tiempo real destinadas a evitar problemas de perforación, mediante la actualización de los modelos utilizados para alcanzar los yacimientos y mantenerse dentro de los mismos. Ejemplos de campo demuestran cómo las mediciones de LWD, tales como la inclinación de la barrena, la presión anular y el registro de densidad–neutrón azimutal reducen los costos de E&P y mejoran los niveles de éxito de los pozos horizontales y de alcance extendido.

Herramientas de Innovaciones en Tecnología: LWD y MWD
Las primeras herramientas MWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de 1970 para medir las propiedades relacionadas con la perforación, tales como la inclinación y el azimut, que son esenciales en las operaciones de perforación direccional. Importantes mediciones adicionales, tales como el esfuerzo de torsión, el peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en ingles) y la temperatura, permiten a los perforadores y a los ingenieros de perforación vigilar rutinariamente (monitorear) los parámetros de desempeño de la perforación en el fondo del pozo, en tiempo real, en lugar de inferirlos a partir de las mediciones de superficie.

Herramientas de Innovaciones en Tecnología: LWD y MWD
La tecnología MWD, está relacionada primordialmente para dirigir eficazmente la posición del pozo, esto resulta crucial para permitir que los perforadores direccionales ajusten las trayectorias de los pozos para dar cabida a la información geológica nueva proveniente de los registro LWD en tiempo real.

Las herramientas LWD, en forma general están compuestas básicamente por:

a) Sección se sensores: toma los registros.

b) Sección de Interfaces (modelo de control): codifica los registro y manda a la sección de transmisión

c) Sección de Transmisión: envía los datos a superficie.

d) Equipo de superficie: se interpretan los datos y leen en software a tiempo real.

Ventana Operacional
Detalles mostrados en una Ventana de estabilidad incluyen:

Zona de presión de poro: Durante la perforación bajo balance el tipo de derrumbes que se pueden generar son astillados.
Zona de colapso: El tipo de derrumbes en esta zona pueden ser angulares. Zona estable: Se mantiene la estabilidad de pozo. No se producen derrumbes relacionados a falla mecánica de roca.
Zona de pérdidas: En caso de perforar una zona fracturada/planos de debilidad, el tipo de derrumbe que se puede producir en esta zona son blocosos y tabulares.

DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN (ECD)
Para un fluido circulante, la densidad equivalente de circulación, en lb/gal, es igual a la presión hidrostática (psi) más la pérdida total de presión en el anular (psi), dividida por la profundidad vertical (en pies) y por 0,052.

La presión en una formación durante la circulación es igual al total de las pérdidas de presión de circulación anular desde el punto de interés hasta el niple de campana, más la presión hidrostática del fluido. Esta fuerza se expresa como la densidad del lodo que ejercería una presión hidrostática equivalente a esta presión. Este peso equivalente del lodo se llama Densidad Equivalente de Circulación (ECD).

Herramientas de Innovaciones en Tecnología: LWD y MWD.
La herramienta LWD (Loggig While Drilling- Registro durante la perforación), se utiliza para registrar el pozo mientras se está perforando, de este modo, se obtiene información a tiempo real. Esta herramienta, relativamente nueva, la cual inicio su comercialización en la década de los ochenta, ha incremento su utilización alrededor del mundo con mucho éxito a tal grado que su uso es cada día más común, haciendo posible la optimización de la perforación en diversos aspectos.

Herramientas de Innovaciones en Tecnología: LWD y MWD
VENTAJAS

*Reducción del tiempo de perforación.

*Ahorro en los costos de operación.

*Toma de decisiones de tiempo de real.

*Producción anticipada.

*Mejora la productividad en pozos horizontales.

Escuela Superior Politécnica del litoral. “Diseño de tubería de revestimiento” Presentado por: Sergio Estuardo Gándara Marroquin, Guayaquil, Ecuador 1990.
Manual de Diseño de Tuberías de Revestimiento, PEMEX-Gerencia de Desarrollo de Campos e Instituto Mexicano del Petróleo, 1991.
Tesis “Tubería de revestimiento, optimización de su diseño y perforación” , Autor: Franklin Baño Saltos y Diego Mayalica Dalgo.
Tesis “Diseño de tubería de revestimiento para pozos de alta presión y alta temperatura” Autor: De castillo Flores Jesús Martin y Hurtado Luna Omar.

BIBLIOGRAFÍA
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