INTRODUCCIÒN A LA PERFORACIÒN Y

COMPLETACIÒN Y PRUEBAS INICIALES

SEPTIEMBRE - 2010

Ubicación y estudioAcondicionamiento de la localización

Perforación

Toma de información

Mantenimiento

preventivo y

correctivo

Acondicionamiento

Taponamiento

Ciclo de vida de los pozos

Completación y Pruebas Iniciales

Producción

1.2 Ciclo de vida de un yacimiento

Exploración Perforación y terminación exploratoria

Descubrimiento

Delimitación

Desarrollo Perforación y terminación de pozos

Producción Primaria

Producción

Secundaria

Explotaciónavanzada

Taponamiento

Diseño de la perforación de pozos es un proceso sistemático y ordenado. Este proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros.Por ejemplo, la presión de fracturamiento requiere que la presión de formación sea determinada previamente.Las etapas a seguir durante el diseño de pozos están bien identificadas y son las siguientes:• Recopilación de la información disponible• Predicción de la presión de la formación y de fractura• Determinación de asentamiento de las tuberías de revestimiento• Selección de la geometría y trayectoria del pozo• Programa de fluidos de perforación• Programa de brocas• Diseño de tuberías de revestimiento y programa de cementación

DISEÑO DE LA PERFORACIÓN DE POZOS

• Diseño de la sarta de perforación• Programa hidráulico• Selección del equipo de perforación• Tiempos estimados de la perforación• Costos de la perforación

OBJETIVO DE LA PERFORACIÓN

El objetivo de la perforación es construir un pozo útil: un conducto

desde el yacimiento hasta la superficie, que permita una explotación racional en forma segura y al menor costo posible.

El diseño de un pozo incluye un programa detallado para perforar con las siguientes características:

• Seguridad durante la operación (personal y equipo)• Costo mínimo• Pozo útil de acuerdo a los requerimientos de

producción y yacimiento( profundidad programada, diámetro, etc)

Cumpliendo con lo siguiente:• Seguridad• Ecología• Costo mínimo• Utilidad

• Las operaciones en el taladro tienen como fin principal el lograr alcanzar las formaciones que contienen hidrocarburos de una manera económica, efectiva y que permita el recobro de estos en superficie

SISTEMAS DE UN TALADRO DE PERFORACIÓN

Los sistemas de un taladro de perforación rotatoria están formados por grupos de elementos que cumplen una o varias funciones especificas dentro de la operación de perforación de un pozo de petróleo:

• Sistema de Soporte Estructural y de Elevación

• Sistema de Rotación

• Sistema de Circulación

• Sistema de Generación y Trasmisión de Potencia

• BOP y Acumulador

SISTEMAS COMPONENTES DEL TALADRO DE PERFORACIÓN

I. SISTEMA DE SOPORTE ESTRUCTURAL Y ELEVACIÓN A. ESTRUCTURA DE SOPORTE 1. Subestructura 2. Piso del taladro 3. Torre, Mastil B. EQUIPO DE ELEVACIÓN 1. Malacate 2. Aparejo de Herramientas Suspendidas a. Bloque corona b. Gancho c. Elevadores 3. Cable de perforación

II SISTEMA DE ROTACIÓN A. COMPONENTES DE ROTACIÓN 1. Mesa rotaria . 2. Buje maestro 3. Buje del cuadrante 4. Cuñas de rotación 5. Llaves de enroscar y desenroscar B. SARTA DE PERFORACIÓN 1. Cuadrante 2. Protector del cuadrante 3. Tubería de perforación 4. Portabarrenas 5. Herramientas especiales de subsuelo C. LA BROCA

III SISTEMA DE CIRCULACIÓN A. LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN B. EL ÁREA DE PERFORACIÓN 1. Depósitos de materiales ensacados para el lodo 2. Tanques de acero de succión 3. Embudo y tolva mezcladora 4. Barril de aditivos de químicos 5. Depósito para aditivos secos a granel 6. Tanque de agua 7. Fosa de reserva C. EQUIPOS DE CIRCULACIÓN 1. Tanques de acero de succión 2. Bombas de lodo 3. Líneas de descarga y regreso 4. Tubo parado

D. ÁREA DE REACONDICIONAMIENTO 1. Tanques de acero de asentamiento 2. Separador de gas 3. Zaranda o mesa vibratoria 4. Desgasificador 5. Desarenador 6. Desaluviador

IV. SISTEMA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE POTENCIA A. MOTORES PRIMARIOS B. SISTEMA DE TRASMISIÓN DE POTENCIA 1. Mecánico 2. Eléctrico

V. BOP Y ACUMULADOR A. BOP Y ACUMULADOR 1. BOP 2. Acumulador B. SISTEMA DE SOPORTE 1. Múltiple de estrangulamiento 2. Líneas para controlar el pozo.

FECHA: 10 DE DICIEM BRE DEL 2003EM R = 978´ES = 948'

20" CASING DE SEGURIDAD STCP-110, 94 #/P, 3 TUBOS

130´ ZAPATO GUIA, CEM ENTADO CON 350 SXS TIPO A

13 3/8", CASING DE SEGURIDAD, BTC.C - 95, 72 # / P, 135 TUBOS

5085´ ZAPATO GUIA, CEM ENTADO CON 2700 SXS TIPO G

5504´ KOP (DESVIACION)

9 5/8" CASING INTERM EDIO, BTC, C-95, 47 #/P, 192 TUBOS

ZAPATO GUIA, CEM ENTADO CO N 1000 SXS TIPO G8621'

8918´

7 " LINER, BTC, C-95, 26 # P, 36 TUBOS

TOPE CEM ENTO

CEM ENTADO CON 500 SXS TIPO G

Realizado: Ing. Ricardo Granja 07-P-1250

PT(D) = 10415´PT(L) = 10425´

ATACAPI 11 D

c

c

c10318´10410´

c

ZAPATO GUIA

ATACAPI - 13FECHA: 14-07-04

EM R = 991' ES = 961'

10 3/4'' CASING SUPERFICIAL.J-55, 40.5 #/P, 55 TUBOS

2538´ ZAPATO SUPERFICIALCEMENTADO CON 956 SXS. CEMENTO TIPO "A".7" CASING, C-95, 26 #/P, 212 TUBOS

7354' DV-TOOL CEMENTADO CON 1000 SXS TIPO "G"

9664' COLLAR FLOTADOR

9758' ZAPATO GUIA DE FONDOPT (D) = 9760' CEMENTADO CON 550 SxS TIPO "G".

POR. ING. RICARDO GRANJA 07-P-1250PT (L) = 9760'

30

24 20

18.516 13 3/8

11 3/410 3/4

9 5/87 5/8

75 1/2

54 1/23 1/2

2 7/8

Tuberías de Revestimiento

30

24 20

18.51613 3/8

11 3/410 3/4

9 5/87 5/8

75 1/2

54 1/23 1/2

2 7/8

Tuberías de Revestimiento 36

28 26

2218 1/2 17 1/21414

12 1/49

8 1/45 1/2

5 7/85 7/85 7/8

4 1/8

Brocas

Tubería Conductora

Funciones

• Es un tubería que va desde 50 a 150 m en tierra y de 150 a 500 m en el mar.

• Es común su uso en terrenos suaves, pantanos ó lechos marinos. Se pilotea.

• Evitar los derrumbes alrededor del equipo de perforación.

• Permitir el retorno del fluido.

• Soportar el cabezal del pozo ó en el se instala el sistema de desviador de flujo.

• Las tuberías se utilizan con extremos lisos para soldarse ó con conexiones rápidas.

Tubería Superficial

Funciones:

• Es la primera tubería de revestimiento, va a profundidades de 50 a 1200 m.

• Proteger acuíferos superficiales de contaminación.

• Prevenir derrumbes y pérdidas de circulación en formaciones porosos de baja profundidad.

• Soportar conexiones superficiales de control.

• Soportar árbol de válvulas y aparejo de producción.

• Se recomienda cementar hasta la superficie.

Tubería IntermediaFunciones• Continuar la perforación, incrementando o reduciendo la densidad del lodo para alcanzar la siguiente etapa.

• Proteger el agujero de derrumbes.

• Sellar zonas que causen pérdidas de circulación, aislar domos salinos, anhidrita ó problemas de tectónica de placas.

• Cubrir zonas de presiones anormales de lutitas, cubrir formaciones carbonatadas ó utilizar como tuberías de contingencia.

• Se recomienda que se cemente totalmente. Sin embargo, se cementa con un traslape.

Tubería Explotación

Funciones:

• Proteger el agujero de zonas de derrumbes, baja permeabilidad que puedan ocasionar pérdidas de circulación.

• Aislar el yacimiento de los fluidos indeseables.

• Instalar accesorios, BES y empacadores para la terminación del pozo.

• Se recomienda que se cemente totalmente cuando es un linner, y normalmente no se cementa hasta la superficie.

Conceptos sobre las propiedades de las

tuberías y normas del API que debe

considerar el usuario para su diseño.

TUBERIA DE REVESTIMIENTO ( casing ) Y DE PRODUCCIÒN ( tubing)

Definiciòn:

La tubería de revestimiento (revestidor ó casing) es

definido como una tubería de diámetro exterior en

rango de 4 1/2” (9.5 lb/pie) hasta 20” (133 lb/pie).

La tubería de producción (aparejo ó tubing) es

definido como una tubería de diámetro exterior en

rango de 4 1/2” (26.10 lb/pie) hasta 1.050” (1.14

lb/pie).

GRADO DE ACERO

Definiciòn

El API ha designado el grado de acero, el cual consiste

en una letra que fue seleccionada arbitrariamente

seguida por un número el cual representa el mínimo

esfuerzo a la cedencia del acero en miles de lb/pg2 ó

psi.

Ejemplo: Una tubería en grado de acero N-80, tiene un

esfuerzo a la cedencia de 80,000 lb/pg2

N-80 = 80,000 lb/pg2 ó 80,000 psi

Fuerzas Principales

La tensión de la tubería es la capacidad que tiene la tubería para resistir su propio peso cuando es introducida.

Durante el diseño de las tubería deberá considerarse un valor adicional de tensión, debido a que durante la introducción pueden presentarse eventos operativos tales como pegaduras, derrumbes, fricciones, etc.

El factor se seguridad a la tensión comúnmente utilizadoen la Industria Petrolera y Geotérmica es de 1.8 a 1.6

Fuerzas Principales

Tensión

Existen dos métodos para calcular la tensión de la

tubería

de revestimiento:

Método del factor de flotación.

Método de presión-área.

Fuerzas Principales

Compresiòn

La fuerza de compresión es generada por el empuje del fluido (lodo, cemento, etc.) sobre el área de la sección transversal de la tubería, cuando esta es bajada.

La fuerza de compresión desaparece después de que el cemento haya fraguado. Sin embargo, se han observado casos en que la tubería queda sometida a esfuerzos de compresión cuando las cementaciones son defectuosas.

Altos valores de compresión se presentan cuando la tubería de revestimiento es bajada en altas densidades del fluido de perforación.

Investigación del fenómeno del colapso

en

tuberías de revestimiento y producción

GENERAL

Los colapsos en tuberías de revestimiento y de

producción pueden derivar en la pérdida de un pozo.

Su estudio ha sido de gran interés para la industria

petrolera.

Actualmente se cuenta con tecnologías y sistemas que

permiten identificar los factores causales más

atribuibles a este fenómeno, con la finalidad de

desarrollar medidas preventivas que ahorren

importantes recursos económicos.

FACTORES CASUALES

Es común atribuir el fenómeno del colapso a una

supuesta calidad deficiente de las tuberías. Sin

embargo, estudios señalan un conjunto de factores

causales, tales como:

Desgaste de la tubería de revestimiento.

Desgaste por pandeo helicoidal.

Incremento de presión exterior por temperatura.

Depresionamientos inadecuados.

Cargas geostáticas por formaciones plásticas y

actividad tectónica.

Desgaste de la tubería de revestimiento

Este factor está asociado a la rotación de las

juntas de la sarta de perforación y a los viajes

que se efectúan.

La magnitud del desgaste en la tubería de

revestimiento esta relacionada por:

Mucho tiempo para perforar.

Altas severidades de la pata de perro.

Problemas de pegadura

Desgaste de la tubería de revestimiento

La reducción del espesor de la pared de la

tubería resulta en una reducción de las

propiedades mecánicas del tubo.

Desgastes severos en tuberías de revestimiento

han causado pérdidas de tiempo, operaciones

fallidas y pérdida de pozos, en la cual existen

muchos casos.

SARTA DE REVESTIMIENTOS MAS

COMUNES

COLGADORES DE LAINER

CEMENTACION DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTOS