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TECNOLOGIA DE PERFORACION

Tabla de Contenido

Sección 1 - Que es Construcción de Pozo?

Sección 2 - Diseño de Pozo

Sección 3 - Barrenas de Perforación

Sección 4 - Diseño de la Sarta de Perforación

Sección 5 - Fluidos de Perforación y Completación

Sección 6 - Limpieza de Pozo

Sección 7 - Diseño de Tubería de Revestimiento

Sección 8 - Cementación

Sección 9 - Perforación Direccional y Registro de inclinación y rumbo

Sección 10 - Evaluación de Formaciones

Sección 11 - Problemas de Perforación

Sección 12 - Avances de Tecnología de Perforación

Sección 13 - Equipo de Completación

Sección 14 - Perforación Técnica Limitada (TLD)

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SECCION 1 Que es Construcción de Pozo? Pág. 1 de 12

Sección 1 Qué es Construcción de Pozo?

Sección 1 1.0 Introducción 1.1 Evaluación Geológica 1.2 Perspectiva Geofísica 1.3 Pozos Exploratorios 1.4 Pozos de Evaluación 1.5 Pozos de Desarrollo 2.0 Otorgamiento de Licencias 3.0 Legislación 4.0 Organización de la Compañía Operadora 4.1 Exploración 4.2 Construcción de Pozo 4.3 Ingeniería Petrolera 4.3.1 Geología Petrolera 4.3.2 Petrofísica 4.3.3 Ingeniería de Reservorio 4.3.4 Tecnología de Producción 4.3.5 Operaciones 4.3.6 Actividad Económica 4.4 Servicios a Pozo 4.5 Producción ANEXO 1 Tipos de Evaluación Geofísica 1.0 Evaluación Magnética 2.0 Evaluaciones Gravitacionales 3.0 Evaluaciones Sísmicas 3.1 Método de Reflección Sísmica 3.2 Método de Refracción Sísmica 3.3 Interpretación de Resultados Sísmicos

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1.0 INTRODUCCION La evaluación y el desarrollo de los reservorios de petróleo y gas es un proceso complejo que requiere de la interacción de numerosas y distintas disciplinas. Construcción de Pozo juega una parte primordial en este proceso, ya que es responsable de construir el conducto desde el reservorio hasta la superficie. El proceso de exploración de petróleo y gas puede ser dividido en cierto número de operaciones sucesivas, cada una más costosa y más compleja que la anterior y cada una generando data de mayor calidad. En adición, y al final de cada operación la data es revisada y el proceso enmendado o finalizado, según se requiera. Los componentes principales son: • Evaluación Geológica • Perspectiva Geofísica • Exploración de Perforación • Evaluación de Perforación • Desarrollo de Perforación 1.1 Evaluación Geológica La data geológica conocida de una región, es revisada. Los Cuerpos Gubernamentales tienen un particular interés en la economía geológica de su territorio soberano y usualmente aplican leyes que mantienen una base de datos de toda la actividad geológica dentro del territorio. Esto significa que la data que fue determinada durante la exploración de un recurso mineral en particular, estará disponible para otros exploradores. Es obvio que regiones del mundo con fácil acceso, han sido explorados con mayor detalle. El objetivo es identificar el tipo de rocas en las cuales se pudiera haber acumulado petróleo y gas. Estas son rocas sedimentarias y la secuencia de aparición de las rocas pudiera estar relacionada a otras secuencias en las cuales gas y petróleo ya ha sido localizado. Desafortunadamente los patrones en deposición no son confiables, aun cuando los patrones en un área podrían ser similares a aquellos en los que se ha encontrado petróleo y gas, poca confianza puede ser depositada en que contengan la estructura correcta para atrapar petróleo y gas e igualmente, que realmente contengan petróleo y gas. En tierra, una evaluación geológica de características de superficie puede ser conducida para confirmar la prognosis geológica o para cubrir los detalles faltantes en evaluaciones existentes. Costa afuera esto puede hacerse con una perforación poco profunda. 1.2 Perspectiva Geofísica La perspectiva geofísica es la aplicación de los principios de la física al estudio de la geología de subsuelo. La perspectiva geofísica realza la información geológica ya conocida, sobre una formación. El objetivo es separar las rocas de basamento (aquellas que fueron formadas primero y sobre las cuales se habrán formado, subsecuentemente, las cuencas sedimentarias) de las rocas sedimentarias, ya que el petróleo y el gas se forman en este tipo de rocas. Los métodos geofísicos pueden ser utilizados para medir el grosor de los sedimentos y la forma de las estructuras dentro de los mismos. Las evaluaciones geofísicas pueden ser divididas en dos categorías principales: 1. Evaluaciones de reconocimiento para destacar posibles áreas de interés en donde existan sedimentos y la posibilidad de existencia de trampas estructurales.

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2. Evaluaciones detalladas para definir la localización de pozos, para probar estructuras específicas. Los métodos geofísicos comúnmente utilizados son: • Evaluaciones magnéticas, que miden las anomalías en el campo magnético de la tierra producido por las propiedades magnéticas de las rocas del subsuelo. • Evaluaciones de gravedad, que miden las anomalías en el campo gravitacional de la tierra, producido por la densidad de las rocas del subsuelo. • Evaluaciones de sísmica, que miden el tiempo que toman las ondas de sonido en viajar a través de las rocas del subsuelo. Las evaluaciones magnéticas y de gravedad son generalmente, métodos de reconocimiento. Las evaluaciones sísmicas son generalmente evaluaciones detalladas. La data no depurada de una evaluación sísmica es manipulada electrónicamente y producida como una sección sísmica. Esta es entonces interpretada para así determinar la profundidad y el tipo de rocas presentes en el subsuelo y las estructuras. Estas no contienen información del contenido del fluido de la roca.

Sesión Sísmica Típica

Información adicional sobre técnicas de evaluaciones geofísicas se encuentra anexa como referencia, al final de esta sección.

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1.3 Perforación Exploratoria de Pozo Basado en la interpretación de los estudios geológicos y geofísicos, se podría tomar la decisión de realizar una perforación exploratoria. La localización del pozo es planificada para cruzar las características identificadas por las evaluaciones geofísicas. Los cortes del pozo son analizados por un geólogo en la locación, para así construir un modelo geológico del área. Al perforar el pozo se corren registros eléctricos antes de que se haya colocado la tubería de revestimiento en el pozo. Estos registros miden la radiación natural y el potencial eléctrico de los sedimentos, así como la resistencia y el tiempo de viaje sónico. La corrida de los registros depende de la geología de cada sección del pozo; los sedimentos que contengan hidrocarburo son registrados con mayor detalle. La información geológica y la información de los registros es utilizada para determinar si existen zonas contenedoras de hidrocarburo. En caso de que existan, la naturaleza y cantidad de hidrocarburo, las propiedades de flujo y la presión de las zonas contenedoras de hidrocarburo deberán ser valuadas, así como la profundidad a la que existe, el grosor de la zona y la presencia de un acuífero. Evaluación de formación, es el término utilizado para cubrir esta actividad, no obstante las técnicas utilizadas varían notablemente. Rutinariamente se conduce una Multiprueba de Formación (RTF). Una herramienta es bajada al pozo y es posicionada contra un lado del agujero descubierto. Esta podrá medir la presión de los poros (la presión en los poros de la formación) a esta profundidad y tomar una muestra del fluido de formación. La herramienta es entonces liberada del lado del agujero descubierto y reposicionada para tomar otra lectura de presión. Las presiones y profundidades pueden ser correlacionadas para examinar la densidad del fluido (por lo tanto el tipo de fluido) y el perfil de la presión de los poros contenidos en la formación. Estos resultados identifican las zonas que contienen hidrocarburo, pero no la capacidad ni la permeabilidad de la formación. Esto se logra por medio de una prueba de producción con sarta de perforación (DST) (ya que la tubería de perforación es utilizada como conductor de fluido durante la prueba). Estas son pruebas muy sofisticadas que permiten que secciones de la formación fluyan como si estuvieran en producción. Durante la prueba, la presión en el fondo del pozo, los cambios de flujo en la superficie y la composición de los fluidos producidos, es medida. Esto indica el volumen de hidrocarburo en la zona bajo prueba y la capacidad de flujo o permeabilidad de la zona. Estas pruebas podrían durar entre 8 y 24 horas y la data (especialmente en pozos exploratorios) se maneja confidencialmente. Estas pruebas son muy costosas y si son aunadas al costo de perforación del pozo, representan una inversión importante. La data del pozo exploratorio (aun cuando este haya estado seco) son revisadas y se tomara o no la decisión de perforar pozos evaluatorios. 1.4 Perforación Evaluativa de Pozo El objetivo de la evaluación de perforación de pozo es el delinear los límites del reservorio. Por lo general, si una perforación exploratoria de pozo ha encontrado formaciones económicamente interesantes, una perforación evaluativa de pozo es realizada en sucesión, generalmente hacia el norte, sur, este y oeste de la locación, idealmente para cruzar los contactos entre el petróleo y el agua y el petróleo y el gas (en caso de que los mismos estén presentes). La localización exacta de los pozos no puede ser planificada (o no habría necesidad para realizar la evaluación) y la data de cada pozo es revisada y la localización del próximo pozo evaluativo será cambiada en concordancia. Los registros y pruebas (logging and testing) de los pozos evaluativos son básicamente del mismo formato que los de un pozo exploratorio. 1.5 Desarrollo de Perforación de Pozo

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En caso de que resultados de los pozos evaluatorios sean estimulantes, se comenzara un programa de desarrollo para el campo. Este programa especificara la cantidad y la localización de los pozos de desarrollo que serán perforados para cubrir todo el campo, para así permitir la producción e inyección desde o hacia las formaciones. Los pozos de desarrollo podrán, o no, incluir el pozo exploratorio y los pozos evaluativos. Al ser perforados los pozos, serán registrados y probados, la data que aumenta el modelo geológico de la formación y modificado el modelo de flujo del reservorio. El numero de pozos de desarrollo dicta el tamaño requerido de la plataforma y la cantidad de equipo adicional a ser utilizado (instalaciones de inyección de agua, etc.). Los estimados del tamaño del reservorio y el programa de desarrollo de perforación de pozo permiten la determinación del perfil de producción del campo. Esto es significativo desde el punto de vista de ingeniería, ya que establece el programa de trabajo envuelto en llevar el reservorio a producción y los trabajos remédiales o con equipos de reparación, esperados durante la vida del campo. También establece el programa financiero para el campo, ya que indica el flujo de caja asociado con la producción del campo. Aunando a los costos exploratorios, un estimado de la ganancia bruta del campo puede ser establecida y así como también, los requerimientos financieros (ya sea pedir prestado el dinero o producir ganancias para resarcir prestamos) durante la vida del campo. Como parte de esto, las reservas deben ser calculadas. Estas no son cifras establecidas, ya que la adquisición de data y la revalorización de las reservas esta relacionada con el gasto de perforación de los pozos de desarrollo y la data generada, según vaya produciendo el reservorio. 2.0 Otorgamiento de Licencias A fines de controlar las actividades de las compañías envueltas en la exploración y desarrollo de las reservas de petróleo y gas, las gobernaciones normalmente venderán o arrendaran los derechos para buscar hidrocarburos en su territorio soberano. Este acuerdo de otorgamiento de licencias, trabaja de muchas y diversas maneras, dependiendo del lugar en el mundo en donde la operación se esta realizando. 3.0 Legislación La legislación varia de país en país, de modo que siempre es prudente revisar las reglas y regulaciones aplicables al área en particular, en la que se esta trabajando. En adición, será necesario lidiar con cierto número de cuerpos gubernamentales. Como regla general siempre habrá un requisito para lo siguiente:

• Evaluación del Impacto Ambiental • Aprobación de la locación de un Equipo de perforación • Aprobación para Perforar un Pozo • Aprobación para Completar un Pozo • Aprobación para Abandonar definitiva o temporalmente un Pozo • Aspectos de Seguridad y Documentos de Inicio

4.0 Organización de la Compañía Operadora La interacción de la exploración, perforación, ingeniería petrolera y personal de producción dentro de una organización es un factor primordial en la transferencia eficiente de información y por lo tanto el entendimiento de un proyecto en específico. Cada compañía petrolera tiene su propia estructura organizacional y formas de llevar sus negocios. En algunos casos, los grupos anteriormente indicados, forman distintos departamentos dentro de la organización, y por tanto en otros, la estructura evoluciona desde un número limitado de

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departamentos y por lo tanto envolverá una combinación de grupos, así como exploración e ingeniería petrolera o servicios de pozo y producción. Una estructura típica incluye geología/geofísica, construcción de pozo, la cual incluye ingeniería de pozo y operaciones de perforación, ingeniería petrolera, servicios a pozo y producción que incluye operaciones de mantenimiento y planificación. Queda claro que el rango de disciplinas envueltas en ingeniería petrolera es bastante extenso y en muchas situaciones, este extenso rango de capacidades es utilizado para coordinar a través del lapso de tiempo de las fases de exploración, desarrollo y producción. 4.1Exploración El departamento de exploración será el responsable de identificar estructuras a considerar para el desarrollo y de proveer un mapa de subsuelo y modelado del reservorio en concordancia con el incremento de data que se hace disponible durante el programa de desarrollo. Los servicios del departamento de desarrollo serán requeridos nuevamente, para guiar la selección final de la localización de pozos en el plan de desarrollo, en conjunción con los ingenieros de reservorio, dentro de ingeniería petrolera, quienes valuaran el recobro de petróleo o gas de la estructura como una función de las localizaciones finales de pozo. 4.2 Construcción de Pozo El departamento de construcción de pozo es responsable de la segura y eficiente perforación del pozo para así definir objetivos y locaciones identificadas por ingeniería de exploración e ingeniería petrolera. Además son responsables de asegurar que todo el trabajo evaluativo es conducido de manera segura y en concordancia con los requerimientos de los otros departamentos. En este contexto, habrá generalmente, dos funciones específicas dentro de construcción de pozos: expertos en operaciones, que son responsables día a día por la supervisión y planificación de pozos individuales e ingeniería de pozo, que será responsable por la adaptación y desarrollo de nueva o mejorada tecnología, a ser incluida en los programas de perforación. 4.3 Ingeniería Petrolera Ingeniería Petrolera es una disciplina extensa que tiene una prolongada incisión en la evaluación y el desarrollo del reservorio. 4.3.1 Geología Petrolera Normalmente habrá especialistas geólogos dentro del departamento, quienes trabajaran de forma cercana con los petrofísicos y los ingenieros de reservorio, para asegurar que la localización de pozos individuales y el proceso de evaluación, sean manejados de una manera eficiente. Además serán responsables de producir la información necesaria para mejorar el modelo de reservorio desarrollado por la compañía. 4.3.2 Petrofísica Un petrofísico es responsable de recomendar los registros eléctricos que serán corridos en los agujeros descubiertos de pozos individuales y de los análisis de estos registros y además será responsable de producir información referente a la estructura del reservorio y a la composición del fluido. Esta función es por lo tanto crucial para asegurar que los pozos exploratorios y de desarrollo produzcan la información requerida para proveer detalles dentro del modelo estructural geológico. 4.3.3 Ingeniería de Reservorio La ingeniería de reservorio es una amplia disciplina y como tal los ingenieros de reservorio serán responsables de las siguientes áreas de tecnología: (1) Las propiedades y comportamiento de los fluidos del reservorio. (2) La respuesta de la roca del reservorio al proceso de producción. (3) Establecer la respuesta de un reservorio a un proceso de producción o depletación.

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(4) Identificar y recomendar las vías, por medio de las cuales la recolección del petróleo pueda ser realzada o mejorada, es decir, por medio de mantenimiento de presión o por medio de recolección realzada de petróleo. En términos generales, el ingeniero de reservorio es responsable de asegurar que la energía disponible en el reservorio y dentro de los fluidos, sea totalmente utilizada para así maximizar el potencial de recolección del reservorio. 4.3.4 Tecnología de Producción El técnico o ingeniero de producción, es responsable del agujero descubierto del pozo y del equipo de completación instalado en el mismo e igualmente de las consecuencias de producción en términos de los fluidos del reservorio, es decir, la tendencia de escala, cera o deposición de asfalteno. En el ciclo de evaluación y desarrollo de reservorio, los técnicos de producción se verán altamente envueltos en el diseño y selección de equipo que será instalado dentro del agujero descubierto del pozo, el cual deberá resistir las condiciones operativas y los fluidos, pero en términos extensos de desarrollo del reservorio, el técnico de producción estará encargado del mantenimiento de los pozos a su máxima eficiencia operativa, asegurando que la mayor recolección, sea alcanzada. Esto tal vez requiera de la implementación de equipos de reparación a fines de corregir problemas mecánicos o de reservorio lo cual podría resultar en una producción continua. 4.3.5 Operaciones El grupo de operaciones dentro de ingeniería petrolera provee el vinculo necesario entre los grupos operacionales dentro de construcción de pozo, quienes serán responsables de la perforación de los pozos exploratorios y de desarrollo y de la evaluación y de los especialistas técnicos dentro de ingeniería petrolera, para quienes el pozo es perforado para aportar la información necesaria para el modelado del reservorio. Debido a esto la sección de operaciones, requiere un conocimiento detallado del papel que juega construcción de pozos e igualmente de la variedad de disciplinas que comprende ingeniería petrolera, para así asegurarse de que pueden proveer la efectiva coordinación requerida. 4.3.6 Actividad Económica El papel que juega la actividad económica es fundamental para la evaluación, desarrollo y abandono de reservorios y pozos, Es visto como la vía por medio de la cual la información técnica puede ser transmitida a términos gerenciales para así permitir la toma de decisiones con respecto a la futura inversión o al abandono de proyectos. 4.4 Servicios a Pozo El papel que juega servicios a pozo, es el de especificar y preparar el equipo de completación para su instalación dentro del agujero descubierto del pozo y luego conducir trabajos remediales periódicos dentro del agujero descubierto del pozo para reemplazar componentes de funcionamiento defectuoso. 4.5 Producción El departamento de producción es responsable por la continua producción de fluidos proveniente del reservorio. Su responsabilidad es por lo tanto, monitorear y controlar la producción, de forma que se maximice la recolección de reservas del reservorio. La planificación de gastos de mesetas de producción, son frecuentemente basadas en modelos de reservorio generados por ingeniería de reservorio dentro de la sección de ingeniería petrolera y será implementada por el departamento de producción. Puesto que el departamento de producción es responsable de los pozos de desarrollo una vez que estos están en producción, es su responsabilidad el asegurar que los pozos sean mantenidos en su más alta capacidad operativa y como tal será responsable de coordinar todo el trabajo de mantenimiento requerido dentro de la plataforma y también en los pozos individuales.

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ANEXO 1 TIPOS DE EVALUACION GEOFISICA 1.0 Evaluaciones Magnéticas Las rocas ígneas y metamórficas del complejo de basamento son magnéticas en grados variables y crean anomalías en el campo magnético de la tierra. Las rocas sedimentarias son prácticamente no-magnéticas y las mediciones magnéticas en o sobre la superficie de una poza sedimentaria son, por lo tanto, separadas de la fuente de anomalía por el grosor de los sedimentos. Debido a que la magnitud de una anomalía es relacionada con la distancia a que se encuentra de su fuente, el método puede ser utilizado para deducir el grosor de los sedimentos sobrepuestos al basamento. Las evaluaciones magnéticas también podrían revelar as mayores tendencias teutónicas del basamento. Debido a que la lava fluye y los invasores ígneos usualmente tienen fuertes efectos magnéticos, su presencia en los sedimentos, puede ser detectada mediante este método. El campo magnético de la tierra es muy débil, variando de 60,000 gammas en una dirección vertical y en los polos magnéticos a aproximadamente la mitad de esta intensidad en una dirección horizontal, en el ecuador magnético. El campo magnético entre los polos de un pequeño magneto en forma de herradura, es aproximadamente 1000 veces la fuerza del campo magnético de la tierra. La magnitud de anomalías que son significantes en las exploraciones petroleras varía desde unos cuantos gamas hasta unos cuantos cientos de gamas. Las anomalías son medidas con medidores magnéticos suspendidos desde una aeronave, volando a una altitud específica a través de líneas de vuelo especificas, que podrían estar a una milla de distancia o hasta a 20 millas de distancia una de otra, dependiendo de la resolución de la evaluación. Los instrumentos podrían medir anomalías hasta unos cuantos cientos de gammas. Grabaciones continuas del campo magnético, son realizadas durante la evaluación, y lecturas desde un medidor magnético de fondo aseguran que no existan tormentas magnéticas, durante la evaluación. Los resultados son corregidos por variaciones en el campo magnético de la tierra y efectos del sol, por errores en el procedimiento de evaluación y por efectos regionales conocidos. Se construyen mapas con contornos para mostrar las anomalías. En circunstancias favorables, alguna indicación de la estructura de basamento, podría ser obtenida junto con la separación de efectos cercanos a la superficie y al basamento. 2.0 Evaluaciones Gravitacionales Las evaluaciones gravitacionales miden el efecto de las variaciones de densidad de las rocas del subsuelo en el campo gravitacional de la tierra. Las rocas de basamento, tienen, en general, una mayor densidad que los sedimentos sobrepuestos y en donde este sea el caso, son grabados valores gravitacionales anormalmente altos, cuando las rocas de basamento llegan a la superficie. Contrariamente, son grabados valores gravitacionales bajos, sobre depreciaciones en la superficie del basamento. Las evaluaciones gravitacionales pueden, por esto, ser utilizados para delinear el desarrollo sedimentario de la poza y mostrar tendencias estructurales en la misma. Las variaciones en la densidad también ocurren en las rocas sedimentarias y cuando las rocas más antiguas y densas son traídas cerca de la superficie en los núcleos de anticlinales y otras estructuras, valores gravitacionales anormalmente altos, son grabados.

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La densidad de la sal es usualmente menor que la que rodea las rocas circundantes y valores gravitacionales anormalmente bajos son frecuentemente asociados con estructuras de sal como por ejemplo, cúpulas de sal. El campo de gravedad de la tierra varía desde 983.221 gals en los polos, a 978.048 gals en el ecuador. Como anomalías en el orden de 0.001 gal pueden ser significativas en la exploración de petróleo, la unidad de medida de gravedad es el miligal. Los medidores de gravedad son instrumentos sensitivos que pueden medir cambios de gravedad de 0.01 miligal, es decir, una parte en un millón del campo gravitacional de la tierra. La altura del instrumento debe ser conocida para cada lectura, al igual que el procedimiento en consumo de tiempo en terreno escabroso. Los evaluadores de barco guardan el instrumento en una plataforma giroscopicamente estabilizada, para así minimizar el movimiento del barco. La evaluación es conducida a través de un número específico de recorridos, espaciados desde 0.5 hasta 1 milla. Las lecturas son corregidas por latitud, topografía y variaciones diurnas y son ploteados en un mapa delineado para mostrar las variaciones en el campo magnético. La interpretación de las anomalías depende del conocimiento de las formas de las estructuras del subsuelo. Esta información es desconocida durante la exploración y por lo tanto la data de la evaluación de gravedad es usualmente utilizada para proveer guías para exploraciones geofísicas adicionales o futuras. 3.0 Evaluaciones Sísmicas El estudio de la forma y acontecimiento de ondas de terremoto grabadas por sismógrafos han sido la fuente principal de conocimiento de la constitución del interior de la tierra. Utilizando un tipo especial de sismógrafo o geofono, las evaluaciones sísmicas exploran la estructura geológica en la sección sedimentaria de la tierra, grabando los movimientos del fondo de la tierra producidas por explosiones creadas por el hombre. Las ondas creadas por las explosiones son reflejadas de regreso a la superficie de la tierra por medio de discontinuidades elásticas que ocurren en cambios de los tipos de rocas, en los sedimentos. Las evaluaciones sísmicas son divididas en dos categorías dependiendo del camino tomado por las ondas en los sedimentos entre la explosión y los geofonos. Estas son denominadas los métodos de "reflección" y "refracción". Las evaluaciones sísmicas proveen información más detallada sobre la forma y profundidad de las estructuras del subsuelo, que cualquiera de los otros métodos geofísicos. Estos son los métodos más frecuentemente utilizados en la exploración de petróleo y gas. Ambos métodos sísmicos miden el tiempo tomado por las ondas para viajar desde la explosión o punto de disparo, hasta los geofonos. Los tiempos raramente son mayores a 6 segundos y son medidos a miles por segundo. La información es grabada en cinta magnética en el campo y las cintas son subsecuentemente procesadas en un centro de procesamiento de datos. 3.1 Método de Reflección Sísmica La evaluación reflectiva es en principio similar al proceso de “sonido-eco” (echo sounding) en el mar, en donde una señal acústica es transmitida desde un barco y reflejada por el fondo del mar, de regreso a la superficie. El tiempo tomado por la señal para regresar a la superficie es convertido a la profundidad del mar de la velocidad conocida de la señal en el agua. Los horizontes reflectivos en evaluaciones sísmicas ocurren al haber cambios en las circunstancias de las formaciones geológicas y estas usualmente no están tan bien definidas como el fondo del mar.

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Igual y generalmente existen muchos cambios de formación dentro de la sección sedimentaria, de modo que un record de reflección sísmica podría contener varias reflexiones, siendo por lo tanto mas complicado que un record de sonido-eco. La energía reflejada es grabada por grupos de geofonos colocados en el fondo en espacios de intervalos iguales (a 50 o 100 metros de distancia) a través de la línea. El numero de grupos utilizados para grabar cada disparo debe ser de 24, 48 o tan alto como 96 y por lo tanto el largo de expansión con 50m de espaciado entre grupo de geofonos varia desde 1200m hasta 4800m. Los movimientos de fondo resultantes de la energía liberada por el disparo causa que los geofonos generen pequeños impulsos eléctricos, que son llevados por cable a una estación de grabación convenientemente localizada, en donde los impulsos de cada uno de los grupos son amplificados y grabados de forma digital en una cinta magnética. Un monitor de grabación en papel fotográfico, también es utilizado a fines de revisar que una grabación satisfactoria sea tomada. El punto de disparo puede ser localizado ya sea en el centro o de un lado de la expansión. Los geofonos graban todos los movimientos del fondo y un grabado de fondo es complicado por los efectos de movimientos extraños de fuentes naturales y hechas por el hombre y por el disparo en si. Estos movimientos, que son llamados "ruido", tienden a obscurecer la energía reflejada. Las técnicas de campo están diseñadas para minimizar el ruido en la grabación y resaltar las reflexiones. El ruido que afecta una grabación de reflección puede ser reducido variando el numero y el espacio de los geofonos de un grupo, empleando una patente de agujeros de disparos en vez de uno solo y por medio del uso de filtros eléctricos en los amplificadores. Sin embargo, la mayor mejora de señal en proporción al ruido es obtenida por el uso de cobertura múltiple de disparar al "punto común de profundidad" (CDP), como es comúnmente denominado. Esta técnica es ahora utilizada en evaluaciones de reflección, casi a nivel universal. En esta técnica el punto de disparo y las estaciones de geofonos, son movidos a lo largo de la línea entre disparos y por lo tanto múltiples registros son obtenidos, correspondiendo los mismos a reflexiones de los mismos puntos del subsuelo, i.e., CDP's. El número de estaciones por medio de las cuales la fuente y las estaciones de geofonos son movidas a lo largo de la línea entre disparos, determina la multiplicidad de cobertura. Los registros correspondientes a cada punto común de profundidad son adicionados unos a otros durante el proceso de la data, para así resaltar las reflexiones y dejar por fuera los ruidos fortuitos. A pesar de que el método de reflección sísmica puede ser utilizado para ambos, evaluaciones de marinas y de tierra, los diferentes problemas asociados a ellos, requieren diferentes técnicas operacionales. En tierra, la fuente de energía es normalmente una pequeña carga explosiva detonada en un agujero perforado a poca profundidad, pero fuentes de disminución de peso y placas vibratorias, también pueden ser encontradas. Estas tienen mucho menos energía que una carga de dinamita, pero la adición de señales provenientes de las repetidas caídas o vibraciones, mejora la señal en proporción al ruido, para compensar por ello. El cable del geofono esta conectado por secciones de modo que se pueda utilizar la técnica de “rodar a lo largo” ("roll along"), en la cual la ultima sección de registro puede ser movida al frente y de esta manera mover la expansión a lo largo de la línea. El método de reflección sísmica ha sido adaptado, con mucho éxito, a la exploración en áreas marinas. Las operaciones de registro y disparo pueden ser conducidas desde un solo barco, el cual guarda los instrumentos de registro y remolca un cable neutral flotante que contiene los geofonos.

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En los trabajos en el mar, las fuentes de energía utilizadas son, por lo general, fuentes de no-dinamita, tales como aire comprimido o gases que explotan bajo agua o una descarga eléctrica que explota bajo agua. Estas fuentes son remolcadas en la parte trasera del barco a una profundidad adecuada, debajo de la superficie del mar. Bajo condiciones climáticas favorables, las evaluaciones pueden llevarse a cabo con mayor velocidad en el mar que en tierra, debido a que la perforación de agujeros de disparo es eliminada y la expansión de geofonos se mueve continuamente a lo largo de la línea. Como en todas las evaluaciones geofísicas, el posicionamiento exacto de la instalación es una parte importante e integral de la operación, y en el mar, uno de los soportes del radio de navegación, así como lo es el sistema Decca, es generalmente utilizado en conjunción con el sistema de navegación satelital. La data sísmica es registrada en forma de cinta magnética y el procesamiento de la data es realizada por medio de computadores. Todos los procesos estandarizados que son aplicados a los registros de reflección antes de la interpretación de los resultados, pueden ser manejados por medio de computadores. Los resultados son presentados como sesiones sísmicas por medio de los sedimentos y operadores especializados pueden entonces, interpretar esto para determinar las estructuras. 3.2 Método de Refracción Sísmica Una porción de la energía sísmica de un disparo es refractada a las discontinuidades elásticas que ocurren dentro y en la base de la sección sedimentaria. Cuando la formación bajo una discontinuidad tiene una velocidad de onda mayor a las formaciones superpuestas, las ondas son refractadas a lo largo de la formación de mayor velocidad y proporcionan aumento a las ondas que regresan a la superficie de la tierra. Las ondas son detectadas en la superficie por geofonos y registradas con equipo similar al utilizado para evaluaciones reflectivas. La distancia entre el disparo y el regreso de las ondas a la superficie, depende de la profundidad de la formación refractaria. Cuando la sección refractaria contiene un número de formaciones refractarias a velocidad que va en incremento a profundidades mayores sucesivas, las ondas de cada formación son registradas en curva, a medida que se incrementa la distancia desde el disparo. Al seleccionar el disparo apropiado para la distancia de expansión del geofono y moviendo ambos, el disparo y la expansión a lo largo de la línea, se obtiene continua cobertura del subsuelo del horizonte refractario. La profundidad y forma puede ser calculada desde el tiempo de viaje registrado, a lo largo de la línea. Una expansión de refracción es colocada en línea con el punto de disparo, con los geofonos espaciados a igual distancia, a lo largo de la expansión. La distancia entre las estaciones de geofonos es generalmente de 1000 pies y una expansión de 24 geofonos cubre una distancia cercana a las 5 millas. Las observaciones refractarias se realizan a distancias de 15 millas o más cuando una formación profunda esta presente en el mapa y a esta distancia un máximo de 3 toneladas de explosivo serán requeridas, para dar la refracción apropiada. 3.3 Interpretación de Resultados Sísmicos El objetivo de la evaluación sísmica es la localización y detallado de trampas estructurales en las cuales se podría haber acumulado el petróleo. El programa inicial de líneas sísmicas depende del conocimiento existente del área y podría variar desde líneas de reconocimiento bastamente espaciadas sobre un territorio desconocido o no-explorado, hasta una evaluación detallada para asistir en la locasión de pozos de desarrollo. Es usual el agregar líneas al programa, ya sea mientras se produce el trabajo o como seguimiento de los resultados de la primera evaluación.

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En el caso de evaluaciones sísmicas marinas, esto se hace a posteriori, ya que el trabajo de campo es muchas veces concluido varias semanas antes de que los resultados puedan ser procesados e interpretados. Una vez que los registros de campo han sido procesados, los tiempos de viaje a las formaciones reflectarias o refractarias son ploteadas en mapas y los contornos son dibujados a través de valores de tiempos iguales. Un mapa adicional es dibujado, para cada formación. Los mapas de contorno-tiempo o isócrono, muestran todas las características, pero los mapas de contorno-profundidad, son más convenientes para los propósitos de la exploración. Debido a que las velocidades que deben ser utilizadas en la conversión de tiempo a profundidad, los mapas pueden variar de 4000 pies por segundo, para sedimentos no-consolidados cercanos a la superficie, a 6000 - 13000 pies por segundo para areniscas y conchas y a 1400 – 20000 pies por secundo para piedras calizas; es esencial el determinar la velocidad apropiada para cada área. También es esencial el reconocer cualquier cambio significativo de variaciones de velocidad en el área, debido a que estas podrían causar un cambio apreciable en la forma de los contornos al ser convertidos a profundidad. El método directo para medir velocidades de ondas sísmicas en la sección sedimentaria es bajar un geofono adentro del pozo y medir los tiempos de viaje de disparos cercanos a la superficie a varias profundidades dentro del pozo, sin embargo, la información de velocidad es frecuentemente requerida antes de perforar el primer pozo y puede ser obtenida de un análisis estadístico de la data de reflección. El desarrollo de los métodos de disparo del punto común de profundidad, ha incrementado la cantidad de data disponible para análisis de velocidad. La velocidad registrada en líneas de refracción, son otra fuente de información. Cuando un pozo ha sido perforado, se podría correr un registro de velocidad continuo, dentro del pozo. El registro es grabado por un instrumento que mide e integra tiempos de viaje sobre porciones cortas del pozo. La exactitud de la integración es revisada a profundidades elegidas por comparación con los tiempos de viaje medidos directamente por un geofono. La selección de los tiempos para los diferentes horizontes reflectivos a ser llevados a mapas en una sesión sísmica y el procesamiento de los mapas (contornear) puede ser hecha por medio de computadores, para así permitir la conversión del tiempo de viaje a la profundidad, y como resultado permitir la producción de “mapas isopach”.

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SECCION 2 Diseño de Pozo Pág. 1 de 13

SECCION 2 DISEÑO DEL POZO Contenido 1.0 Términos Generales 2.0 Diseño Preliminar de Pozo

2.1 Emitir la Base Preliminar del Diseño 2.2 Base del Diseño Revisado, Desafiado, Modificado, Acordado 2.3 Opciones de Diseño Generadas y Costeados 2.4 Diseño de Pozo Revisado, Opción Preferible Identificada 2.5 Decisión para Proceder 2.6 Obtención Iniciada

2.6.1 Contratos 2.6.2 Materiales

2.7 Pozo Colocado en lista de espera para Equipo de Perforación 3.0 Diseño Detallado de Pozo

3.1 Iniciar Evaluación de Locasión 3.2 Preparar el Diseño Detallado de Pozo 3.3 Preparar y Emitir AFE 3.4 Realizar el Análisis de Riesgo 3.5 Revisión de Diseño en Grupo 3.6 Aprobación de Diseño 3.7 Preparar Planes de Contingencia 3.8 Confirmar Contratos y Materiales

4.0 Preparar Programa de Pozo 4.1 Preparar Avalúo de Impacto Ambiental 4.2 Preparar Plan de Respuesta a Emergencia 4.3 Preparar Documentos de Inicio 4.4 Preparar Plan de HS&E 4.5 Preparar Programa de Perforación 4.6 Preparar Documentación de Consentimiento 4.7 Perforar el Pozo en Papel

5.0 Ejecutar el Programa de Pozo 6.0 Analizar y Mejorar el Desempeño

1. ANEXO 1 2. Pozo Modelo / Formato de Programa de Perforación

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1.0 TERMINOS GENERALES El proceso de Construcción de Pozo puede ser dividido en 5 fases secuénciales de trabajo, como sigue: 1. Diseño Preliminar de Pozo 2. Diseño Detallado de Pozo 3. Preparar Programa de Perforación 4. Ejecutar el Programa de Perforación 5. Analizar y Mejorar el Desempeño Diseño de Pozo se enfoca primordialmente en el diseño preliminar y detallado del pozo y en la preparación del programa de perforación. 2.0 DISEÑO PRELIMINAR DE POZO El diseño preliminar de pozo es esencialmente una etapa de estudio del proceso de diseño de pozo. Los pasos más importantes se muestran a continuación:

Leyenda (de izquierda a derecha y de arriba hacia abajo):

• Emitir base preliminar del diseño • Base del Diseño Revisado, Desafiado, Modificado, Acordado • Opciones de Diseño Generadas y Costeados • Diseño de Pozo Revisado, Opción Preferible Identificada • Decisión para Proceder • Obtención Iniciada • Pozo colocado en lista de espera para equipo de perforación • Proceder al diseño detallado de pozo

2.1 Emitir la Base Preliminar del Diseño Una vez que los estudios geológicos y geofísicos han identificado una locasión potencial para un pozo, el grupo de subsuelo creara una base de diseño. Esta es la información que será entregada al grupo de Construcción de Pozos, generando las bases del diseño de pozo. La Base del Diseño provee, generalmente, información sobre lo siguiente: • Nombre y Número de Pozo • Objetivos del Pozo • Profundidad Total • Localización en Superficie • Profundidad del Agua • Localización del Objetivo

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• Tolerancia y Tamaño del Objetivo • Coacciones del Objetivo • Prognosis Geológica • Sección Sísmica • Hidrocarburos Esperados • Presiones de Poros Anticipada • Perfil de La Temperatura Anticipada • Pozos Desalineados • Riesgos Geológicos (gas poco profundo, imperfecciones, H2S, CO2, restricciones de líneas de paso, líneas de flujo, etc.) • Coacciones Adicionales (perforación realizada antes de cierta fecha, etc.). • Programa de Evaluación (detalles y justificación de registros eléctricos, toma de núcleo y muestreo. 2.2 Base del Diseño Revisado, Desafiado, Modificado, Acordado La Base del Diseño será revisada en una reunión a ser llevada realizada entre Construcción de Pozos y los grupos de subsuelo relevantes. La finalidad de esta reunión es la de asegurar un entendimiento común de las metas y objetivos del pozo y como serán alcanzados. En caso de ser necesario, ciertos aspectos de la Base de Diseño serán desafiados y serán modificados según sea necesario. Esto normalmente se relaciona con el programa de evaluación y el criterio relativo al tamaño y tolerancia del objetivo. Una vez que alguna modificación es realizada, representantes del grupo de subsuelo y de construcción de pozo firman la Base del Diseño. 2.3 Opciones de Diseño Generados y Costeados El Ingeniero de Perforación tomara la Base de Diseño firmada y generara un número de opciones de diseño. Como un primer paso el Ingeniero de Perforación revisará toda la data de correlación y regional disponible. La data de correlación revisada normalmente incluye: • Planos de Presión de Poros y Fracturas • Curvas de Tiempo de Profundidad • Reportes Diarios de Perforación • Reportes Diarios de Lodo • Reportes Finales de Pozo • Registros de Lodo • Registros de Barrena • Reportes de Tubería de Revestimiento y Cementación • Registros de Evaluaciones Esto le dará al Ingeniero de Perforación una idea de como fueron perforados pozos anteriores, cuales problemas fueron experimentados, cual programa de tubería de revestimiento fue utilizado, que tipo de lodo y pesos fueron utilizados, cualquier problema direccional experimentado, cuanto tomo el pozo en ser perforado, etc. Toda la data de correlación es normalmente compilada en un Paquete de Data de Correlación para futuras referencias.

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El Ingeniero de Perforación tomara la data de correlación y la Base del Diseño y creara una seria de diferentes opciones de diseño. Esto normalmente envuelve una cantidad de diferentes esquemas de tubería de revestimiento o variaciones en la trayectoria de pozo. La selección de profundidades de asentamiento de la tubería de revestimiento, será discutida con mayor detalle en la sección de Diseño de Tubería de Revestimiento. Para cada opción, el Ingeniero de Perforación generara la siguiente información: • Trayectoria Provisional • Esquema de Tubería de Revestimiento • Programa Provisional de Lodos, incluyendo tipos de lodo y pesos • Programa Provisional de Cemento, incluyendo topes de cemento y tipos de lechada de cementación • Establecimiento de Torque y Arrastre • Presupuesto de Tiempo Estimado • Presupuesto de Costo Estimado • Establecimiento de Riesgos 2.4 Diseño de Pozo Revisado, Opción Preferible Identificada El Ingeniero de Perforación presentara las diferentes opciones de diseños de pozo en la reunión de grupo. Presentes en esta reunión, estará el grupo de subsuelo y varios miembros del grupo de Construcción de Pozo. La finalidad de esta reunión es la de asegurar que todos los requisitos de la base de diseño han sido cumplidos por las diferentes opciones de diseño, que han sido identificados todos los riesgos y para acordar una opción preferible para así proseguir al diseño detallado. En caso de que sea presentado un diseño radicalmente nuevo, entonces se podría requerir de trabajo adicional de estudio para comprobar un aspecto particular del diseño o para eliminar o reducir un riesgo en particular, es decir, eliminación de una sarta de tubería de revestimiento, utilizando un arreglo de superficie desde una semi-sumergible, utilizando tamaños de agujeros “inusuales”, nuevos sistemas de lodos, etc. 2.5 Decisión para Proceder Una vez que la opción preferible has sido identificada, el grupo de subsuelo introduce el presupuesto de costo estimado en un modelo económico para determinar si el pozo cumple el criterio económico presentado por la compañía operativa. También es muy probable que y en este punto, se sostengan una serie de discusiones con los otros socios del pozo para confirmar su aceptación del diseño de pozo y de la actividad económica propuesta. 2.6 Obtención Iniciada Una vez que la decisión para proceder has sido recibida. El departamento de Construcción de Pozo inicia el proceso de obtención. La obtención puede ser dividida en dos áreas principales

• Contratos • Materiales

2.6.1 Contratos Los contratos son requeridos para cubrir todos los servicios necesarios para perforar un pozo. Los contratos típicos requieren cubrir lo siguiente:

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• Evaluación de Locasión • Equipo de Perforación • Movimiento del Equipo de Perforación • Registros de Lodo • Registros eléctricos • Perforación Direccional y Evaluación • ROV • Helicópteros • Botes de Abastecimiento • Instalaciones para la Base de Abastecimiento • Herramientas de Perforación (Martillos, Aceleradores, etc.) • Herramientas de Pesca • Cementación • Fluidos de Perforación El como los contratos son repartidos y otorgados depende de las practicas particulares de la compañía operadora en particular y de cualquier legislación aplicable. Por ejemplo en la Unión Europea (UE), todos los contratos deben ser precalificados en concordancia a un grupo específico de reglas. 2.6.1.1 Estrategias de Contratos Los contratos típicos que son utilizados para equipos de perforación, incluyen lo siguiente: • Día-Trabajo Perforado • Incentivo basado en día-trabajo perforado • Monto Global • Longitud en pies • Perforación limitada “Llave en Mano” (Turnkey) • Gerenciamiento de Proyectos Integrados Cada uno de los anteriores tiene varios meritos, como se muestra a continuación. El tipo de contrato que sea otorgado depende de la preferencia y capacidad de cada operador. Día-Trabajo Perforado • Arreglo convencional operativo • La operadora asume TODO el riesgo de perforación del pozo • El Contratista de Perforación y otros Subcontratistas proveedores de servicio, serán compensados por el trabajo realizado día a día. • Todos los consumibles cargados a la cuenta del operador • Debe quedar bien definido Incentivo Basado en DIA-Trabajo Perforado • Riesgo compartido por la Operadora y los Contratistas • Se establecen las medidas métricas básicas • Desempeño medido contra la curva de perforación pronosticada • En caso de que el pozo sea perforado antes del tiempo establecido, un bono “proporcional” es adjudicado. • En caso de que el pozo tarde mas de lo pronosticado, una penalidad es aplicada a las compensaciones del contratista. • Los bonos y penalizaciones usualmente tienen un tope. Precio de Monto Global Día-Trabajo de Perforación. • Una operadora con recursos limitados depende de otra operadora o contratista para abastecer la mayoría de los servicios y materiales requeridos. • La compañía de servicios es compensada en base a un monto global diario y será reembolsada por los consumibles.

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• Realizable para operadoras pequeñas-presupuesto limitado. • Generalmente, la estrategia de contratos menos común. Perforación de longitud en pies • Tiende a aplicar sobre ciertas secciones del pozo. • Si es correctamente aplicado será una situación de ganancia para ambos, la operadora y el contratista de perforación. • Necesita ser evaluado completamente • La operadora pierde cierto control – necesita ser evaluado. • Mayormente aplicable en pozos largos con secciones de huecos largos. Perforación Limitada “Llave en Mano” (Turnkey) • Acuerdo de riesgo compartido entre el operador y el contratista de “llave en mano” • La Operadora provee algunos servicios de terceras partes. • La Operadora provee las tuberías requeridas y otros objetos tangibles • El contratista de “llave en mano” provee el equipo de perforación y realiza las labores acordadas basadas en un monto global. • Puede ser bueno en donde se planifican pozos esporádicos-la operadora no necesita contratar mas gente de la necesaria. • Buenos para locaciones remotas o locaciones lejanas (contratista de “llave en mano” = tiene mas conocimiento a nivel local). Gerenciamiento de Proyectos Integrados • Usualmente incluye una gran compañía de servicios integrados. • La compañía de servicios es un participante primordial en la planificación e ingeniería del pozo. • La operadora confía on el contratista de servicios para determinar los requisitos de material y los requisitos de servicio y provee los mismos. • La compañía de servicios integrados es usualmente compensada con un monto global diario más cargos operacionales. • Esta estrategia permite a la operadora el delegar al contratista de servicios las responsabilidades del día a día de las operaciones de pozo y la planificación de logística. • El proveedor de servicios integrados puede contratar servicios de terceros. 2.6.2 Materiales Materiales normalmente cubre los siguientes tipos de equipo. • Tubería de Revestimiento • Tubería • Cabezal de Pozo • Arbolito • Lodo de Perforación • Cemento y Aditivos • Accesorios de la Tubería de Revestimiento • Barrenas de Perforación 2.7 Pozo colocado en lista para Equipo de Perforación Una vez que la decisión para proceder ha sido recibida, un día preferencial de inicio es determinado en base al tiempo necesario para completar el diseño detallado de pozo, el tiempo de ventaja necesario para la obtención de materiales, coacciones identificadas en la base del diseño o cualquier coacción que pueda existir, es decir, temporada de monzones, espera por razones de climáticas, etc., y el pozo es colocado en la lista para equipos de perforación. 3.0 DISEÑO DETALLADO DE POZO Los pasos más importantes envueltos en el diseño detallado de pozo, se muestran a continuación:

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Leyenda (de izquierda a derecha y de arriba abajo) • Iniciar Evaluación de Locasión • Preparar el Diseño Detallado de Pozo • Preparar y Emitir AFE para aprobación • Realizar el Análisis de Riesgo/Identificación de riesgo • Revisión de Diseño • Aprobación de Diseño • Preparar Plan de Contingencia • Confirmar Contratos y Materiales

3.1 Iniciar Evaluación de la Locasión En caso de que una evaluación de locasión no haya sido realizada, entonces esta será iniciada. Para locasiones costa afuera la evaluación de locasión es utilizada para determinar la siguiente información: • Profundidad del agua • Condiciones del Fondo del Mar (localización de escombros, evaluar el agarre del ancla, etc.) Iniciar evaluación de locasión – Preparar detallado • Geología poco profunda • Presencia de gas poco profundo • Fuerza de la tierra (penetración de las patas de la plataforma auto-elevable y capacidad del conductor de carga). Adicionalmente y en caso de ser necesario, también se cotejara información ambiental sobre el viento, oleaje y corriente y será establecido su impacto en el diseño de pozo. Para locaciones en tierra firme la evaluación de locasión es utilizada para determinar la siguiente información: • Localización de la locasión • Vías de acceso terrestre • Preparación de la locasión • Geología poco profunda • Presencia de gas poco profundo • Riesgos locales (inundaciones, deslizamientos de lodo, etc.). • Impactos ambientales En este punto y para todas las locasiones los requisitos de soporte son evaluados y se establecerá cualquier impacto en el diseño de pozo. Las áreas típicamente evaluadas son las siguientes:

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• Transportación del personal y suministros a la locasión. • Respuesta de emergencia • Instalaciones medicas • Infraestructura local 3.2 Preparar Diseño Detallado de Pozo El diseño detallado de pozo envuelve el tomar el diseño preliminar de pozo y desarrollarlo mas allá, hasta el punto en el cual el programa de perforación pueda ser preparado. El diseño detallado de pozo incluye, pero no esta limitado a, un estudio detallado de ingeniería y diseño de las siguientes áreas del pozo: • Perfiles de presión de poros y fracturas • Perfiles de temperatura (pozos HPHT) • Diseño de la tubería de revestimiento • Corrida de Tubería de Revestimiento y Accesorios • Fluidos de perforación • Hidráulica y Limpieza de Pozo • Diseño de cementación • Trayectoria y evaluación • Torque y arrastre • Diseño de tubería de perforación • Abandono/Depletación del Pozo • Diseño de Completación • Costo y Duración del Pozo • Planificación de Contingencia Obviamente el tiempo utilizado en cada área va en función de la complejidad del pozo que se esta planificando. Debido a que cierta cantidad de estos puntos están interrelacionados, es esencial que sea utilizado un sistema de control de cambio, para así asegurar que el efecto de cambiar los parámetros es llevado a través de todo el diseño. 3.3 Preparar y Emitir AFE Una Autorización de Gastos (AFE) es requerida para cualquier operación de construcción de pozo. El AFE requiere ser firmado por todas los asociados del pozo (y en algunos países requiere ser aprobado por el gobierno, antes de que el pozo sea iniciado (sputted). El AFE provee un estimado de la duración y costo del pozo, junto con un corte detallado de los componentes que dan como resultado el costo total. La duración del pozo es un estimado de cuanto tiempo se tomara en perforar y completar el pozo. Los tiempos son normalmente basados en tiempos de pozo históricos y muchas veces con tiempo de contingencia adicional para el clima. El costo es una combinación de los siguientes tipos de costo: • Servicios •Equipo de Perforación • Ingeniería de Lodos • Cementación • Perforación Direccional • Pesca

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• Registros Eléctricos • Herramientas rentadas • Etc. • Consumibles • Lodo • Cemento y Aditivos • Tubería de revestimiento y tubería de producción • Cabezal de pozo y arbolito • Barrenas y optimizadotes hidráulicos • Combustible • Logística • Helicópteros • Barcos de abastecimiento • Transporte • Base de abastecimiento • Telecomunicaciones y tecnología de informática • Soporte • Supervisión • Planificación de pozo • Gerencia de la Operadora 3.4 Realizar el Análisis de Riesgo El establecimiento de riesgo realizado como parte del diseño preliminar de pozo es revisado y actualizado, según se requiera, basado en el diseño detallado. Cualquier riesgo adicional identificado es registrado y resguardos apropiados son desarrollados. Se realizara un avaluó de riesgo y se documentara cualquier alto riesgo o actividades de altas consecuencias. Técnicas cuantitativas podrán ser aplicadas según sea apropiado. El avalúo final de riesgo y cualquier análisis de contingencias es normalmente revisado y aprobado por la alta gerencia de construcción de pozo. El propósito de realizar un avalúo de riesgo y un análisis de contingencias, es como sigue:

• Para asegurar que todos los peligros de construcción de pozos y sus efectos en el personal, el medio ambiente y la propiedad han sido identificados y evaluados.

• Para asegurar que hay resguardos apropiados en acción para reducir riesgos, hasta los más bajos, así como razonablemente prácticos (ALARP).

3.5 Revisión de Diseño en Grupo El diseño detallado es normalmente objeto de una serie de revisiones de grupo a varios niveles, dependiendo de la complejidad del pozo y tendrá que ser, invariablemente, firmado a nivel de la alta gerencia. Hoy en día se ha vuelto bastante común que el personal del equipo de perforación se encuentre envuelto en algunas de estas revisiones de grupo. (Ver mas adelante, sección “Limite Técnico”) 3.6 Aprobación de Diseño Una vez que cualquier acción evolucionada por las revisiones de grupo ha sido cerrada, el diseño final de pozo será aprobado y firmado. 3.7 Preparar Planes de Contingencia

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La planificación de contingencia, basadas en escenarios de “que pasaría si…” es realizada para asegurar que: • Exista suficiente material y equipo disponible • Los procedimientos son desarrollados para mitigar la posibilidad de que ocurra una contingencia (un alto numero de opciones de contingencia son desarrollados a partir del avalúo de riesgo). • Los procedimientos son desarrollados de forma que el personal sepa que hacer en caso de una emergencia. • El diseño de pozo es suficientemente robusto para enfrentar repentinos cambios de planes. Escenarios típicos revisados de “que pasaría si…”, son como sigue: • Evento de Control de Pozos • Se atasca la tubería • La tubería de revestimiento no corre hasta el fondo • El ángulo es excesivo • El objetivo será fallado • La presión de poros es más alta que la predicha • Ocurren pérdidas • Ocurre inestabilidad del hueco • La geología no viene como fue pronosticada El propósito de la planificación de contingencia es la de asegurar que eventos impredecibles no resulten en una respuesta pobremente planificada, que resulte en lesiones al personal o daños ambientales o al equipo. 3.8 Confirmar Contratos y Materiales El ingeniero de perforación asegura que todos los contratos estén en su lugar para todos los servicios requeridos y que la obtención de materiales este siendo realizada en concordancia a las especificaciones finales del diseño. 4.0 Preparar Programa de Pozo Los pasos más importantes envueltos en la preparación del programa de pozo, son los siguientes:

Leyenda (de izquierda a derecha y de arriba abajo):

• Preparar Avalúo de Impacto Ambiental • Preparar Plan de Respuesta a Emergencia • Preparar Documentos de Inicio/Revisión de Paquete de Seguridad • Preparar Plan de HS&E • Preparar Plan de Perforación

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• Preparar Documentación de Consentimiento • Perforar el Pozo en Papel

4.1 Preparar Avalúo de Impacto Ambiental Los avalúos de impacto ambiental son, hoy en día, requeridos para la mayoría de las operaciones a nivel mundial. Una vez finalizados, los avalúos son sometidos a la aprobación de cuerpos gubernamentales, lo cual en algunos casos podría tomar meses, especialmente si el pozo será perforado en un área ambientalmente sensitivo. Esta actividad es muchas veces realizada en paralelo a la fase de diseño detallado de pozo. 4.2 Preparar Plan de Respuesta a Emergencia Un plan de respuesta a emergencia es requerido para crear una relación entre la respuesta a emergencia y el plan de contingencia de derrame de petróleo de los contratistas de perforación y las operadoras. 4.3 Preparar Documentos de Inicio Un documento de inicio o revisión de paquete de seguridad es requerido para crear una relación entre el paquete de seguridad del equipo de perforación y el sistema gerencial de las operadoras. 4.4 Preparar Plan de HS&E Cierta cantidad de operadoras requieren que se desarrolle un plan de HS&E para cada pozo o series de pozos. 4.5 Preparar Programa de Perforación Este documento provee, esencialmente, una guía de cómo el pozo debe ser perforado, asegurando que cualquier coacción en el diseño de pozo sea consistente con el mismo. El contenido de un programa de perforación típico es mostrado en el Anexo 1. El programa de perforación será aprobado y firmado previo a su distribución. 4.6 Preparar Documentación de Consentimiento La presentación de cierta cantidad de documentos a agencias gubernamentales, es normalmente requerida antes de dar comienzo al pozo. Esto será realizado para conseguir el consentimiento o permiso del gobierno para realizar varias actividades. Aprobaciones o consentimientos requeridos típicos, son: • Consentimiento para perforar • Consentimiento para mover el equipo de perforación • Consentimiento para colocar el equipo de perforación en locasión 4.7 Perforar el Pozo en Papel Un ejercicio de perforar el pozo en papel es normalmente realizado antes de iniciar el pozo. Ambos, personal de oficina y de locasión de la operadora, del contratista de perforación y de los proveedores de servicios adicionales, asisten. El ejercicio tiene tres objetivos principales. 1. Una prueba en seco del pozo con la finalidad de identificar cualquier problema antes de tiempo. 2. Explicar por que el pozo es perforado de la manera en que se va a hacer. 3. Obtener ideas del personal de la locasión del equipo de perforación, sobre mejoras de desempeño que se podrían realizar. 5.0 Ejecutar el Programa de Pozo

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A medida que el pozo es perforado, el progreso es monitoreado y reportado, a menudo contra la curva de tiempo de profundidad o otras medidas de desempeño, como por ejemplo por cada 1000 pies, porcentaje de tiempo improductivo, etc. El progreso también es monitoreado contra los parámetros del diseño de pozo y, en caso de ser requerido, se realizara verificación de diseño adicional. Por ejemplo, si una formación tiene mayor profundidad a la pronosticada o si una prueba de fuga es mas baja de lo anticipado. A pesar de que la mayoría de estas variaciones deberían haber sido tratadas en el plan de contingencia, aun es necesario completar un diseño estructural y verificar que cumpla los variados criterios de aceptación expuestos por la base del diseño, las políticas internas de las compañías operadoras y cualquier legislación gubernamental. 6.0 Analizar y Mejorar el Desempeño A medida que el pozo es perforado el desempeño es analizado y son realizadas recomendaciones de mejora de desempeño. Esto normalmente se realiza continuamente, como es explicado en la sección de límite técnico, mas adelante. ANEXO 1 Pozo Modelo/Formato de Programa de Perforación Un programa de pozo típico debería contener la información a continuación. La cantidad de detalles dentro de cada una de las categorías, obviamente variara dependiendo del tipo de pozo (convencional, ERD, aguas profundas, HTHP). 1. Información de Pozo a. Información General b. Objetivos de Pozo c. Prognosis Geológica d. Ploteo de Presión de Poros y Fracturas e. Montaje de Pozo f. Ploteo Direccional g. Riesgos / Peligros / Problemas Potenciales h. Curva de Tiempo de Profundidad i. Configuración de BOP 2. Procedimiento de Perforación a. Movimiento de Equipo de Perforación / Previo al Inicio de Perforación de Pozo b. Detalles de Secciones Individuales del Agujero • Objetivo • Problemas Potenciales • Sumario de Data de Correlación • BHA • Barrenas y optimizadotes Hidráulicos • Operaciones de Perforación / Practicas • Fluidos de Perforación • Tubería de Revestimiento y Tubería de Producción • Cabezal de Pozo • Procedimientos de Contingencia 3. Perforación Direccional y Programa de Evaluación 4. Programa de Registros Eléctricos 5. Programa de Toma de Núcleo 6. Programa de Muestreo de Pozo 7. Programa de Completación

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8. Programa de Abandono/Depletación 9. Procedimientos de Emergencia a. Clima b. Control de Pozo c. Otros 10. Anexos a. Evaluación del Fondo Marino b. Mapas Estructurales c. Registros de Barrena d. Data de Correlación e. Registros de Correlación f. Programa de Fluidos de Pozo g. Programa de Cemento h. Proveedores de Servicio y Detalles de Contacto i. Avalúo de Peligros y Riesgos 11. Referencias y Dibujos a. Literatura Técnica b. Especificaciones de Equipo c. BOP y Cabezal de Pozo

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SECCION 3 BARRENAS DE PERFORACION Contenido 1.0 Selección de Barrenas 2.0 Barrena de Conos

2.1 Características de la Barrena de Conos 2.1.1 Los Cortadores 2.1.2 Desalineado de los Conos 2.1.3 Los Cojinetes (Rodamientos)

2.2 Selección de Barrena de Tres Conos 2.3 El Sistema de Clasificación de la IADC para Barrenas de Conos

3.0 Barrenas de Cortadores Fijos 3.1 Tipos de Barrenas con Cortadores Fijos

3.1.1 Barrenas PDC 3.1.2 Barrenas de Diamantes 3.1.3 Barrenas TSP 3.1.4 Barrenas Impregnadas de Diamantes

3.2 Tecnología de la Barrena PDC 3.2.1 Nomenclatura de la Barrena 3.2.2 Acción Cortadora de la Barrena PDC

3.3 Tecnología del Cortador PDC 3.3.1 El Cortador PDC 3.3.2 Densidad del Cortador 3.3.3 Tamaño del Cortador 3.3.4 Distribución del Cortador 3.3.5 Orientación del Cortador 3.3.6 Diseño del Cortador - General 3.3.7 Geometría del Cortador

3.4 Aplicaciones de la Barrena de Cortadores Fijos y Características de Diseño

3.4.1 Altas Velocidades de Rotación 3.4.2 Perforación de Agujero Esbelto o de Diámetro Pequeño 3.4.3 Perforación Direccional y Horizontal 3.4.4 Diseños de Barrena Bi-Céntricas y Excéntricas

3.5 Clasificación de la Barrena de Cortadores Fijos 4.0 Manejo de la Barrena y Procedimientos de Conexión 5.0 Procedimientos para Correr la Barrena

5.1 Barrenas de Conos 5.1.1 Corrida en el pozo 5.1.2 Establecimiento de un patrón de corte 5.1.3 Antes de volver a correr Barrenas Verdes

5.2 Barrenas de Cortadores Fijos 5.2.1 Preparación

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5.2.2 Corriendo la Barrena (con ensamblaje rotario) 5.2.3 Corriendo la Barrena (con PDM y Turbina)

5.3 Pruebas de Perforabilidad 5.3.1 Procedimiento de la Prueba de Perforabilidad

5.4 Perforación del Cuello Flotador y la Zapata 6.0 Dinámica de la Perforación Relacionada con La Barrena

6.1 Vibraciones Axiales 6.2 Vibraciones Laterales 6.3 Vibraciones de Torsión y Atrapamiento de Corrida

6.3.1 Predicción y Monitoreo de Vibraciones de Fondo 7.0 Identificación de Problemas de Perforación

7.1 Presión Diferencial 7.2 Presión Circulante 7.3 Torsión 7.4 Velocidad de Perforación (ROP)

8.0 Clasificación de Barrenas Desgastadas 8.1 Sistema de Clasificación de la IADC para Barrenas Desgastadas

8.1.1 Desgaste de la Estructura de los Cortadores/Elementos Cortantes

8.1.2 Códigos de Localización para Barrenas de Conos 8.1.3 Códigos de Localización para Barrenas de Cortadores Fijos 8.1.4 Códigos de Clasificación de la IADC para Barrenas

Desgastadas. 8.1.5 El calibre del diámetro externo

8.2 Condiciones de Barrenas Usadas / Causas / Tablas Remediales 8.2.1 Barrenas de Conos 8.2.2 Barrenas de Cortadores Fijos

9.0 Aspectos Económicos de la Corrida de Barrenas

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1.0 SELECCION DE BARRENAS El desempeño de la barrena es medido por la longitud total y el tiempo de perforación, antes de que la barrena deba ser sacada y reemplazada. Costo mínimo por metro (o pies), es el principal objetivo. Una revisión cuidadosa de la información del pozo vecino (o de prueba), debe ser realizada, cuando se selecciona una barrena, para una sección del agujero, en particular. Las consideraciones principales para seleccionar una barrena son: • Geología − Propiedades de la formación • Fuerza de compresión - Se refiere a la fuerza intrínseca de la roca, la cual está basada en su composición, método de deposición y compactamiento. Es importante considerar la fuerza compresiva, “confinada” o “en sitio”, de una formación dada. Muchos fabricantes de barrenas, proveen ahora un servicio suplementario de análisis de resistencia de rocas, como ayuda para la selección de barrenas. • Elasticidad - Afecta la forma en la que la roca falla. Una roca que falla en forma “plástica”, más que fracturarse, se deformará. • Abrasión • Presión de sobre-carga - Afecta la cantidad de compactación de sedimentos y por lo tanto la dureza de la roca. • Atrapamiento • Presión de los poros - Afecta los requerimientos de peso del lodo y puede afectar la velocidad de perforación. • Porosidad y Permeabilidad - Cambios de formación dentro de una sección dada del agujero Los cambios en la formación, durante la corrida de una barrena, pueden tener un efecto significativo sobre el desempeño de la barrena. Las formaciones a ser perforadas y las profundidades predichas de los cambios de formación, serán dados en el programa de perforación y formarán la base de la selección de barrenas. Es importante recordar la diferencia entre exploración y perforación de evaluación/desarrollo, en el lo siguiente:

• Para la perforación de evaluación/desarrollo, se conocerá mucho sobre las propiedades de las formaciones pronosticadas y la selección de barrenas estará basada en el desempeño de la barrena en pozos vecinos (o de prueba) junto con la data de registro electrónico (sónico, rayos gamma, etc.), datos de registro de lodo, muestras de núcleo, etc.

• Para la perforación de exploración, probablemente se conocerá poco de la perforabilidad de las formaciones que probablemente sean encontradas y por lo tanto será desarrollado un programa de barrenas más conservativo. En estas situaciones es prudente cargar una variedad más amplia de diseños de barrena, para cubrir todas las eventualidades.

• Tamaño del agujero y programa de tuberías de revestimiento. • Perfil direccional de la trayectoria del pozo y navegabilidad del diseño de barrena. • Tipo de transmisión (Rotaria / Rotaria Navegable / Motor de Lodo / Turbina). • Propiedades del fluido de perforación • Hidráulica • Capacidades del equipo de perforación

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2.0 BARRENA DE CONOS Barrenas de tres conos o barrenas de conos, fueron introducidas por primera vez en los años 30 por Hughes Tool Company. Las barrenas de conos incluyen cortadores de acero montadas en el cuerpo de la barrena, de tal manera que son libres de rotar. La mayoría de las barrenas de conos tienen tres conos, a pesar de que existen diseños que utilizan dos y cuatro conos. Recientemente se han vuelto a utilizar barrenas de un cono para la perforación de hoyos estrechos. 2.1 Características de la Barrena de Conos Las barrenas de conos tiene tres elementos principales: • Cortadores (o conos) • Cojinetes (valeros o rodamientos) • Cuerpo de la Barrena

2.1.1 Los Cortadores Los elementos cortantes de una barrena de conos, son filas circunferenciales de dientes, que se extienden de cada cono y se entrelazan entre las filas de dientes de los conos adyacentes. Estos son, ya sea forjados con maquina desde la estructura de acero de los conos (Barrena de Conos Dentados), o son prefabricados de carburo de tungsteno más duro y ensambladas en bolsillos forjados dentro de los conos (Barrenas de Insertos). Las barrenas de insertos de carburo de tungsteno, fueron originalmente diseñadas para perforar formaciones extremadamente duras y/o abrasivas, tales como chert (roca cuarzosa) y cuarcita, que no podían perforarse con barrenas de conos dentados diseñadas para formaciones más blandas. Sin embargo, y debido a su durabilidad superior, ahora también existen diseños de barrenas de insertos, adecuados para perforar formaciones blandas, en forma económica.

Cortadores (dientes de acero o insertos)

Cono

Insertos del calibre o del diámetro externo

Toberas o chorros

Faldón Reservorio de Grasa (Compartimiento Sellado)

Conexión de Piñón o de Espiga (pin)

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Los dientes pueden ser de una gran variedad de formas y tamaños, dependiendo de la intención de la aplicación y son responsables de triturar o excavar la formación, mientras la barrena rota. La trituración proviene del alto peso colocado sobre la barrena el cual empuja los dientes hacia dentro de la roca, a medida que los conos y la barrena, rotan.

2.1.2 Excentricidad de los Conos La acción de excavación de una barrena de tres conos, es el resultado de la excentricidad de los conos en la barrena que hace que no roten sobre sus ejes reales. La Excentricidad (offset) es la distancia horizontal entre la linea central de la barrena y un plano vertical, a través de la linea central del muñón o eje del cono. La excentricidad se refiere al grado de desalineación y se conoce también como oblicuidad (“skew”).

Si los conos son forzados a rotar sobre un eje distinto a su eje real de rotación geométrica, se deslizaran o arrastraran ocasionalmente, a lo largo del fondo del agujero, produciendo de esta

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manera un mecanismo de elementos cortantes de arrastre o de excavación en adición al efecto de trituración mencionado antes. Por lo general, y mientras mayor sea la distancia del desalineamiento o excentricidad de los conos en la barrena, mayor será el grado de la acción de elementos cortantes para la excavación / raspado. Las barrenas de conos para formaciones más blandas tienen mayor excentricidad que aquellas barrenas diseñadas para perforar roca dura, en donde podría no haber ningún tipo de desalineamiento y la barrena remueve formación, netamente debido a la acción de aplastamiento o trituración por el peso impuesto sobre ella.

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2.1.3 Los Cojinetes (Rodamientos) Los cojinetes o rodamientos permiten a los conos rotar alrededor del cuerpo de la barrena. Los cojinetes para barrenas de conos de primera calidad, son sellados y lubricados, para asegurar una vida más larga en el difícil ambiente del fondo del agujero. Cojinetes de rodillos y de bola no sellados también se fabrican y son primordialmente utilizados para secciones superiores del agujero, en donde el tiempo de viaje es corto y las altas velocidades rotarias, son preferibles. Los cojinetes de fricción no contienen rodillos, solamente un muñón sólido incluido en la superficie del cono o un buje, el cual cabe entre el cono y la muñonera. Los rozamientos se diseñan de tal forma que todos los elementos de los cojinetes estén cargados de manera uniforme y se puedan utilizar altos pesos en barrena y velocidades rotarias. Un reservorio sellado de lubricantes es mantenido dentro del cuerpo de la barrena para lubricar los cojinetes o los rodamientos.

UNA BARRENA CON COJINETE DE RODILLOS Y COJINETES DE BOLA

UNA BARRENA CON COJINETES DE MUNION

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EL LODO SE ENFRIA Y LUBRICA LOS COJINETES SIN SELLO

GRASA DEL RESERVORIO INCORPORADO LUBRICA LOS COJINETES SELLADOS

2.2 Selección de Barrena de Tres Conos En muchas ocasiones, las barrenas de conos pueden ser corridas en las mismas aplicaciones que las barrenas de cortadores fijos PDC, particularmente las barrenas tipo “premium” para motor con dientes de gran diámetro y barrenas “premium” de insertos para altas velocidades (algunas de las cuales incorporan sellos de metal). Las barrenas de conos, en general, perforan más lento que las barrenas PDC y tienen una vida más corta en términos de la longitud en pies (o metros) que pueda ser perforada. Sin embargo, en relación con la barrena en sí, su precio es menor al de las barrenas PDC. La elección de cuál barrena se debe correr en una aplicación dada, muchas veces depende de los resultados del análisis de costo por pie. Las siguientes directrices básicas deberán ser utilizadas como una ayuda para la selección de las barrenas de conos. • La lutita tiene una mayor respuesta a las RPM. • La roca caliza tiene una mayor respuesta de perforación al peso sobre barrena. • Las barrenas con cojinete de rodillos pueden ser corridas con RPM más altas que las barrenas con cojinetes de fricción. • Las barrenas con cojinetes sellados pueden tener una vida más larga, que las barrenas con cojinetes abiertos. • Las barrenas de conos dentados con cojinetes de muñón (de fricción), pueden ser corridas con pesos más altos que las barrenas de conos dentados con cojinete de rodillos. • Las barrenas de cortadores fijos pueden ser corridas a mayores RPM que las barrenas de conos. • Las barrenas con alta excentricidad de conos podrían desgastar más en el calibre. • Las barrenas con alta excentricidad podrían también causar mayor desviación del agujero. Las aplicaciones en donde se tiende a utilizar barrenas de conos antes que barrenas de cortadores fijos, incluyen: Pozos Exploratorios en donde existe insuficiente formación para determinar si las formaciones a ser perforadas son demasiado duras para ser perforadas con barrenas PDC. Otro factor que favorece a las barrenas de conos en los pozos exploratorios, es el tamaño de los recortes. Los geólogos algunas veces prefieren que no se corran barrenas PDC, debido a que los recortes generados por barrenas PDC en las formaciones, probablemente productoras, tienden a ser mucho más pequeños que aquellos hechos por barrenas de conos. Intervalos Cortos en donde la larga vida de una PDC de alto costo, no puede ser nivelada a un menor costo por pie. Situaciones de Alto Riesgo en donde existe una alta probabilidad de dañar la barrena (como por ejemplo, limpiar equipo de cementación que contenga partes metálicas). Areas de Perforación de Bajo Costo en donde el valor del tiempo ahorrado por una barrena PDC de perforación más rápida, no es suficiente para desviar el precio más alto de la barrena. Formaciones Extremadamente Duras en donde las barrenas de PDC aun no han demostrado poder perforar de manera económica. Areas Altas en Fallas con intercalaciones Duras en donde es extremadamente difícil predecir cuando una formación extremadamente dura (en particular una que contenga nódulos de roca cuarzosa), será encontrada.

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2.3 El Sistema de Clasificación de la IADC para Barrenas de Conos Este esquema de clasificación provee un método para categorizar las barrenas de conos de acuerdo con sus características de diseño y la intención de sus aplicaciones. El código de clasificación para una barrena individual, contiene cuatro caracteres. Los primeros tres caracteres son numéricos y el cuarto es alfabético. Primer Caracter – Series de Estructuras Cortantes (1-8) Los números de series describen las características de información general. Los números 1-3 se refieren a barrenas de conos dentados y del 4-8 cubren las barrenas de insertos. Dentro de los grupos, la formación se vuelve más dura, a medida que el número se incrementa. Segundo Caracter – Tipos de Estructuras Cortantes (1-4) Cada una de las series anteriores es dividida en cuatro tipos de grado y dureza. El Tipo 1 se refiere a barrenas diseñadas para la formación más blanda en una Serie en particular y el Tipo 4 a barrenas para la formación más dura. Tercer Caracter Cojinete / Calibre del diámetro Existen siete categorías para el diseño de cojinetes y protección del calibre. Cuarto Caracter – Características / Mejoras Disponibles (Opcional) Diez y seis caracteres alfabéticos son utilizados para indicar “Características Disponibles”. Estas incluyen estructuras cortantes, configuraciones hidráulicas y protección al calibre de cuerpo.

3.0 BARRENAS DE CORTADORES FIJOS A diferencia de las barrenas de conos, no existe ningún sistema uniforme de clasificación que relacione esto lo de barrena con perforabilidad de formación. Existe una clasificación de la IADC, pero no se relaciona a la perforabilidad de formación.

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3.1 Tipos de barrenas de cortadores fijos A pesar de que algunos estilos de barrenas modernas incorporan más de un tipo de diamante (por ejemplo diamante natural y TSP), las barrenas son tradicionalmente clasificadas de acuerdo a la naturaleza de su cortador de diamante. Los tres tipos de cortadores fijos de diamantes son: el diamante natural, el diamante Policristalino Termalmente Estable (TSP) y el Compacto de Diamante Policristalino (PDC). 3.1.1 Barrenas PDC Estructura cortante hecha de diamantes fabricados que son termicamente estables hasta 700 grados C. Las barrenas de PDC cortan la formación en una acción deslizante. Al contrario de los relativamente pequeños diamantes usados en barrenas de diamantes natural y en barrenas TSP, el PDC puede ser adherido al cuerpo, como grandes y filosos elementos cortantes. Los elementos cortantes PDC están unidos a un sustrato o poste de carburo de tungsteno (que provee mayor resistencia de impacto), que se encuentra fijos en el cuerpo/hojas de la barrena. El cuerpo puede ser de acero o tipo matriz. Hoy en dial as barrenas de PDC representan una gran mayoría dentro de las barrenas de cortadores fijos. 3.1.2 Barrenas de diamantes Estructura cortante hecha de diamantes naturales (estable hasta aproximadamente 850 grados C), que requiere buen enfriamiento y son sensitivas a cargas de choque. 1.1.1 1.1.2 MECANISMO CORTANTE

Arado y Molienda Cuerpo: Matriz solamente 3.1.3 Barrenas TSP La estructura cortante hecha de diamantes fabricados, la cual exhibe una resistencia más alta a la temperatura (estable hasta 1000-1200 grados C) que los diamantes naturales, que podrían contener inclusiones o impurezas.

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LOS TSP’s SON DE FORMA TRIANGULAR O REDONDA La ventaja sobre diamantes naturales: los diamantes TSP pueden ser orientados en el cuerpo de la barrena y son auto-afilables, igual que los cortadores PDC, cuando comienzan a desgastarse. Pero los diamantes TSP son más difíciles de unir al material de soporte que los PDC, es por esto y al igual que los diamantes naturales, que son utilizados para barrenas de tipo cuerpo de matriz, solamente. MECANISMO CORTANTE:

Básicamente arando/moliendo al igual que los diamantes naturales y en menor extensión, por fuerza cortante. 3.1.4 Barrenas impregnadas de diamantes Las barrenas impregnadas de diamantes (comúnmente llamadas barrenas impregnadas), contienen polvo de diamantes naturales afilados mezclados (en varias concentraciones) con matriz de carburo de tungsteno. Los diamantes utilizados en estas barrenas son por lo general mucho más pequeños que aquellos utilizados en barrenas convencionales de diamantes naturales. Grandes diamantes naturales son

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colocados en el área del calibre para mantener el tamaño del agujero durante la corrida de la barrena. Los diamantes TSP son algunas veces utilizados en conjunción con el polvo de diamante para aplicaciones específicas en donde velocidades más altas de perforación, son requeridas. Las barrenas impregnadas de diamantes, perforan de manera similar a las barrenas de cortadores de diamantes naturales, pero cuando los diamantes se desgastan y son desgarrados fuera de la matriz, los nuevos quedan continuamente expuestos. Esto les da la habilidad para perforar las formaciones más duras y abrasivas a altas RPM, lo cual las hace particularmente útiles cuando se utilizan turbinas.

UN POSTE DE RESPALDO IMPREGNADO DE DIAMANTES DETRAS DEL CORTADOR PDC. 3.2 Tecnología de la barrena PDC 3.2.1 Nomenclatura de la barrena

Barrenas de cuerpo de acero Barrenas de cuerpo matriz

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Cono El cono de la barrena provee un grado de estabilidad cuando está perforando. Nariz o lanza La nariz es la primera parte de la barrena en encontrar cualquier cambio en la formación cuando se perfora un pozo vertical. Debido a esto, es preferible tener una gran cantidad de cortadores colocados en el área de la nariz. Parte angular de la barrena o ahusado ("Taper”) La longitud de la parte angular de la barrena es usualmente gobernada por el requerimiento de la densidad de corte, y su aplicación. Sin embargo, una vía alterna para lograr una alta densidad de corte sin incrementar la parte angular de la barrena es la de incrementar el numero de cuchillas o aletas de corte. Las barrenas PDC utilizadas en aplicaciones de perforación direccional, tendrán por lo general un ahusado más reducido. Radio del diámetro exterior (ODR) El ODR se refiere a esa región del perfil de la barrena en donde el radio al final del flanco de la barrena, nos lleva dentro calibre de la misma. Esta región de la barrena es extremadamente importante, especialmente en aplicaciones de motor o turbina en donde las velocidades rotarias son altas, ya que los cortadores deben soportar los efectos de altas velocidades debido a su posición radial sobre la cara de la barrena. A pesar de la velocidad angular de los cortadores en el calibre de la barrena es idéntica a la velocidad angular de los cortadores en los conos, la velocidad tangencial es mayor, ya que es una función de localización radial. El calibre Longitud: Generalmente estándar, la longitud del calibre es un compromiso entre estabilidad y sensibilidad direccional. • Un calibre largo provee incremento de estabilidad de barrena. • El diseño de calibre corto es utilizado para incrementar la sensibilidad direccional y el ultracorto para la capacidad de perforar hoyos de desvío lateral (side tracking). Protección: Mantener el diámetro completo del calibre, es crucial para evitar un agujero de tamaño menor a lo normal. Si la barrena es usada para aplicaciones direccionales, especialmente si un motor o turbina va a ser utilizado, la protección reforzada al calibre será más necesaria. Los diamantes naturales son utilizados para la protección de tamaño en las barrenas de cuerpo matriz, pero también pueden ser utilizados en insertos de carburo de tungsteno, en el calibre de barrenas de cuerpo de acero. Las barrenas de cuerpo de acero, utilizan insertos de carburo de tungsteno. En ambos casos, los elementos impregnados de diamantes, también podrían posicionarse en la parte posterior de los dientes de la barrena y dientes de la cara para respaldarlos y para ayudar a reducir torsión relacionada a la barrena, por medio de la limitación de la profundidad de corte de los cortadores principales. Los dientes de la barrena deberían ser de forma pre-aplanada.

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3.2.2 Acción cortadora de la barrena PDC

Las barrenas PDC perforan, cortando la formación por fuerza cizallante, bastante parecida a la acción cortante de un torno. Las cargas compresivas verticales causa que la roca falle deslizándose a lo largo de un plano de falla de aproximadamente 4º a horizontal. La acción cortadora de una barrena, juega un papel fundamental en la cantidad de energía requerida para perforar a través de una formación dada. Esta característica es generalmente presentada en término de “energía especifica”, la cual se define como la cantidad de energía requerida para cortar una unidad de volumen de formación. Una barrena que hace fallar la roca por acción cizallante directa, antes que utilizar altas cargas compresivas para causar que la roca falle por cizallamiento a lo largo de su plano de falla natural, tiene una energía específica más baja. Como regla general, la fuerza cortante es aproximadamente un medio de la fuerza compresiva. Sin embargo esta relación puede variar, dependiendo del el tipo especifico de roca. 1.1.2.1 Desgaste auto-afilable Para mantener alta la eficiencia de energía de un mecanismo de corte tipo cizallado, es esencial que el borde cortante de los PDC se mantenga afilados. A medida que se utiliza el cortador y se desarrolla un desgaste plano, la energía especifica del cortador se incrementa, a medida que se requiera más peso, para mantener la constante profundidad del corte. Los cortadores PDC mantienen un borde afilado a medida que se desgastan, porque el carburo de tungsteno, que se encuentra directamente detrás de la capa de diamantes, se desgasta más rápido que el diamante policristalino, debido a su baja resistencia a la abrasión. Esto resulta en la formación de un labio de diamantes, el cual se mantiene afilado a través de la vida del cortador. En contraste con esto, los diamantes en una barrena de diamantes, se embotan con el uso, tomando una apariencia lisa y pulida. Los dientes en una barrera de conos, se desgastan de forma similar y pierden su eficacia con el desgaste. Esto resulta en un mecanismo cortante que se vuelve menos eficiente a medida que la barrena perfora. Consecuentemente, las barrenas de conos y las barrenas de diamante natural tienden a perforar una velocidad de perforación más baja, a medida que se desgastan, mientras que las barrenas PDC, mantienen una velocidad de perforación más alta través de todo el intervalo perforado.

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3.3 Tecnología del cortador PDC 3.3.1 El cortador PDC Termicamente estable hasta los 700 grados C., el elemento cortante PDC esta unido a un substrato de carburo de tungsteno que se encuentra fijo dentro del cuerpo / aletas de la barrena. En la mayoría de los casos los cortadores PDC se encuentran adjuntos a ya sea el poste angular o los substratos cilíndricos, a pesar de que otro tipo de ensambles, son producidos por los fabricantes. Por ejemplo, uno soporte cilíndrico significa que se puede lograr mayor densidad del cortador, ya que los cortadores cónicos pueden ser colocados más cerca el uno del otro, en el cuerpo de la barrena.

1.1.2.1.1 EL CORTADOR PDC 3.3.2 Densidad del cortador Hablando de forma general, mientras más duras y / o más abrasivas sean las formaciones, más alta será la cantidad de cortadores. Sin embargo una cantidad alta de cortadores, hace a la barrena, más costosa (particularmente debido a que los componentes PDC constituyen un alto porcentaje del costo total de la barrena) y, en general, causa que la barrena perfore a una velocidad de perforación más lenta. 3.3.3 Tamaño del cortador Se encuentra disponible una variedad de tamaños de cortadores PDC desde 8mm a 50mm de diámetro. Los cortadores PDC más grandes, son más agresivos, generan más torsión y son más susceptibles al daño por impacto que las barrenas con cortadores más pequeños, de modo que son más apropiadas para formaciones blandas. • Los cortadores de 8mm han sido utilizados en barrenas para formaciones más duras. Sin embargo, los cortadores más pequeños muchas veces implican una ROP más baja y un WOB más alto. También son útiles en aplicaciones direccionales, ya que el punto de carga reducido que resulta de la distribución del WOB sobre un gran numero de cortadores, produce una torsión menor en la cara de la barrena. • Los cortadores de 13mm, son el tamaño industrial estándar, ellos son los más aplicables para formaciones desde media hasta dura, así como roca abrasiva. • Los cortadores de 16mm están muchas veces asociados con formaciones desde media-blanda hasta media-dura. • Los cortadores de 19mm están por lo general asociados con perforaciones rápidas en formaciones desde blandas hasta medias. Ha sido comprobado que los cortadores de gran diámetro, se desempeñan bien en fuerzas compresivas bajas y formaciones altamente elásticas, las cuales tienden a deformarse en vez de fracturarse.

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• Los cortadores de 24mm y más grandes están asociados con formaciones blandas. El espacio es limitado en la cara de la barrena y el utilizar cortadores grandes, la redundancia del cortador, es limitada. Cuando un cortador falla la barrena podría tener que sacarse del agujero. Adicionalmente, y a medida que los cortadores grandes se desgastan, proveen una gran superficie de contacto, la cual incrementa el calor, causando daños a la capa de diamantes. Desarrollos reciente en la tecnología de barrenas, incluyen la combinación de dos tamaños diferentes de cortadores (por ejemplo 13mm y 16mm), así como también utilizar dos diseños de cortadores, en la misma barrena. 3.3.4 Distribución del cortador Los cortadores están posicionados a través de la cara de la barrena para así asegurar el uso más eficiente de los elementos PDC y permitir el máximo de vida a la barrena. Para formaciones más duras o más abrasivas, la redundancia del cortador, ha sido optimizada.

3.3.5 Orientación del cortador La orientación de un cortador PDC en el cuerpo de la barrena, y por lo tanto, el ángulo en el cual el cortador compromete la formación, tiene un efecto significante sobre el desempeño de la barrena PDC. La orientación de un cortador PDC es definida por sus ángulos de inclinación hacia atrás y hacia los lados, pudiendo ser ambos positivos, negativos o cero. Inclinación hacia atrás El ángulo desde la vertical del elemento cortante en la PDC, en la forma en que es presentada a la formación. Esto controla la agresividad y vida del cortador.

Se dice que la inclinación hacia atrás es más agresiva cuando el cortador esta posicionado de forma que un peso dado sobre la barrena, resulta en una profundidad de corte mayor. Mientras más

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pequeña sea la inclinación hacia atrás, más agresivo será el cortador. Debido a esto un cortador con una inclinación hacia atrás de 5 grados, será más agresivo que un cortador con 30 grados. En general, una inclinación hacia atrás más agresiva, hará a la barrena más adecuada para perforar formaciones más suaves a altas velocidades de perforación. En caso de que la inclinación hacia atrás sea demasiado agresiva, entonces la perforación de formaciones más duras podría resultar en la vibración del cortador y el posible comienzo de un giro de barrena. Los cortadores con un mayor ángulo de inclinación hacia atrás, son menos agresivos y por lo tanto más adecuados para perforar formaciones más duras. Estos también generan menos torsión para un peso dado en barrena, permitiendo navegación mejorada en aplicaciones direccionales. En la mayoría de los casos, una barrena PDC será diseñada de manera que los cortadores están ordenados con varios grados de inclinación hacia atrás, radiando desde el más agresivo en el cono de la barrena hasta el menos agresivo en el ODR. Inclinación Lateral

Una medida de la oblicuidad del cortador a una linea de 90 grados hacia la dirección de viaje de la barrena. La inclinación lateral puede ser utilizada para direccionar mecánicamente los cortadores, ya sea hacia el cono de la barrena (inclinación lateral negativa) o hacia fuera hacia los espacios de desecho (positivo) para ayudar en la limpieza de la cara de la barrena. Sin embargo y ya que el incremento de la inclinación lateral resulta en la reducción del ancho operativo efectivo de los cortadores, su uso es, de alguna manera, de aplicaciones limitadas. 3.3.6 Diseño del cortador – General Desde que las barrenas PDC estuvieron disponibles por primera vez, los fabricantes se han enfocado sobre vías para hacer sus productos más resistentes al impacto y la abrasión. Las siguientes características se encuentran entre aquellas disponibles en los diseños: Bordes biselados Los bordes biselados alrededor de la circunferencia de los discos de diamante mejoran la resistencia al impacto y, cuando es llevada a los extremos, algunos fabricantes aseveran que reducen la torsión por medio del incremento efectivo de la inclinación hacia atrás, del cortador. Múltiples capas de ciamantes Los cortadores “Twin EdgeTM” de las barrenas GeoDiamond, promueven un segundo disco de PDC posicionado dentro del soporte de carburo, detrás del elemento cortante. Soportes de Impregnados de diamantes

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Las barrenas FI PDC de Security DBS, tienen principalmente elementos cortadores PDC, cuyos soportes están compuestos de una seria de discos impregnados de diamantes. 3.3.7 Geometría del cortador El disco de diamante PDC, unido al poste del cortador es susceptible a una variedad de formas de fallas. Estas incluyen daños por impacto en forma de dientes astillados o quebrados y capas de diamantes descantados o astillados, como resultado de una pobre transferencia de calor a través del cortador. Este tipo de daño del cortador, obviamente tiene un impacto sobre el desempeño de la barrena. En tiempos recientes, los fabricantes de barrenas han tratado este tema, enfocándose sobre la geometría interna de los elementos cortantes PDC. En un cortador PDC estándar, la unión entre la capa de diamantes y el sustrato de carburo, forma una simple interfase plana. Al diseñar un cortador sin interfase plana entre estos dos elementos, resultará en resistencia superior al impacto y a la abrasión. Esto es debido al mejorado agarre mecánico y esfuerzo reducido entre el disco de diamantes y el carburo así como al volumen substancialmente incrementado de los diamantes. En años recientes tales innovaciones, han permitido correr barrenas PDC en formaciones de las cuales se creía podían ser perforadas únicamente con diseños de conos e insertos o barrenas de diamantes naturales. La mayoría de los fabricantes de barrenas PDC son ahora capaces de proveer cortadores PDC, de estos tiempos. 3.4 Aplicaciones de las barrenas de cortadores fijos y características de diseño Las barrenas PDC son altamente adecuadas para formaciones blandas hasta medias-duras, generalmente no-abrasivas, de composición homogénea. Mejoras en la tecnología y en el diseño han extendido el rango de formaciones que pueden ser perforadas con barrenas PDC. Conglomerados, Rocas Cuarzosa y Rocas Volcánicas, son usualmente consideradas, no perforables con PDC. En contraste, barrenas TSP y de diamantes naturales, se desempeñan en formaciones de media a dura, tales como, calizas, dolomitas, anhidritas y arenas suavemente abrasivas, areniscas duras intercaladas y lutitas o arcillas cenagosas quebradizas. Las barrenas TSP y de diamantes naturales son efectivas en formaciones más duras (medias a duras) y más abrasivas que las barrenas PDC, pero no son tan efectivas en formaciones más blandas. Debido a su mecanismo cortante, la fuerza cortante (desgarrado), opuestamente a la acción de aplastamiento / excavación producida por barrenas de conos, las barrenas PDC requieren considerablemente menos WOB. Las barrenas de cortadores fijos son conocidas por un mejor desempeño en lodos con base aceite que en lodos con base agua, en donde las barrenas de conos, se afectan menos. Cuando los parámetros de perforación son optimizados para una formación dada, se puede esperar una considerable mejora en el ROP, cuando se compara con barrenas de conos convencionales. Sin

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embargo, estas barrenas son mucho más caras que los diseños convencionales de barrenas de conos. Por estas razones se debe llevar a cabo una evaluación económica general. Las barrenas de cortadores fijos también son una buena opción para las siguientes aplicaciones: 3.4.1 Altas velocidades de rotación Muchas veces asociadas con el motor, pero particularmente con turbinas debido a su incapacidad de los sellos de los cojinetes de las barrenas tricónicas a tolerar altas velocidades rotarias. Las barrenas de cortadores fijos también conllevan menos riesgo de dejar deshechos en el agujero. Las barrenas de cortadores fijos diseñadas específicamente para aplicaciones con turbinas, son construidas con un perfil prolongado, generalmente parabólico con un ahusado más largo y una nariz cerca del eje de la barrena. Esto permite el incremento de redundancia del cortadores en áreas de alto desgaste. 3.4.2 Perforación de agujero estrechos o de eiámetro reducido (Slim Holes) Las barrenas de cortadores fijos perforan más eficientemente que las barrenas de conos, con poco peso en barrena. Por esta razón las barrenas PDC y de diamantes naturales son muchas veces preferidas para perforación con tubería flexible, en donde la transferencia de peso a la cara de la barrena, es limitada. 3.4.3 Perforación direccional y horizontal Cuando se requiere de peso reducido en la barrena, para propósitos de perforación direccional, las barrenas PDC pueden, una vez más, ser más efectivas que los diseños de barrenas de conos. Sin embargo, en ciertas formaciones, las barrenas PDC podrían producir demasiada torsión cuando la navegación esta envuelta. En este caso, las barrenas de tres conos podrían ser la opción preferente. Cuando se selección una barrena de perforación PDC para una aplicación direccional, las siguientes características de diseño, deberán ser consideradas: • Tamaño del cortador Cortadores de PDC de menor diámetro, producen menos torsión reactiva que, digamos, cortadores de 19mm y de esta manera ayudan a la estabilidad. En general los cortadores de 13mm de diámetro y menores, son la opción preferente. El uso de características reductoras de torsión, es de particular importancia cuando las barrenas se corren junto con un motor de lodos, el cual se podría ahogar en caso de que la barrena produjera demasiados recortes. • Orientación del Cortador Altos grados de inclinación hacia atrás en los cortadores PDC, hacen el diseño de barrenas menos agresivo y por lo tanto ayudan a mantener el control de la cara de la herramienta. • Perfil de la Barrena Un perfil de cara plana, incorporando un cono relativamente poco profundo con un quiebre afilado desde la nariz del codo de la barrena, reduce la carga en puntos de cortadores individuales, al permitir mejor distribución de WOB. Esto también reduce la torsión y hace a la barrena, más navegable. • Longitud del calibre

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La longitud del calibre es muy importante cuando se selecciona una barrena para aplicaciones direccionales. En caso de que mucha navegación sea requerida, entonces una longitud de calibre pequeña de 2.50 pulgadas o menos, proveerá mejor sensibilidad. Sin embargo, si se perforan secciones largas y horizontales, una barrena con una longitud de calibre fuertemente protegida y un poco más larga, podría ser preferida. • Características adicionales de diseño Cortadores de ampliación hacia delante (o hacia atrás): posicionados en el extremo inferior de la superficie del calibre, proveen acción cortante lateral adicional. 3.4.4 Diseños de barrena bi-céntricas y excéntricas Las barrenas bicéntricas y excéntricas son diseñadas de manera que su paso por diámetro es menor al diámetro del agujero que están perforando. Esto se logra diseñando la barrena para que exista una asimetría en la estructura, así como un agrandamiento en el cuerpo, hacia un lado del eje. Cuando esta en uso, este lado agrandado, rotara junto con la barrena y cortara un agujero en medida (o ligeramente sobre medida, dependiendo del diseño y el grado de excentricidad). Sin embargo sin rotación, la asimetría permite a la barrena pasar a través de un agujero de diámetro más angosto, que el que se acaba de perforar. Algunos diseños promueven una sección cona una barrena piloto más pequeña en la punta, seguida por una sección ampliada de diámetro más grande. Las barrenas bicéntricas y excéntricas tienen una cantidad de aplicaciones y pueden ser beneficiosas cuando se esta perforando lutitas en lodazales o formaciones salinas resbaladizas. 3.5 Clasificación de la Barrena de Cortadores Fijos Al contrario de las barrenas de conos, no existe un sistema uniforme de clasificación que relaciones el tipo de barrena con la aplicación. Los códigos de la IADC para clasificar barrenas de cortadores fijos, únicamente tienen la intención de proveer los medios para caracterizar de forma general su apariencia física. Dos barrenas de con un código de IADC similar o incluso igual, podrían tener capacidades de desempeño significativamente diferentes. El sistema de clasificación de la IADC para estas barrenas se encuentra representado por un sistema de codificación de cuatro cifras. Los cuatro caracteres describen el material del cuerpo, densidad del cortador, tamaño y tipo del cortador y el perfil de la barrena, respectivamente. Material del Cuerpo M – Matriz

S – Acero Densidad del Cortador Para barrenas PDC, este carácter se relaciona a la cuenta total de cortadores, incluyendo los cortadores estándar del calibre y clasifica desde 1 (juego ligero) hasta cuatro (juego pesado). Para barrenas de diamantes en la superficie de la matríz (diamante natural, TSP o diseños de impregnado de diamantes), los números 6 a 8, son utilizados para designar la densidad de los cortadores. En este caso, no obstante, el caracter representa el tamaño de los diamantes utilizados en el diseño de la barrena, en lugar del numero de cortadores. • 6 – tamaños de diamante más grandes que 3 piedras por quilate

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• 7 – 3 piedras por quilate a 7 piedras por quilate • 9 – Más pequeño que 7 piedras por quilate En esencia, el caracter es una indicación a grosso modo, de cuan dura o abrasiva podría ser la aplicación intentada. Una barrena de diamantes sobre la superficie con un 8 representando la densidad del cortador, tendría diamantes más pequeños y sería indicada para formaciones más duras y/o más abrasivas de lo que sería para una barrena de diamantes codificada con un 6. Tamaño o Tipo de Cortador Para barrenas PDC, estos dígitos representan el tamaño de los cortadores, como sigue: • 1 – cortadores más grandes que 24mm de diámetro • 2 – 14mm a 24mm de diámetro • 3 – 8mm a 13mm de diámetro • 4 – cortadores de 8mm y menos Para barrenas con juegos en superficie, el tercer digito representa el tipo de diamante: • 1 - diamantes naturales • 2 - TSP • 3 – tipos de diamantes mezclados, es decir, diamantes naturales y elementos TSP • 4 – diseños impregnados de diamantes Perfil de la Barrena El último caracter en el sistema de codificación indica el diseño del perfil de la barrena hasta la longitud general de la cara cortante de la barrena. Clasifica desde 1 (perfil plano) hasta 4 (estilo turbina larga afilada) La única excepción a esto es para las barrenas de perforación PDC tipo “cola de pez”, cuya capacidad de limpieza durante la perforación de formaciones blandas a altas velocidades de perforación, es considerada como una característica más importante que su perfil. 4.0 Manejo de la barrena y procedimientos de conexión Se deberá tener cuidado cuando se manejen barrenas de tres conos con insertos de carburo de tungsteno y las barrenas de cortadores fijos, de todo tipo. Bajo ninguna circunstancia se deberá permitir que la estructura cortante de la barrena de cortadores fijos, entre en contacto con ninguna de las superficies de acero del equipo de perforación. Antes de la conexión inicial, todas las barrenas deben ser medidas con un anillo de medición de tamaño apropiado, es decir anillos calibrados de medición “Go” y “No Go”. Debido a que las barrenas de conos y barrenas de diamantes son fabricadas a diferentes tolerancias, es importante que las barrenas sean graduadas utilizando el anillo de medición apropiado. Un medidor “Go”, diseñado para graduar barrenas de conos, mostrara un calibre para una barrena de cortador fijo, debajo de la medida. Por lo que se deberá utilizar siempre un medidor “No Go” para graduar el calibre de una barrena de cortadores fijos. El número de serie de la barrena deberá ser registrado, junto con el tipo de barrena y el diámetro. La barrena deberá ser cuidadosamente revisada por daños, toberas bloqueadas, etc. En caso de ser necesario, se podrá modificar el TFA (Area Total de Flujo), utilizando un expansor apropiado para cambiar las toberas. En todos los casos, se debe revisar que las toberas estén correctamente colocadas. Las barrenas de diamantes naturales, barrenas impregnadas y barrenas TSP, tienen un TFA fijo, el cual no puede ser modificado en la localización del pozo.

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Las barrenas de tres conos deberán conectarse a la sarta de perforación utilizando el soltador de la barrena del tamaño correcto. Las barrenas de cortadores fijos, deberán ser “caminadas” a mano sobre el porta barrenas y conectadas al motor o sub en forma manual antes de aplicar el torque de ajuste. La torsión correcta de conexión deberá entonces ser aplicada. 5.0 PROCEDIMIENTOS PARA CORRER LA BARRENA 5.1 Barrenas de Conos 5.1.1 Metiendo Tubería • Conecte la barrena a la sarta y coloque la torsión adecuada. • Baje la barrena lentamente, entre zonas con salientes y patas de perro. • Pase la barrena lentamente por el tope del “liner”. • Las barrenas de conos no están diseñadas para ampliar agujeros de bajo calibre. En caso de que se requiera ampliar, entonces deberá ser realizado con peso ligero y bajas RPM. • Proteja las toberas de taponamiento. 5.1.2 Establecer Condiciones de Fondo • Rote la barrena y circule cuando se acerque al fondo. Esto prevendrá toberas tapadas y limpiará el relleno del agujero. • Toque el fondo ligeramente con bajas RPM. • Incremente gradualmente las RPM. • Incremente gradualmente el peso sobre la barrena (WOB). 5.1.3 Antes de volver a Correr Barrenas Verdes (reusables o en buen estado) • Asegúrese que la barrena está en calibre. • Revise la estructura completa de los cortadores, en toda barrena. • Revise los cojinetes sellados de barrena para asegurarse de la efectividad de sellado. • Hunda los cojinetes sellados de barrena en agua o diesel para soltar la formación empacada en los puertos ecualizadores de la capa de reservorio. • Vuelva a engrasar 14 ¾ de diámetro y agrande los cojinetes abiertos de barrena. 5.2 Barrenas de Cortadores Fijos 5.2.1 Preparación • Antes de correr una barrena de diamantes en un agujero, corra una canasta chatarrera con la barrena previa a fin de colectar cualquier residuo metálico o insertos dejados por barrenas anteriores. • Después de que la barrena previa ha sido sacada, revise si existen daños por desechos u otros desgastes, luego mídala. • Si la barrena previa parece OK, prepare la nueva PDC para correrla dentro del agujero. • Revise el O-ring e instale las toberas, en caso de ser apropiado, utilizando la llave de tuercas correcta, de acuerdo con el procedimiento recomendado por el fabricante. • Revise si hay daños en los cortadores

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• Revise que la barrena esta en tolerancia con el diámetro y que no existe material extraño dentro de ella. Tome nota del estado y condición general de la barrena antes de entrar en el agujero. 5.2.2 Corrida de la Barrena (con ensamblaje rotario) • Trate la barrena de cortadores fijos con cuidado. NO baje la barrena sin colocar un soporte de madera o de goma debajo de los cortadores de diamantes. • Un soltador de barrenas correcto debe ser utilizado y la barrena deberá ser conectada hasta la torsión correcta, según lo determinado por el tamaño de la conexión del piñón. • Se deberá tener cuidado al correr la barrena a través de la mesa rotaria y a través de cualquier sitio angosto conocido. Golpear las capas o correr a través de sitios angostos sin cuidado, podría dañar los cortadores o el calibre. • La ampliación no es recomendada, sin embargo y en caso de ser necesaria, levante la sarta y aplique el máximo de caudal (gasto) posible. Rote aproximadamente a 60 RPM. Avance la barrena a través del sitio angosto con no más de 4000 libras de peso sobre ella (WOB), en todo momento. • Una vez que se acerque al fondo del agujero, lavar despacio las tres últimas juntas de tubería a flujo completo y con 40 a 60 RPM, para evita taponar la barrena con los recortes acumulados. • Una vez que el fondo ha sido localizado la barrena deberá ser levantada justo por encima del fondo (+/- 1 pie, de ser posible) y se deberá circular flujo completo mientras se rota lentamente por aproximadamente 5 a 10 minutos. • Después de circular, vuelva lentamente al fondo y establezca el patrón de corte. • Cuando este listo para comenzar a perforar, incremente la velocidad de rotación a aproximadamente 100 RPM y comience a cortar un nuevo patrón de corte con aproximadamente 1000 a 1400 libras WOB. • Corte por lo menos un pie de esta manera antes de determinar el peso sobre la barrena y las RPM óptimas para perforar. • Determine los parámetros WOB y ROP óptimos, conduciendo una prueba de perforabilidad. 5.2.3 Corrida de Barrena (con PDM ó Turbina) • Arranque las bombas e incremente hasta la tasa de flujo (gasto) deseado, cuando se este cerca del fondo. • Después de un corto periodo de limpieza, baje la barrena al fondo e incremente el WOB, en forma lenta. • Después de establecer un patrón de corte, se podrá agregar más peso, lentamente. • A medida que se incrementa el peso, también se incrementara la presión de bombeo, de modo que la presión diferencial y el WOB deberán ser mantenidos dentro de las especificaciones recomendadas para el motor de fondo. • La tubería de perforación deberá ser rotada lentamente, para prevenir atrapamientos diferenciales. • Todas las demás prácticas operacionales, estarán de acuerdo con las prácticas estándar. 5.3 Pruebas de Perforabilidad Las pruebas de perforabilidad son realizadas para asegurarse de la óptima combinación de peso en barrena y velocidad rotaria para conseguir la máxima velocidad de perforación. Tales pruebas deberán ser realizadas: • Al comienzo de la corrida de una barrena • Al encontrar una nueva formación • Cuando ocurra una reducción en la ROP 5.3.1 Procedimiento de la Prueba de Perforabilidad

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1. Mantenga un valor de RPM constante. Seleccione un WOB cerca del máximo permitido. 2. Registre el tiempo de perforar un incremento de peso, por ejemplo, 5,000 libras. 3. Vuelva a aplicar el peso inicial y registre la longitud de la tubería perforada durante el paso 2. 4. A partir de los pasos 2 y 3 se podrá encontrar la velocidad de perforación. 5. Repita los pasos 2 y 3, por lo menos 4 veces. La última prueba deberá estar en el mismo valor que la primera. Repetir estas pruebas, determinará si la formación ha cambiado o no. 6. Grafique el tiempo para perforar en segundos vs. el peso aplicado sobre barrena. 7. Grafique la velocidad de perforación vs. el peso sobre la barrena 8. Seleccione el peso sobre la barrena que produjo la mejor ROP. Mantenga este WOB constante y repita lo anterior pero variando las RPM. 9. Grafique las ROP vs. RPM y seleccione la RPM que dio la mayor ROP. Esta es la velocidad rotaria óptima. 10. Estos valores obtenidos para WOB y RPM, resultarán en un progreso óptimo para esta formación en particular y el tipo de barrena. 5.4 Perforación del Cuelo Flotador y la Zapata Si se utiliza una barrena PDC, asegúrese que el equipo flotador sea del tipo perforable con PDC. La limpieza debe ser realizada con un alto WOB y bajas RPM. 6.0 DINAMICA DE LA PERFORACION RELACIONADA CON LA BARRENA Las vibraciones de fondo pueden ser extremadamente nocivas para el desempeño de la barrena y podrían también resultar en daños sobre las herramientas de fondo, como sensores de MWD/LWD y motores de lodo. Las vibraciones de fondo están ampliamente asociadas con la interacción entre la barrena y la formación que se está perforando y son, por lo general el resultado de la naturaleza, de alguna manera agresiva de los diseños de la estructura cortante de los PDC. Sin embargo, se debe recordar que estos problemas de vibración no están restringidos a corridas con barrenas PDC y que los ensamblajes con barrenas de conos pueden estar sujetos a muchos de los mismos problemas. Existen tres formas principales de vibración de fondo, las cuales, ya sea que ocurran independientes una de la otra o juntas, pueden impedir el desempeño general de la perforación: • Vibraciones Axiales • Vibraciones Laterales • Vibraciones de Torsión 6.1 Vibraciones Axiales Muchas veces denominadas “rebote de barrena”, las vibraciones axiales toman la forma de movimiento axial periódico de la barrena, en la dirección del eje central de la sarta. A medida que la barrena vibra hacia arriba y hacia abajo en el fondo del agujero, el peso aplicado a cada cortador de forma individual, cambia. La profundidad de corte de los cortadores cambia, alcanzando desde un mínimo, cuando la barrena esta en la posición “hacia arriba”, hasta un máximo, cuando la barrena esta nuevamente en fondo. Variaciones en la profundidad de corte se traducen en variaciones en la torsión. Estas fluctuaciones pueden ser una causa de vibración de torsión en la barrena, llevándonos un potencial comportamiento de atrapamiento de corrida. El rebote de barrena es generalmente más preocupante cuando se corren barrenas de conos. 6.2 Vibraciones Laterales La vibración lateral, algunas veces llamada “giro de la barrena”, es el movimiento periódico lateral de la barrena en el plano "x-y". El giro de la barrena es un fenómeno específico que ocurre cuando

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las fuerzas dinámicas penetran dentro del agujero, causan que el centro instantáneo de rotación de la barrena, se mueva de su centro geométrico. Cuando una barrena PDC gira, corta con un patrón de muti-lóbulos en el fondo vs. los círculos concéntricos vistos en el patrón de fondo de una corrida normal de la barrena. Cuando un cortador individual PDC “agarra” la formación, el centro instantáneo de rotación de la barrena es deslizado al punto de contacto cortador/formación. Esto, a su vez, crea un movimiento giratorio hacia atrás que imparte impacto de carga sobre los cortadores PDC en el lado opuesto del centro de rotación. Los daños inducidos por el giro, son generalmente causados por estas altas cargas de impacto, que provienen de detrás de los cortadores. El giro ocurre cuando es introducida una fuerza de desbalance, tal como cuando: • Se perfora un pozo inclinado. • La dureza de la formación cambia y el agujero descubierto no es perpendicular a los planos de depositación de la formación. • La sarta de perforación esta vibrando debido a estabilización inadecuada. • La suma de las fuerzas sobre los cortadores cada cortador individual tiene un componente lateral. Las primeras tres de estas condiciones son el resultado de factores fuera del control del diseñador de la barrena. Sin embargo, y en un esfuerzo para superar esto último, un gran énfasis es colocado en el balance de la fuerza y masa de los diseños de barrenas PDC. Utilizando las últimas técnicas de diseño por computador (CAD), el diseñador de barrenas puede controlar la dirección y magnitud relativa de las fuerzas sobre cada uno de los cortadores. Estas fuerzas individuales sobre los cortadores, pueden ser sumadas y resueltas en sus componentes resultantes, produciendo una fuerza axial (fuerza de peso-en-barrena), fuerza de torsión (torsión o “torque” y fuerza radial para un juego de condiciones iniciales conocidas. La fuerza radial o “fuerza de balance”, es virtualmente directamente proporcional a la fuerza axial y es por lo tanto usualmente expresada como un porcentaje del WOB aplicado en una dirección en particular. El balance de la fuerza de los cortadores se confunde muchas veces con el balance dinámico de la masa en el diseño de la barrena como tal. A medida que una barrena es rotada, se genera una fuerza que es influenciada por la distribución de masa en la barrena. Esta fuerza es proporcional a la masa de la barrena, la distancia entre el centro de la masa y el eje de rotación de la barrena y el cuadrado de la velocidad de rotación. Debido a que la mayoría de los diseños de barrenas PDC son generalmente de forma simétrica, usualmente no habrá una gran distancia entre el centro de masa y el eje de rotación. El efecto de desbalance, como resultado de la distribución de la masa de la barrena, es por lo tanto relativamente insignificante cuando se compara con la fuerza generada por la estructura cortante. Una de las formas con las cuales los fabricantes intentan superar el problema del desbalance de fuerzas, es la de hacer que la suma de las fuerzas de cargas generadas por los cortadores, tengan un cierto valor dirigido a través de una vía de medición larga de baja fricción diseñada para deslizarse a lo largo de la pared del agujero descubierto. Si el valor de esta fuerza cortadora resultante es siempre mayor que las fuerzas laterales inevitables, entonces la fuerza total siempre pasará a través del área del calibre y la barrena se establecerá por si sola, durante la perforación. La dirección de esta fuerza es limitada a un pequeño arco en la circunferencia de la barrena y empuja esta área de la barrena, continuamente contra la formación. El contacto continuo con la formación reduce las vibraciones en el agujero y previene que la barrena “camine” alrededor del agujero, es decir, impide el “giro de la barrena” mencionado arriba. Otros fabricantes intentan limitar el efecto de las vibraciones laterales colocando los cortadores de PDC, de forma tal que los cortadores en una aleta, directamente enruten los de la aleta anterior (lo contrario de estar colocados de forma convencional en una configuración en espiral, radiando desde

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el cono hasta la barrena. Esta iniciativa fue tomada por “Security DBS” en su categoría “Trac-Set” de barrenas PDC. Los surcos resultantes en la formación, que permanecen sin cortar en cada rotación de la barrena, se dice que restringen el movimiento general. Los pasadores impregnados de diamantes de respaldo, posicionados directamente detrás de los cortadores PDC en cada aleta y que son incluidos en muchos diseños, se dice, ayudan a reducir las vibraciones laterales. A pesar de que la iniciativa de cada fabricante de barrenas hacia el problema de “giro de barrena”, podría variar, todas están dirigidas a la mejora definitiva de la estabilización del diseño de barrenas. Un fabricante de barrenas, Reed-Hycalog, introdujo al mercado un tipo de barrenas PDC, cuya navegación se supone alcanza la de los diseños de las barrenas de cono. Esto se logra diseñando la barrena con un anillo de medición de 360 grados de completo contacto, que previene que los cortadores exteriores se troceen dentro de la formación. La restricción resultante en vibraciones laterales, ayuda a estabilizar la barrena, produce una torsión más homogénea y reduce el efecto de “giro de la barrena”. Así como la mejora de la sensibilidad direccional, el uso de la barrena ayuda a producir un agujero más homogéneo. 6.3 Vibraciones de Torsión y Atrapamientos de Corrida Viéndolo de forma simple, la fuerza de torsión es causada cuando una punta de un objeto es torcida mientras que la otra punta es mantenida firme o cuando son torcidas en direcciones contrarias Las fluctuaciones en la torsión dentro del agujero pueden conllevar al desarrollo de vibraciones de torsión. Existen dos tipos básicos de vibración de torsión a las cuales esta sujeta la sarta de perforación: • Vibraciones transitorias, que corresponden a los cambios de las condiciones dentro del pozo, por ejemplo, tipos de litología entrecruzados. • Vibraciones estacionarias que son auto-inducidas a través de acciones sobre la sarta de perforación, como por ejemplo fuerzas de fricción entre la tubería y la pared del agujero, cambio en el peso sobre la barrena o de los estabilizadores que se cuelgan. Las vibraciones de torsión de la sarta de perforación ocurren frecuentemente. Cuando se convierten en severas, pueden empeorarse y convertirse en oscilaciones de atrapamiento de corrida, por medio de lo cual la barrena podría dejar de girar hasta que se desarrolla la torsión suficiente en la barrena, para superar la fricción estática. Cuando la barrena paralizada logra soltarse, lo hace a velocidades rotacionales que van desde 2 a 10 veces la velocidad rotacional en superficie. Al momento de soltarse, una onda de torsión viaja desde la barrena de perforación, a través de la sarta de perforación, hasta la superficie. El equipo de perforación refleja o rebota esta onda de regreso a la barrena, que una vez más, se paraliza. Este ciclo se repetirá, a menos que los parámetros de perforación sean ajustados para interrumpirlo. Durante vibraciones de torsión severas, es posible que la barrena gire hacia atrás. En formaciones de rocas duras, esto puede dañar la barrena en un corto espacio de tiempo. Las vibraciones de torsión de la sarta de perforación pueden identificarse por medio de las oscilaciones cíclicas de la torsión en superficie, en la corriente de entrada para el motor de la rotaria y algunas veces la velocidad de rotación. También pueden observarse variaciones cíclicas en la presión del tubo vertical. El atrapamiento de corrida causa oscilaciones de torsión y velocidades de rotación a lo largo de toda la longitud de la sarta de perforación.

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Estos periodos de oscilación y el comportamiento cíclico de torsión, medidos en superficie, son buenos indicadores de vibraciones de torsión en la sarta de perforación. Las características de la oscilación dependen de la longitud y peso de la tubería de perforación, las propiedades mecánicas del sistema de perforación, la velocidad de rotación en superficie, y la naturaleza y ubicación de la fricción dentro del agujero. Al utilizar los valores máximos, mínimos y promedio de la torsión en superficie, uno podría deducir la extensión del movimiento de atrapamiento de corrida, de la barrena. Reducir el peso sobre la barrena y/o reducir la velocidad de rotación, puede ayudar a remediar el problema. En casos severos, se podrían requerir modificaciones de las propiedades de lubricación en el sistema de lodos. Las vibraciones de torsión de la sarta de perforación y en particular las oscilaciones de atrapamiento de corrida son perjudiciales para la vida de la sarta de perforación y la barrena. Las oscilaciones de torsión cíclicas pueden llevar a fallas por fatiga prematuras en la tubería de perforación. Hay muchas ventajas a ser reconocidas al reducir o eliminar las oscilaciones de atrapamiento de corrida. La fase de “atrapamiento” del atrapamiento de corrida, incrementa la probabilidad de tener una tubería atrapada y una partición por torsión al continuar rotando, mientras que la fase de “corrida” es dañina para la barrena debido a las altas velocidades de rotación que pueden ser alcanzadas por la barrena al momento de soltarse lo que conllevaría al desenrosque las conexiones. 6.3.1 Predicción y Monitoreo de Vibraciones de Fondo Hoy en día se tienen disponibles paquetes de análisis y de cálculo (software) que cuando son utilizados apropiadamente, pueden ayudar a predecir la probabilidad de que ocurran vibraciones de fondo. Parte del software de diseño de BHA, el modulo de “Sperry-Sun's 'WhirlTM”, puede predecir, para un BHA y una geometría de pozo dada, las combinaciones de peso en barrena y velocidades rotarias que probablemente exciten al BHA a frecuencias de resonancia e induzcan el “giro de la barrena”. Esto provee la oportunidad, en la etapa de diseño del BHA, ya sea de, cambiar el diseño para que sea más tolerante o proveer al perforador con un juego de parámetros que debe evitar. Un número de compañías de servicio han desarrollado herramientas de fondo que permiten que los niveles de vibración sean medidos en tiempo real. Un ejemplo de estas herramientas es el Sensor de Dinámica de Sarta de Perforación “Sperry-Sun's MWD”. La herramienta consiste en un paquete de un acelerómetro triaxial montado en una herramienta de Rayos Gamma Dual modificada, eliminando la necesidad de un medidor MWD adicional, en la sarta. Los acelerómetros están orientados con el eje Z a lo largo de la sarta de perforación, el eje X alineado lateralmente y el eje Y a 90 grados de los otros dos ejes pero tangencial a la sarta de perforación. Esta configuración permite a la herramienta monitorear las vibraciones axiales, laterales y de torsión, a medida que ocurran. La información de aceleraciones promedio, máximas e instantáneas, en tiempo real, pueden ser utilizados para interpretar y analizar las vibraciones dentro del pozo, e indicar la existencia de comportamiento de posible atrapamiento de corrida, giro de la barrena y rebote de la barrena, para la oportuna toma de acciones correctivas. 7.0 IDENTIFICACION DE PROBLEMAS DE PERFORACIÓN Las tres fuentes mayores de información durante la perforación, son las presiones (diferencial y circulante), la torsión y velocidad de perforación: 7.1 Presión Diferencial

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La presión diferencial reducida indica una o más de las siguientes condiciones: • Tasa de flujo (o gasto) reducida • Fugas en la tubería • Erosión extrema de la barrena (no usual) • Peso sobre la barrena (WOB) reducido Un incremento en la presión diferencial indica una o más de las siguientes condiciones: • Aumento en la tasa de flujo (gasto) • Los cortadores han desgastado de manera que la cara de la barrena se encuentra en contacto con el fondo del agujero • Peso excesivo sobre la barrena • Gran profundidad de corte: la formación es mas blanda de lo esperado 7.2 Presión Circulante Presión de bombeo con barrena arriba del fondo El incremento de presión circulante podría ser debido a una o más de las siguientes causas: • Peso mayor del lodo o propiedades inadecuadas del lodo • Toberas de la barrena taponadas o parcialmente taponadas • Tasa de flujo (gasto) incrementada • Restricción anular La disminución de presión circulante puede deberse a una o más de las siguientes causas: • Peso del lodo más liviano • Fuga en la sarta • Reducción en la tasa de flujo (caudal o gasto) • Aire en el lodo • Mal funcionamiento de bomba 7.3 Torsión (Torque) Incremento de torsión • Cambios en los ángulos del agujero • Fuga en la sarta • Cambio de formación • Propiedades no adecuadas del lodo • Incremento en el peso sobre la barrena • Limpieza inadecuada del pozo • Falla de los cojinetes (rodamientos) en una barrena de tres conos Disminución de torsión • Cambios de formación • Cambios en la velocidad de rotación • Disminución en el peso sobre la barrena • Mejora en las propiedades del lodo • El ángulo del agujero se esta enderezando

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Torsión irregular / variable • Ampliación con estabilizador • Perforación seca • Barrena embolada • Perforación de formación arenosa • Residuos metálicos en el agujero • fugas en la tubería • WOB excesivo • Cambios en la velocidad de rotación 7.4 Velocidad de Perforación (ROP) Un incremento en el ROP podría indicar: • Cambios en la formación y/o • Perforando cerca del balance (reduciendo sobrebalance) Una disminución en la ROP puede resultar de uno o más de las siguientes condiciones: • Barrena desgastada • Los parámetros WOB, RPM o hidráulicos no están optimizados • Cambios en la formación • Agujero torcido • fugas hidráulicas en la sarta • Incremento de sobrebalance Un ROP cambiante indica una o más de las siguientes condiciones: • Φormacies intercaladas • Desgaste de Barrena • Barrena embolada • Fugas Hidráulicas • Transferencia inconsistente del WOB 8.0 CLASIFICACION DE BARRENAS DESGASTADAS Un aspecto importante del mejoramiento del desempeño es el reporte de toda la información perteneciente a la corrida de la barrena. Ambos, el ingeniero de perforación y el fabricante de la barrena, por igual, utilizaran esta información para: • Mejorar la selección de barrenas en pozos futuros • Mejorar el diseño de barrenas Junto con el grado final de desgaste de la barrena en si, los siguientes factores deberán ser registrados con exactitud: • Longitud (en pies) perforados • Velocidad de perforación • Parámetros de perforación promedio, máximos y mínimos (WOB, RPM, tasa o gasto de flujo). • Propiedades del fluido de perforación (tipo, densidad, viscosidad, etc.). • Tipo de mecanismo de perforación (rotatorio, sistema rotatorio navegable, con motor, etc.). • Porcentaje de navegación para la corrida • inclinación, azimut y velocidad de incremento angular o de giro • Tipo de formación • Topes de formación

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8.1 Sistema de Clasificación de la IADC para Barrenas Desgastadas La tabla de clasificación de la IADC para barrenas desgastadas permite registrar ocho factores o criterios de evaluación del desgaste. La tabla aplica tanto para barrenas de conos como para barrenas de cortadores fijos, a pesar de que existen diferentes códigos de desgaste para cada una. ESTRUCTURA DE LOS ELEMENTOS CORTANTES B G OBSERVACIONES

FILAS INTERNAS

FILAS EXTERNAS

CARÁCT. DESGASTE LOCALIZ

COJINETE Y

SELLO

1.2 CALIBRE

EN 1/16”

OTRAS CARCAT

RAZON PARA SACAR

8.1.1 Desgaste de la Estructura de los Cortadores / Elementos Cortantes Para ambas barrenas el desgaste es medido en una escala desde 0 (cero desgaste) hasta 8 (perdida total de la estructura de corte). Cuando se clasifica una barrena PDC, es importante recordar que los cortadores deberán ser clasificados bajo la condición del compacto de diamante visible, sin importar la forma o exposición del cortador. Por ejemplo, si al comienzo de la corrida de la barrena, un cortador PDC tiene un 50% del compacto de diamantes expuesto por encima de la altura de las aletas, y después de la corrida, todo el diamante expuesto “utilizable” ha sido desgastado, entonces la clasificación correcta de desgaste para el cortador será “4” – igualando el 50% desgastado. Un error común sería el de clasificar el desgaste en dicho cortador como con un valor de “8”. Para barrenas de Diamantes Naturales, TSP e Impregnada de Diamantes, el desgaste es determinado comparando la altura del cortador visible inicial (o, en el caso de diseños Impregnados, altura inicial de las aletas), con la cantidad remanente, después de la corrida de la barrena. Es por lo tanto importante recordar inspeccionar y medir la estructura de elementos cortantes, antes de correr la barrena.

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8.1.2 Localización del desgaste de los cortadores para Barrenas de Conos Cuando se entra al área de características de embotamiento para barrenas de conos, los siguientes códigos, junto con el número del cono (es decir, 1, 2 ó 3), se deberán utilizar así: N = Fila de Nariz M = Fila del Medio G = Fila del Calibre A = Todas las Filas 8.1.3 Códigos de Localización para Barrenas de Cortadores Fijos CONO / NARIZ

HOMBRO / ”TAPER”

1.1 CALIBRE

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Códigos de Clasificación de la IADC para Barrenas Desgastadas

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8.1.5 El Calibre Debido a que las barrenas de conos y las barrenas de diamantes son fabricadas hasta distintas tolerancias, es importante que las barrenas sean calibradas utilizando el anillo medidor apropiado. Si se calibra una barrena de cortadores fijos que está en calibre con un medidor tipo “Go”, diseñado para calibrar las barrenas de conos mostrará la barrena estar bajo-calibre. Se deberá utilizar siempre un medidor “No Go” para calibrar las barrenas de cortadores fijos. 8.2 Condiciones de Barrenas Usadas / Causas / Tablas Remediales 8.2.1 Barrenas de Conos Condición del Desgaste Posible Causa Posibles Soluciones

Desgaste excesivo de los cojinetes

Velocidad excesiva de rotación Tiempo excesivo de rotación WOB excesivo Exceso de arena en el sistema de circulación Lastra barrena desestabilizada Tipo de barrena inapropiado

Disminución de RPM Reducción de las horas de rotación WOB más ligero Remoción de arena del sistema circulatorio Estabilización de lastra barrenas Uso de un tipo de barrena para formaciones más duras y con una estructura de cojinetes más fuerte

Quiebre excesivo de dientes

Tipo inapropiado de barrena Procedimiento de arranque inadecuado para la barrena nueva WOB excesivo

Uso de un tipo de barrena para formaciones más duras y con una mayor cantidad de dientes Uso del procedimiento de arranque apropiado para la nueva barrena WOB más ligero

Desgaste desbalanceado de dientes

Tipo inapropiado de barrena Procedimiento de arranque inadecuado barrena nueva

Uso de tipo diferente de barrena basado en las filas de dientes que están excesivamente desgastados en la barrena embolada. Uso apropiado de procedimiento de quiebre para la nueva barrena

Desgaste excesivo de dientes

Velocidad excesiva de rotación Tipo de barrena inapropiado Uso de un tipo de barrena con dientes sin recubrimiento

Disminuya la velocidad de rotación Utilice un tipo de barrena para formaciones más duras y con una mayor cantidad de dientes Use un tipo de barrena que tenga dientes recubiertos

El fluido corta los dientes y conos

Tasa de flujo (gasto) excesiva Exceso de arena en el sistema de circulación

Reducción en tasa de circulación Remoción de arena del fluido de circulación

Deslizado debido al embolamiento

WOB excesivo Tipo inapropiado de barrena Tasa de flujo insuficiente

WOB más ligero Use un tipo de barrena para formaciones más blandas con dientes más espaciados Incremente tasa de flujo

Excesiva disminución de calibre

Tipo inapropiado de barrena Tiempo excesivo de rotación

Use una barrena que tenga mayor protección contra la disminución de medidas Reducción de horas de rotación

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8.2.2 Barrenas de Cortadores Fijos Condición del Desgaste Posible Causa Posibles Soluciones

Diamantes pulidos

Rotando en una formación dura sin perforar

Adicione WOB o seleccione una barrena con diamantes / cortadores más pequeños

Diamantes rotos

Estabilización inadecuada Vibraciones anormales Manejo inadecuado

Corrija la estabilización Reduzca la vibración, cambiando el RPM Manejo adecuado

Diamantes trasquilados Arranque inadecuado ó Cortadores de Naríz partidos

Corrija procedimiento de arranque, limpieza de fondo,

Diamantes quemados (aplanados)

Enfriamiento inadecuado Incremente el la tasa de circulación para mejorar el enfriamiento

Barrena quemada

Sobrecalentamiento como resultado de taponamiento y / o embolamiento

Cuide que exista la hidráulica apropiada

Revisión de calor de los soportes de la PDC o el cuerpo de la barrena (matriz)

Sobrecalentamiento

garganta desgastada

Fragmentos de formación dura rodando dentro de la garganta

Hidráulica apropiada

Perdida de Calibre (Tamaño)

Largos intervalos ampliados con enfriamiento inadecuado, debido a los espacios taponados con desechos

Mientras este ampliando, reduzca las RPM y el peso sobre la barrena

daños por desechos

Desechos en el agujero justo delante de la primera barrena de diamantes utilizada

Limpie el fondo sobre la barrena previa, corra con ella la canasta chatarrera en la sarta

9.0 ACTIVIDAD ECONOMICA DE LA CORRIDA DE BARRENAS A pesar de que las barrenas de perforación contribuyen sólo con una fracción del costo del equipo en general, ellas pueden ser el elemento más crítico en el cálculo de la actividad económica de la perforación. El costo de una barrena PDC o una barrena de diamantes podría ser muchas veces el de una barrena de conos dentados y con esto se vuelve evidente que el uso de diseño de barrena más costoso debe ser económicamente justificado a través de un desempeño superior. El método aceptado de evaluar el desempeño de barrenas en términos económicos, es el de calcular el costo por pie (o por metro) perforado. Ya que una barrena PDC es considerablemente más

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costosa que una de conos, es evidente que la barrena PDC debe compensar dicho costo adicional perforando más rápido y / o perforando más tiempo. La siguiente fórmula es utilizada para calcular el costo por pie perforado: C = R (T + D) + B F Donde: C = costo de perforación por pie ($/pie) R = costo operativo del equipo de perforación ($/hr) T = tiempo de viaje (hr) D = tiempo de perforación (hr) B = costo de barrena ($) F = pies perforados (pies) La fórmula de perforación costo-por-pie, es válida para cualquier tipo de barrena. La fórmula puede ser usada después de correr una barrena con datos de desempeño real para calcular un costo por pie real o puede ser utilizada antes de correr una barrena, con valores supuestos para calcular un costo por pie proyectado. Una proyección de costo por pie para una barrena propuesta, es usualmente comparado al costo por pie real, obtenido de pozos vecinos (o de prueba). Cuando se propone una barrena PDC en un área en donde normalmente se corren barrenas de conos, puede ser útil realizar un análisis de igualdad (break-even) para identificar el nivel de desempeño (en términos de longitud y horas). En este caso una barrena PDC tendrá que lograr tener un costo total de perforación igual al de las barrenas de conos. A continuación se presenta un ejemplo de un análisis de igualdad para una barrena PDC: Datos de desempeño en un pozo vecino (o de prueba) Tiempo total de rotación = 100 hrs. Tiempo total de viaje = 45 hrs. Costo operacional del equipo de perforación = $500 hr Costo total de la barrena = $16,000 Total de pies perforados = 3,750 ft Utilizando la ecuación de costo de perforación, el costo por pies logrado en esta sección del pozo vecino (o de prueba), es calculada en US$23.60/pie. Si una barrena PDC puede resultar en el mismo valor, estará en “igualdad”. En caso de que un desempeño mejor pueda ser razonablemente esperado, el uso de una PDC puede ser económicamente justificado. El análisis de igualdad requiere que el desempeño de la barrena PDC sea estimado. Este desempeño puede ser calculado de dos maneras distintas:

1. Longitud (en pies) supuesta Si la longitud se supone equivalente a 3,750 pies se debe calcular la velocidad de perforación de la barrena para conseguir un costo-por-pie de US$23.60/pie o menos. Usando la fórmula: ROPBE = R. C - (R x T + B) / F Donde: ROPBE = velocidad de perforación en igualdad C = costo de desalineamiento por pie ($/pie) T = tiempo de viaje para la barrena PDC ($) B = costo de barrena propuesta ($) F = Longitud asumida (pies) R = costo operacional del equipo de perforación ($/hr)

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Utilizando los datos de desempeño del pozo vecino (o de prueba), previamente presentados y las siguientes suposiciones para la barrena propuesta se puede calcular una velocidad de perforación así: T= 10 hr B= $28,000 F= 3,750 pies En este ejemplo, la barrena propuesta tendrá que perforar el intervalo con una velocidad de perforación de al menos 34 pies/hora, para justificar su uso.

2. Velocidad de Perforación Supuesta

Si la velocidad de perforación es supuesta, se puede calcular longitud mínima que la barrena debe perforar para ahorrar dinero al operador. La formula derivada en este caso, es: FBE = R x T + B. C - R / ROP Donde: FBE = longitud en igualdad (pies) ROP = velocidad de perforación asumida (pies/hr) Asumiendo una velocidad de perforación de 45 pies/hora, la barrena propuesta debe perforar 2,287 pies para quedar por igual con el pozo vecino (o de prueba).

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SECCION 4 DISEÑO DE SARTA DE PERFORACION Contenido 1.0 Componentes de la Sarta de Perforación

1.1 “Kelly” (Flecha) o Sistema de “Top Drive” (TDS) 1.2 Tubería de Perforación (DP) 1.3 Tubería de Perforación Extrapesada (HWDP) 1.4 Lastra Barrenas (DC) 1.5 Otras Herramientas de Fondo 1.6 Barrenas

2.0 Consideraciones de la Sarta de Perforación 2.1 Tubería de Perforación 2.2 Lastra Barrenas 2.3 Estabilización 2.4 Percusores de Perforación 2.5 Aceleradores 2.6 Amortiguadores 2.7 Barrenas Ampliadoras y Ampliadoras

3.0 Diseño de la Sarta de Perforación 3.1 Objetivos 3.2 Suposiciones 3.3 Factores de Diseño

4.0 Diseño de Pozos de Ángulos Verticales a Moderados 4.1 Etapas de Diseño 4.2 Tamaño de las Lastra Barrenas 4.3 Conexiones BHA / Características 4.4 Colocación de Percusores de Perforación y Estabilizadores 4.5 Longitud de la Sección de BHA 4.6 Capacidad de Torsión de la Junta 4.7 Proporción de Inflexibilidad 4.8 Diseño de Tensión de la Tubería de Perforación 4.9 Presión de Ruptura 4.10 Presión de Colapso 4.11 Cargas Combinadas 4.12 Fuerzas de Estabilidad y Pandeo de la Tubería de Perforación 4.13 Aplastamiento por la Acción de las Cuñas 4.14 Componentes Soldados

5.0 Diseño para Pozos de Alcance Extendido 5.1 Consideraciones Generales de Diseño 5.2 Estimando las Cargas de la Sarta de Perforación 5.3 Coeficiente de Arrastre 5.4 Angulo Critico de Agujero 5.5 Torsión

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5.6 Juntas No-Estándar 5.7 Factores que Afectan la Capacidad de Torsión 5.8 Fatiga en Pozos ERD

6.0 Fatiga 6.1 Fuentes de Fatiga-Inducción de Esfuerzos Cíclicos 6.2 Mitigación 6.3 Velocidades Rotarias Criticas 6.4 Corrosión en Fluido Base Agua 6.5 Practicas de Operación de la Sarta de Perforación

ANEXO 1 Calculo de BSR Caculo de Torsión de Conexión de un Tramo

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1.0 COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACION Los componentes de la sarta de perforación son: 1.1 “Kelly” (Flecha) o Sistema de “Top Drive” (TDS) No es exactamente parte de la tubería de perforación, pero transmite y absorbe torsión hacia y de la sarta de perforación, mientras soporta toda la carga de tensión de la sarta de perforación. 1.2 Tubería de Perforación (DP) Transmite potencia por medio del movimiento rotatorio del piso del equipo de perforación a la barrena, y permite la circulación del lodo. Están sujetas a complejos esfuerzos, así como el resto de la sarta de perforación. La tubería de perforación nunca debe ser corrida en compresión o utilizada para peso en barrena, excepto en agujeros de alto ángulo u horizontales, en donde la estabilidad de la sarta y la ausencia de pandeamiento debe ser confirmada por medio del uso de un software de modelado. 1.3 Tubería de Perforación Extrapesada (HWDP) Ellas hacen la transición entre la tubería de perforación y las lastra barrenas, evitando así, un cambio abrupto en las áreas seccionales cruzadas. También son utilizadas con lastra barrenas para proveer peso en barrena, especialmente en agujeros de 6” o 8½” en donde el efecto de pandeo de la HWDP debido a la compresión, es mínimo. La HWDP reduce la inflexibilidad del BHA, también son mas fáciles/rápidas de manejar que las DC’s y mas importante aun, reducen la posibilidad de atrapamiento diferencial. 1.4 Lastra Barrenas (DC) Proveen el peso en barrena, manteniendo la sección de la tubería de perforación en tensión, durante la perforación. El punto neutral que debe estar localizado en la parte superior de la sección de lastra barrenas: 75 a 85% (máximo), debe estar disponible para ponerse bajo compresión (Peso Disponible en Barrena). 1.5 Otras Herramientas de Fondo Incluyen: Estabilizadores, Combinaciones, Percusores de Perforación, MWD, Barrenas de Ampliación, etc. Todas tienen distintas funciones, pero dos puntos mayores en común: Su colocación es crucial cuando se diseño una sarta de perforación e introducen “irregularidades” en la sarta de perforación, es decir, diferente ID/OD y diferentes características mecánicas (torsión/flexión, etc.), que deben ser tomadas en cuenta durante el diseño de una sarta de perforación. 1.6 Barrenas Vea la Sección 6. Barrenas 2.0 CONSIDERACIONES DE LA SARTA DE PERFORACION 2.1 Tubería de Perforación Los factores principales envueltos en el diseño de una sarta de tubería de perforación son: • Resistencia al colapso y ruptura. • Esfuerzo de tensión (Tensión). • Torsión

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• Resistencia contra el aplastamiento por medio de la acción de las cuñas. • Presencia de fluidos agresivos (Ej. H2S y CO2)/resistencia a la corrosión Las fuerzas que actúan sobre las tuberías de la sarta de perforación, incluyen: • Tensión, el peso combinado de las lastra barrenas y la tubería de perforación mas cualquier sobretensionamiento Deberá haber disponible un margen de seguridad de sobretensionamiento, para tensionar una sarta atrapada. • Torsión, altos valores de torsión pueden ser obtenidos en condiciones estrechas de pozo. La herramienta recomendada de torsión para conexión de tramos, deberá ser utilizada y sus limites no excedidos. • Fatiga en un ambiente corrosivo • Fatiga asociada a muescas mecánicas. • Esfuerzo Cíclico de Fatiga mientras se rota a través de pozos desviados, Severidad de patas de perro de mas de 3deg/30m (3deg/100pies) debe ser evitada, de ser posible. • Fricción abrasiva • Vibración, a velocidades rotarias críticas Se encuentran disponibles diferentes grados de acero para corresponder a los diferentes requisitos del agujero, siendo los más comunes G105 y S135. El G105 es el más comúnmente utilizado para ambientes poco profundos o de H2S. El S135 es considerado un estándar para operaciones costa afuera. El U150 es un grado relativamente nuevo, que es utilizado para operaciones en aguas profundas. El recubrimiento (también denominado Banda Dura) de tramos, es realizado para limitar el grado de desgaste circunferencial, producido en la junta. Se ha comprobado que el recubrimiento es eficiente, pero también puede proveer considerable desgaste al revestimiento, llevando a una reducción en las propiedades de desempeño de la tubería de revestimiento. Se debe tener cuidado con el uso de materiales de banda dura (generalmente de carburo de tungsteno). Un suave soldado de banda dura, con el diámetro exterior del tamo, es preferible. La Banda Dura recomendad es ARNCO 200XT o ARMACOR M. Si una tubería recién recubierta o una tubería que ha sido recientemente vuelta a recubrir, esta siendo utilizada, todo esfuerzo debe ser hecho para correr esta tubería en la sección del agujero descubierto. Esto resultara en la remoción de asperidad del acabado de la nueva superficie y minimizara cualquier impacto adverso en desgaste de de la tubería de revestimiento. La Tubería de Perforación de desempeño Mejorado, es una tubería de perforación “estabilizada”, que puede ser utilizada en pozos desviados/horizontales, para: • Ayuda a prevenir el atascamiento diferencial • Reduce la torsión y el arrastre • Reduce el contacto con la pared o desgaste de la junta • Ayuda a disturbar los estratos de recortes 2.2 Lastra Barrenas Las lastra barrenas son utilizadas para aplicar peso en la barrena. Su gran grosor de pared, les provee de mayor resistencia al pandeo que la DP. El punto neutral deberá ser localizado El punto neutral que debe estar localizado en la parte superior de la sección de lastra barrenas (nunca en la sección de la DP), 75 a 85% (máximo), de la sección de las lastra barrenas debe estar bajo compresión (esto incluirá la HWDP, en caso de ser utilizada)> La parte baja de la sección de la lastra barrena esta bajo compresión, y debido a esto esta sujeta a pandeo. Esto genera altos esfuerzos y posibles fallas por fatiga, particularmente en las conexiones.

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El espacio vacío entre las lastra barrenas y el pozo es mas pequeño que con la DP, y por lo tanto incrementa la posibilidad de un atrapamiento diferencial. Si se piensa que esto podría convertirse en un problema, se puede utilizar una lastra barrena ranurada para reducir el área de contacto con el pozo y por subsiguiente, el riesgo de atrapamiento diferencial. En los pozos desviados y para evitar el atrapamiento del ensamble de perforación, se deberá utilizar la mínima cantidad de lastra barrenas (y estas deberán ser del tipo ranurado). La tubería de perforación extrapesada en conjunción con estabilizadores bajo calibrados, deberá ser utilizada para sustituir el peso de la lastra barrena. 2.3 Estabilización 2.3.1 Estabilizadores Los estabilizadores de medición completa, proveen una distancia fija desde la pared del agujero y mantienen las lastra barrenas concéntricas con el pozo, reduciendo de esta manera, el pandeo y la flexión. Sin embargo los estabilizadores podrían incrementar la torsión y arrastre. 2.3.1.1 Tipo Recomendado de Estabilizadores • El estabilizador integral con cuchillas es el tipo preferido de estabilizador. • A pesar de que los estabilizadores integrales con cuchillas son generalmente preferidos, los estabilizadores con aletas soldadas pueden ser utilizadas para agujeros superficiales o conductores, dependiendo de la formación. Generalmente las formaciones blandas y en cualquiera de los casos, por encima del punto de desviación para pozos direccionales. • Los estabilizadores reemplazables de manga solo se deben usar en áreas del mundo en donde la logística es un verdadero problema (consideraciones económicas). Su desventaja principal es que restringen la circulación de flujo en un agujero pequeño. La posición, tamaño (completa, por debajo o Estabilizador Medido Ajustable) y cantidad de estabilizadores en el ensamble de fondo, son determinados por los requerimientos de la perforación direccional. En la sección vertical su propósito es el de mantener el ángulo de desviación lo mas bajo posible. Nota: • El estabilizador cerca de la barrena puede ser reemplazado por un escariador de rodillos de tamaño complete, en caso de que se experimente torsión excesiva. • No coloque un estabilizador en la transición desde las lastra barrenas hasta el HWDP. • El uso de estabilizadores dentro de la tubería de revestimiento debe ser evitado lo mas posible (o ser limitado a un espacio de tiempo corto), Ej. Mientras se limpia el cemento. 2.3.2 Escariadores de Rodillos Los escariadores de rodillo pueden ser utilizados para la estabilización de la sarta de perforación, en donde sea difícil mantener la medición del agujero y en formaciones duras y profundas, en donde la torsión representa un problema. Los escariadores de rodillo no estabilizan tan bien como los estabilizadores integrales con cuchillas. Se experimentan más caminatas, especialmente cuando un escariador de rodillos es usado cerca de la barrena. Utilizado con un ensamble de armado, muchas veces incrementan la velocidad de armado. El tipo de cortadores, dependerá del tipo de formación. El mismo cuerpo de escariador de rodillo puede ser utilizado para diferentes aplicaciones. 2.4 Percusores de Perforación

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Los percusores de perforación hidráulicos de doble acción son preferidos. Los percusores de perforación son generalmente utilizados desde abajo del tubo conducto o la tubería superficial de revestimiento. La cantidad de horas de perforación y horas uso de los percusores de perforación, deberán ser registradas para realizar el reemplazo al tiempo recomendado (esto debe ser provisto por el fabricante). Esto varía de acuerdo al fabricante, tamaño del agujero, tamaño del percusor de perforación y la desviación. 2.4.1 Posición de los Percusores de Perforación Corra un programa de posicionamiento de percusores de perforación, entonces optimice para el posicionamiento, considerando todos los aspectos del BHA: • La localización del punto neutral en la sarta de perforación deberá ser conocida y los percusores de perforación deberán ser mantenidos fuera de esta are. • Cuando sea apropiado (fíjese aquí abajo), posicione los percusores de perforación en la sección de lastra barrenas por encima de la parte superior del estabilizador. Los percusores de perforación no deberán ser corridos directamente al lado de un estabilizador (mínimo un cople entre ellos). • Coloque un para de lastra barrenas sobre el percusor de perforación para peso de martillo, donde sea posible. Las HWDP son flexibles y no transmitirán un golpe hacia abajo, al igual que las lastra barrenas. • El problema anticipado también puede influenciar el sitio en donde será colocado el percusor de perforación: 1. Si es atrapamiento diferencial u ojo de llave, entonces el percusor de perforación deberá ser corrido en la HWDP para evitar quedarse atrapado con el resto del BHA. 2. Si los estabilizadores se están “embolando” o el agujero se esta hinchando, entonces los percusores de perforación deberán ser posicionados sobre la parte superior del estabilizador. 3. Cuando se perfora en un área nueva en donde los problemas comunes de agujero no han sido aun identificados, un buen compromiso es el de correr lastra barrenas ranuradas de OD mas pequeño sobre el percusor de perforación • Los percusores de perforación tienen una fuerza abierta de bombeo que debe ser superada cuando se percusione el percusor de perforación. Fuerza Abierta de Bombeo = Caída de presión debajo de los percusores de perforación x área de Casquillo El área de casquillo puede ser obtenida de los manuales de información del fabricante. 2.5 Aceleradores Los aceleradores (también llamados Impulsadores del Percusor de Perforación, son corridos en la sarta, encima de los percusores de perforación y son utilizados para incrementar la fuerza de impacto ejercida por un percusor de perforación. Consisten en una junta de cuñas que, como extensión de la herramienta, causa mayor compresión de un gas inerte (generalmente nitrógeno en una cámara de alta presión. Entonces el gas bajo fuerzas de presión devuelve a la herramienta a su longitud original, permitiendo a las lastra barrenas debajo del impulsador moverse rápidamente hacia arriba en el agujero. Los aceleradores son útiles en una sarta de pesca o un ensamble de perforación, particularmente en agujeros de ángulo alto, en donde las sarta esta en contacto con el lado del agujero y grandes cantidades de fricción podrían ser desarrolladas. 2.6 Amortiguadores Los amortiguadores son colocados en la sarta de perforación, idealmente, directamente encima de la barrena, para absorber vibración y cargas de choque.

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Son útiles, especialmente en sitios de poca profundidad, cuando se perforan rocas duras, formaciones partidas o líneas intermitentes duras y suaves, para limitar el desgaste y falla de los componentes de la sarta de perforación (MWD, barrena, etc.). 2.7 Barrenas Ampliadoras y Ampliadora Las barrenas ampliadoras y las ampliadoras son utilizadas para ampliar los agujeros. Una ampliadora nunca es tan robusta como una barrena ampliadora, pero puede pasar a través de obstrucciones (Ej. sarta de tubería de revestimiento) de un diámetro mas pequeño que el agujero que va perforar. 2.7.1 Barrenas Ampliadoras 2.7.1.1 Aplicaciones Usados para ampliar un agujero piloto, el cual pudo haber sido requerido debido a las siguientes razones: • Se requirió un núcleo. El tamaño del equipo estándar de toma de núcleo comienza en 12 ¼”. • Una alta calidad de registros eléctricos fue requerida, lo cual no es probable de conseguir en un agujero de gran diámetro. • Es mas fácil controlar la trayectoria de un agujero mas pequeño, especialmente en una formación muy blanda. • Perforando a través de lo que podría ser una zona de presión transitoria o una burbuja de gas. En un agujero pequeño, la circulación fondo arriba toma menos tiempo y los influjos son más fáciles de controlar debido al volumen reducido. Una barrena ampliadora también podría ser requerida si el diámetro del agujero ha sido reducido por la formación que se expande dentro de el, de modo la barrena completa, ya no podrá pasar. Esto podría pasar en particular en secciones que contienen lutitas plásticas o sal. 2.7.1.2 Directrices para su uso Una barrena de ampliación es corrida, ya sea con una barrena piloto o con una boquilla, la que guía a la barrena de ampliación a lo largo del agujero piloto. Debido a esto no hay necesidad de guiar una barrena de ampliación y no hay riesgo de perforar alejándose del agujero piloto. La boquilla puede ser fijada directamente a la barrena de ampliación o una junta por debajo, para dar mayor flexibilidad. Como una alternativa para la barrena de ampliación, especialmente en agujeros de tamaños menores a 17½”, una barrena “común” puede ser utilizada para ampliar el agujero. Esto no es recomendado en formaciones blandas. En las formaciones duras, es mas probable que la barrena siga la vía con menor resistencia, pero es necesario medir la desviación del pozo a intervalos frecuentes, para revisar que este siguiendo la trayectoria del agujero piloto. La mayoría de las barrena de ampliación aun utilizan conos, ya sea con dientes de acero o insertos de carburo de tungsteno, dependiendo de la formación. Estas están disponibles desde 8 3/8” (6” de agujero piloto) a 48” (17 ½” agujero piloto). El número de conos (de 3 a 8), es una función del tamaño del agujero. Las barrenas de ampliación de aletas fijas están disponibles para secciones más pequeñas del agujero (menos de 17½”). Ellas remueven el riesgo de que los conos se caigan. También cortan en dirección hacia arriba, en caso de que esto se vuelva necesario (“forzando formación”). Mientras se usa una barrena de ampliación: • La selección de cortadores dependerá de la formación, basada en las mismas consideraciones que las que se usan par alas barrenas.

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• Las formaciones blandas normalmente responderán mejor a un RPM más alto y un WOB mas bajo, mientras que las formaciones más duras requieren un WOB más alto y menos RPM. • En caso de que se encuentren formaciones fracturadas, ajuste el parámetro de perforación para evitar el rebote. • Use un gasto de flujo suficiente para obtener una buena limpieza de agujero. • Siempre estabilice la parte baja de la barrena de ampliación para prevenir que rote fuera del centro. Una barrena de conos (es decir, en caso que la limpieza no haya sido anticipada) o una boquilla media pulgada o una pulgada mas pequeña que el agujero piloto, deberían ser eficientes. 2.7.2 Ampliadoras Las aplicaciones típicas incluyen: • Abrir el agujero por debajo de la Zapata guía, para proveer un espacio anular más grande, para poder cementar la próxima sarta de tubería de revestimiento. Esto permite, por ejemplo, el uso de un diámetro, de tubería intermedia de revestimiento, más grande de lo que se puede utilizar normalmente. • Superar la restricción del tamaño del diámetro del BOP o del cabezal del pozo. • Ampliar el espacio anular del agujero, dentro de la zona productora, para la completación con empaque de grava. • Abrir una burbuja para comenzar un desvío. • Reducir la severidad de las patas de perro. • Ampliar “áreas levantadas” a través de la zona problemática fallida. Debido a que la ampliadora tiene que pasar a través de un diámetro interior restringido, incorpora cortadores expandibles, los cuales permanecen colapsados cuando la herramienta esta RIH. Los cortadores son entonces expandidos dentro de la formación utilizando la presión diferencial del fluido de perforación. Una vez que el agujero se encuentra ampliado a la profundidad deseada, las bombas son apagadas, permitiendo que los brazos se colapsen nuevamente hacia el cuerpo para POOH. Las ampliadoras usualmente tenían conos en brazos extensibles, pero hoy en día la tendencia es la de usar brazos extensibles con cortadores PDC. Estas pueden ser corridas con una boquilla o una barrena de perforación pequeña como si fuera una ampliadora. En caso de que la sobre medición sea requerida, una alternativa seria una barrena bi-céntrica (por ejemplo, 8 1/2” X 9 7/8”), lo cual elimina el riesgo asociado con una ampliadora. 3.0 Diseño de la Sarta de Perforación 3.1 Objetivos El objetivo del diseño de la sarta de perforación es: • Asegúrese que el esfuerzo máximo, en cualquier punto de la sarta de perforación, es menor que el esfuerzo de cedencia reducido. • Asegúrese que los componentes y la configuración de la sarta de perforación minimice los efectos de fatiga • Provee equipo que sea resistente al H2S, en caso de que el H2S sea anticipado. 3.2 Suposiciones Las siguientes suposiciones son hechas: • En agujeros de ángulo bajo, la tensiones aproximada utilizando el método de “peso de boya” o flotación. Esto ignora los efectos de la presión de circulación y ángulo de agujero, en tensión. A pesar de no ser tan exacto como el método “presión-área”, se compensa por cualquier error,

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seleccionando un margen apropiado de sobretensión. Los pozos ERD y los pozos horizontales, requerirán de un moldeado por computadora para evaluar los efectos de torque y arrastre. • En los pozos verticales, se asume que se presentara el pandeamiento hasta el punto en la sarta en donde el peso de flotación de la sarta, iguala el peso en barrena. Esto es incorrectamente denominado “punto neutral en tensión”. En la practica, y si las fuerzas presión-área son considerados, el punto neutral siempre ocurrirá por debajo de este punto, a menos que la tubería quede atrapada o que la caída de presión en barrena se incremente con la barrena en el fondo. • En agujeros inclinados se asume que se presentara el pandeo, cuando la carga compresiva en un componente, exceda la carga crítica de pandeo del componente. • Los cálculos de tensión en agujeros verticales y de ángulo bajo, asuma una sarta vertical colgada, es decir, el peor de los casos, sin soporte de agujero. Si el agujero no es vertical, entonces el diseño es un diseño conservador, el cual es realizado para compensar el arrastre de tensión más alto, ya que el ángulo del agujero y el del adyacente se incrementan. • En los diseños de ERD’s el arrastre de tensión es ignorado para los cálculos en modo perforación rotaria. Los errores son pequeños, a menos que se rote muy lento con altas velocidades de perforación. Bajo condiciones normales de perforación, la velocidad de rotación excederá la velocidad axial. • La capacidad de carga de torsión de la sarta de perforación, es fija en la torsión de conexión de la junta. • La fuerza de cedencia material para todos los componentes, es el mínimo especificado para el componente que esta siendo considerado. • El grosor de la pared del tubo de la tubería de perforación es el mínimo para el peso y clase de la tubería de perforación especificada. • La fuerza de torsión de conexión y la torsión de adición (de componente), son calculados utilizando la formula de A.P. Farr de SPI RP 7G. 3.3 Factores de Diseño Los factores de diseño son utilizados para disminuir las capacidades de carga de los componentes, para proveer un margen adicional de error causado por diferencias entre las suposiciones hechas en el diseño y el mundo real. Tensión (DFT) Esto es usado para reducir la capacidad de tensión de la tubería de perforación, para establecer la carga de tensión máxima permitida. DFT es típicamente 1.15 Margen de Sobretensionamiento (MOP) La tensión en exceso deseada sobre la carga normal de colgado/trabajo para que sirva en caso de contingencias tales como, arrastre de agujero, atrapamiento de tubería, etc. Pudiera ser cualquier cantidad positiva pero es típicamente especificado desde 50,000 a 150,000 lbs dependiendo de las condiciones del agujero. Exceso de Peso en el BHA (DFBHA) Define la cantidad de peso en exceso de peso en barrena que un BHA dado pudiera contener. Este peso en exceso provee un margen extra para mantener al punto neutral por debajo de la parte superior del BHA. DFBHA recomendado es de 1.15. Torsión La torsión aplicada esta limitada a la torsión de conexión de una junta. Una torsión de conexión estándar es de 60% de fuerza torsional de cedencia de junta y las juntas estándar son mas débiles en torsión que los tubos a los que están anexos. Debido a esto un factor de diseño no es necesario. Presión de Colapso (DFC)

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Las capacidades de presiones de colapso son primero disminuidas para contar para el efecto de cualquier tensión y después vueltos a disminuir, dividiendo las entre el factor de diseño de colapso. El DFC es típicamente 1.1 a 1.15. Presión de Ruptura (DFBP) Esto es usado para reducir una capacidad de presión de ruptura de componentes para dar un máximo permitido de presión de ruptura que puede ser aplicado. La capacidad de ruptura es incrementada cuando la tensión es aplicaba, pero esto es normalmente ignorado. Pandeo (DFB) Este es el factor de seguridad del pozo de ángulo alto equivalente al factor de exceso del BHA para pozos verticales. Ambos sirven para prevenir el pandeo de la tubería de perforación en forma rotaria. La diferencia es que DFBHA incrementa la longitud del BHA en pozos verticales, mientras que el DFB disminuye el peso permitido en peso en barrena en pozos ERD y pozos horizontales, en donde el BHA tradicional, esta ausente. 4.0 DISENO DE POZOS DE ANGULOS VERTICALES A MODERADOS

4.1 Etapas de Diseño Trabajando desde la barrena hacia la superficie: • Elija el tamaño de la lastra barrena, conexión y características de la conexión. • Determine el esfuerzo de torsión de las conexiones de la lastra barrena. • Determine las longitudes mínimas de las secciones de lastra barrena y HWDP. • Revise las fuerzas de aplastamiento por cuñas. • Establezca los factores de diseño y el margen de sobretensionamiento • Calcule las cargas de trabajo y tensión permitidas. • Calcule la longitud máxima permitida de cada sección de la tubería de perforación. • Calcule la baja de capacidades de presión de colapso de los tubos de la tubería de perforación bajo carga de tensión. 4.2 tamaños de las Lastra Barrenas • A menos que el atrapamiento mecánico sea un problema, se deberá utilizar el diámetro más grande de BHA, en consistencia con las demás necesidades. • La inflexibilidad incrementada se traduce en un mejor control direccional. • La presencia de lastra barrenas significa menos conexiones para un peso especifico en barrena. • Grandes lastra barrenas significan longitud de BHA reducida y por lo tanto una reducción del riesgo de atrapamiento diferencial. • Las lastra barrenas grandes tienen menos libertad de movimiento. Esto reduce la magnitud de los esfuerzos cíclicos generados por el pandeo y la vibración lateral y por lo tanto incrementa la vida de fatiga de las conexiones. Otras consideraciones incluyen: • habilidad para pescar • rango efectivo del equipo de manipuleo de tubería • requerimientos de control direccional • hidráulicos • características deseadas (ranurados, ranurados con elevador, etc.). 4.3 Conexiones BHA / Características Los siguientes puntos son aplicables a todos los componentes del BHA, incluyendo combinaciones, estabilizadores, motores, herramientas de LWD y MWD, ampliadores de agujeros, barrenas ampliadoras, percusores de perforación, etc.

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4.3.1 Proporción de Fuerza de Flexión (BSR) Esta es la proporción de flexibilidad de la caja hacia el piñón para una conexión dada. BSR's altos pueden causar una acelerada falla de piñón. Los BSR’s bajos pueden causar fallas de caja. La experiencia de campo sugiere que lastra barrenas OD mas grandes sufren predominantemente de roturas por fatiga en la caja, incluso cuando se esta en o cerca del BSR optimo de 2.5. Esto sugiere que un BSR más alto podría ser una directriz mas apropiada para lastra barrenas OD más grandes. Al contrario, los coples de 4¾” con BSR’s de 1.8 rara vez exhiben roturas por fatiga en la caja. Esto sirve para destacar la importancia de la experiencia en campo, al elegir BSR’s para tamaños de lastra barrenas en particular. El BSR recomendado para tamaños típicos de lastra barrenas, es mostrado en la tabla siguiente. Estos números deberán ser ajustados, según sea determinado por las condiciones operativas locales. Rangos recomendados de BSR

OD de Lastra Barrena Rango Tradicional de BSR Rango recomendado de BSR

< 6” 2.25 – 2.75 1.8 – 2.5 6” – 7 7/8” 2.25 – 2.75 2.25 – 2.75 = o > 8” 2.25 – 2.75 2.5 – 3.2 Las transiciones entre las secciones de diferente inflexibilidad, actúan como concentradores de esfuerzo. Este problema es empeorado por medio de las combinaciones cortas y derechas. Si una combinación derecha (no cuello de botella) es utilizada y su OD es más grande que el OD de la junta de la HWDP, el BSR resultante de la conexión de la combinación superior, podría ser bastante alto, resultando en fatiga acelerada de piñón. Los cuellos de botella alivian este problema, proveyendo un cambio ligero en la sección cruzada. Las ecuaciones utilizadas para el cálculo del BSR, están representadas en el Anexo 1. 4.3.2 Conexión de BHA en Forma de Rosca Las formas de rosca con una raíz de radio completo, deberán ser utilizadas en todas las conexiones de BHA, para maximizar la resistencia a la fatiga. La conexión regular de API y las conexiones NC y Agujero Completo, todas cumplen con este requisito, a pesar de que cabe mencionar que la forma de rosca NC de API (V-038R), es superior a las otras. La forma de rosca H-90, también es considerada como aceptable, a pesar de que no tiene un raíz de radio completo. Todas las conexión que utilizan una forma de rosca “estándar” V-065, excepto la PAC, son obsoletas. La forma de rosca “NC” deberá ser especificada, en vez de los nombres obsoletos de “IF” o “XH”, ya que esto eliminara la posibilidad de recibir forma de rosca V-065, propensa a la fatiga. 4.3.3 Características de Alivio de Esfuerzo Las características de alivio de esfuerzo deberán estar especificadas en todas las conexiones NC-38 o mayores, del BHA. Estas características incluyen el “piñón libre de esfuerzo” y la “caja bore-back”. Ambos extienden la vida de la fatiga por medio de la eliminación de las raíces separadas de rosca, que actúan como concentradores de esfuerzo. Las características de alivio de esfuerzo son beneficiosas en todas las conexiones de la HWDP. Los piñones acanalados liberados de esfuerzo, no son recomendados para conexiones menores al NC-38, porque

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podrían debilitar las fuerzas de tensión y torsión de las conexiones y porque la fatiga es muchas veces un problema menor que las cargas no-cíclicas en conexiones pequeñas. El “bore-back” podría ser utilizado en conexiones mas pequeñas sin debilitarlas y debería ser considerado en caso de la fatiga de la caja, este ocurriendo. 4.3.4 Rodamiento en Frío El rodamiento en frío de las raíces de roscas del BHA (y la HWDP) y de las superficies de alivio de esfuerzo, incrementa la vida de la fatiga por medio de la colocación de un esfuerzo compresivo residual en las raíces de las roscas. Esto no es beneficioso en tubería de perforación de peso normal, en donde la fatiga es rara vez un problema, debido a la relativa inflexibilidad de las juntas, comparadas a los tubos. 4.3.5 Esfuerzo de Torsión de Conexión de BHA Debido a que la torsión es transmitida desde la parte superior hacia abajo, las conexiones del BHA están usualmente sujetas a cargas de torsión mas bajas, que las conexiones de arriba. Sin embargo, si esta ocurriendo “atrapamiento” / “corrida” o se esta utilizando un ensamble telescopiada, se deberá revisar la fuerza de torsión, para confirmar que es mas alta que la torsión esperada, dentro del BHA operativo. Los tabuladores de fuerza de torsión en juntas, no puede ser directamente utilizado para este propósito, debido a que los materiales de las juntas y las lastra barrenas, tienen fuerzas de cedencia distintas. El esfuerzo de torsión de conexión de las lastra barrenas puede ser calculado como sigue:

Donde TS - esfuerzo de torsión de conexión de las DC (pies lbs) MUT - torsión de conexión de las DC (pies lbs) F - factores del tabulador siguiente Factores para convertir el MUT de las lastra barrenas a Fuerza de Torsión Tipo de Conexión OD < o = 6-7/8” OD > 6-7/8” PAC f = 0.795 n/a H-90 f = 0.511 f = 0.562 Otros f = 0.568 f = 0.625 4.4 Colocación de Percusores de Perforación y Estabilizadores 4.4.1 Estabilizadores El numero, tamaño y posición de los estabilizadores, es muchas veces determinado por las consideraciones direccionales. Sin embargo, también tienen un impacto en otros aspectos del diseño. 1. Durante la perforación rotativa en pozos verticales, la parte baja del BHA sufrirá de pandeo y será soportado por los lados del agujero. Los estabilizadores reducen el esfuerzo de conexión/incrementan la vida de fatiga, por medio de la restricción de libertad de movimiento lateral de la lastra barrena. 2. En caso de que el atrapamiento diferencial sea una preocupación, mas estabilizadores o estabilizadores mas grandes, incrementaran la posibilidad de quedarse atrapado. Al mismo tiempo y cuando el atrapamiento diferencial es una preocupación, la presencia de estabilizadores, puede reducir el riesgo, manteniendo las lastra barrenas fuera de los lados del pozo.

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4.4.2 Percusores de Perforación El posicionamiento de los percusores de perforación es dictado por la necesidad de tener un impacto máximo, en caso de que el BHA quede atrapado, mientras se trata de asegurar de que no ocurra una falla por fatiga. Hasta hace poco, la ley del dedo, era utilizada para correr los percusores de perforación en tensión. Mas recientemente, en pozos de ángulo alto, se ha vuelto aceptable, el correr percusores de perforación bajo compresión. Esto ha llevado a confusiones con respecto al posicionamiento de percusores de perforación, es decir, si correr en tensión o compresión y si correrlos durante el pandeo o sin pandeo. (Nota: un elemento rotador pandeado de la sarta de perforación, siempre es una preocupación en la perforación y por tanto deberán ser evitados. Para clarificar estos asuntos, la siguiente regla es impuesta: “No corre los precursores de perforación pandeados, en ningún momento”. Esta regla obviamente excluye a los percusores de perforación de ser corridos en compresión mecánica en secciones verticales del agujero. En pozos de alto ángulo, sin embargo, se reconoce que un percusor de perforación puede estar sujeto a una gran carga compresiva, sin pandearse. 4.5 Longitud de la Sección de BHA La longitud de la sección de lastra barrenas dependerá del tipo de BHA siendo diseñado y de si el HWDP será utilizado o no para peso en barrena. Tres tipos de diseño de BHA son considerados como en la ilustración en la figura 1, como sigue:

• Tipo A: El peso completo en barrena es provisto por las lastra barrenas. La HWDP esta presente para extender la transición desde los DC’s hasta la DP.

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• Tipo B: Suficientes DC’s son usados para lograr ya sea control direccional u otros objetivos, excepto el WOB El peso en barrena se deriva de ambos, DC’s y HWDP. Este BHA es más fácil d manejar en el piso del equipo de perforación y aparenta haber reducido la posibilidad de falla de la lastra barrena. • Tipo C: Se utilice mas de un tamaño de lastra barrena pero el peso en barrena aun es provisto por ambas DC’s y HWDP. Así como con el Tipo B, la cantidad de DC’s se encuentra influenciada por objetivos direccionales u otros objetivos (no WOB). 4.5.1 BHA Tipo A La longitud mínima de las lastra barrenas es calculado como sigue:

Donde LDC = Longitud mínima de lastra barrena (pies) WOB = Peso máximo en barrena (lbs) DFBHA = Factor de diseño para el sobrepeso KB = Factor de flotación θ = ángulo máximo del agujero en el BHA (grados) WDC = Peso en aire de las lastra barrenas (lbs/pies) El factor de diseño para sobrepeso del BHA es elegido para asegurar que el punto neutral se mantenga por debajo de la parte superior del BHA. Este factor es típicamente asignado un valor de 1.15, para la mayoría de las aplicaciones, a pesar de que la perforación dura podría justificar un valor más alto. La longitud mínima de las lastra barrenas es muchas veces redondeado hasta el próximo puesto de lastra barrenas. La cantidad de HWDP para la transición, deberá ser determinado en base a experiencias previas y típicamente estará en el orden de 9 -30 juntas. 4.5.2 BHA's Tipo B y C La cantidad de HWDP requerida para aplicar el peso necesario en barrena y mantener el punto neutral dentro del BHA, puede ser determinado utilizando la siguiente formula:

Donde LHWDP = Longitud mínima de las HWDP (pies) WOB = Peso máximo en barrena (lbs) DFBHA = Factor de diseño para el sobrepeso KB = Factor de flotación θ = ángulo máximo del agujero en el BHA (grados) WDC1 = Peso en aire de las lastra barrenas en la primera sección (lbs/pies) LDC1 = Longitud de la primera sección de lastra barrenas (pies) WDC2 = Peso en aire de las lastra barrenas en la segunda sección (lbs/pies) LDC2 = Longitud de la segunda sección de lastra barrenas (pies) WHWDP = Peso en aire de la HWDP (lbs/pies) A medida que el ángulo del agujero se incrementa, se alcanzara un punto en donde un pesado BHA seria más prejudicial, debido al incremento del arrastre por tensión y torsión, que

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beneficioso por proveer peso en barrena. Las dos formulas anteriores, cesaran entonces su aplicación, después de ese punto, es decir, para ángulos mas altos. Para estos ángulos más altos de agujero, es una práctica aceptada el aplicar peso en barrena, por vía de una corrida normal de peso de tubería de perforación en compresión mecánica. 4.6 Capacidad de Torsión de la Junta Para prevenir la falla de conexión de fondo y falla de torsión, la máxima torsión operativa nunca debe superar la torsión de conexión de junta. La torsión de junta como tal, deberá estar basada en el OD y el ID de la conexión que esta siendo utilizada, en vez de una torsión de conexión general para un tipo de conexión dada. Cuando una torsión operativa alta es esperada, la torsión de conexión puede ser incrementada, pero el efecto de una posible reducción en la capacidad de tensión de la junta necesita ser determinado. Esto será discutido en más detalle en la sección X.Y. Las dimensiones de conexión y la exactitud de la medida de torsión siempre deben ser revisadas, independientemente de si la torsión operativa alta es esperada o no. Las ecuaciones en el cálculo de conexión de la junta son dadas en el Anexo 1. 4.7 Proporción de Inflexibilidad La proporción de inflexibilidad (SR) de las secciones anteriores y siguientes a cada transición, debe ser comparada para ayudar en la cuantificación de la brusquedad del cambio de sección y determinar la necesidad de una tubería de transición. Esto se logra dividiendo el Modulo de Sección (Z) de la sección mas baja entre el Modulo de la Sección superior. Superior

Igual que con el BSR, la proporción de inflexibilidad no es un límite de desempeño estrictamente cuantitativo y la experiencia deberá ser utilizada para determinar el SR optimo. Si se están experimentando fallas de la tubería de perforación en la parte superior del BHA, a pesar de tener el peso adecuado de lastra barrena para el WOB, se podría necesitar la tubería de transición. Las siguientes directrices, se han encontrado aceptables, de forma general: 1. Para la perforación de rutina o una experiencia de falla muy baja, mantenga el SR por debajo de 5.5. 2. Para perforación severa con una experiencia de fallas significativas, mantenga el SR por debajo de 3.5.

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4.8 Diseño de Tensión de la Tubería de Perforación La base para seleccionar varios grados de tuberías para conectar a una sarta de perforación, es la de siempre mantener el margen de sobretensionamiento (MOP) en todos los puntos de la sarta. Esto se logra adicionando el grado mas bajo de tubería, las juntas una por una, comenzando desde la parte superior del BHA hacia arriba. Cada junta debe soportar el peso del BHA más la tubería de perforación por debajo de esa junta. Cuando la carga de trabajo (PW) es alcanzada para ese grado de tubería de perforación, el grado próximo mas alto, deberá ser utilizado y el proceso deberá ser repetido hasta que la sarta de perforación este completa. Nota: El peso nominal de la tubería de perforación es meramente un término descriptivo para fines de identificación y se refiere a la tubería de linea. El peso real (peso en aire o peso ajustado), que incluye los pesos de las juntas, siempre deberá ser utilizado en estos cálculos.

Nomenclatura de Diseño de Tensión 4.8.1 Determine la Capacidad de Cargas de Tensión (PT) Este es el cálculo de la tirada de tensión necesaria para hacer ceder el cuerpo de la tubería. Los valores de los tabuladores, permiten bajar la tensión basado en el grosor de la pared/tipo de tubería. 4.8.2 Determine el Factor de Diseño en la Tensión (DFT) El factor usado para bajar la capacidad de la carga de tensión para obtener una carga permisible (PA). Típicamente es utilizado un DFT de 1.1. 4.8.3 Calcule la Carga Permitida (PA) La carga máxima colocada en una tubería, incluyendo contingencias PA = PT / DFT.

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4.8.4 Establezca el Margen de Sobretensionamiento (MOP) La capacidad de sobretensionamiento diseñada por encima de la carga de trabajo (PW), para compensar el arrastre esperado, posible atrapamiento, aplastamiento por cuñas, y el efecto de presión circulante. Los valores del MOP son típicamente 50,000 – 150,000lbs 4.8.5 Calcule las Cargas de Trabajo (PW) La carga de trabajo es la tensión máxima esperada que puede ocurrir durante operaciones normales.

4.8.6 Calcule la Longitud máxima de la Primera Sección de la Tubería de Perforación La longitud máxima del grado mas bajo aceptable de tubería de perforación, en la primera sección de la DP sobre el BHA, puede ser determinada utilizando la siguiente formula.

Donde LDP1 = Longitud máxima de la tubería de perforación en la sección 1 (pies) PW1 = Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 1 (lbs) LHWDP = Longitud de la HWDP (pies) KB = Factor de flotación WDC1 = Peso en aire de las lastra barrenas en la primera sección (lbs/pies) LDC1 = Longitud de la primera sección de lastra barrenas (pies) WDC2 = Peso en aire de las lastra barrenas en la segunda sección (lbs/pies) LDC2 = Longitud de la segunda sección de lastra barrenas (pies) WHWDP = Peso en aire de la HWDP (lbs/pies) W1 = Peso en aire de la tubería de perforación en sección 1 (lbs/pies) 4.8.7 Calcule la Longitud máxima de la Segunda Sección de la Tubería de Perforación Para calcular la cantidad de tubería de perforación en la segunda sección sobre el BHA (en caso de ser necesario):

Donde LDP2 = Longitud de la tubería de perforación en sección 2 (pies) PW2 = Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 2 (lbs) PW1 = Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 1 (lbs) W2 = Peso en aire de la tubería de perforación en sección 2 (lbs/pies) KB = Factor de flotación 4.8.8 Calcule la Longitud máxima de la Tercera Sección de la Tubería de

Perforación

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Donde LDP3 = Longitud de la tubería de perforación en sección 3 (pies) PW3 = Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 3 (lbs) PW2 = Carga de trabajo en tubería de perforación en sección 2 (lbs) W3 = Peso en aire de la tubería de perforación en seccion3 (lbs/pies) KB = Factor de flotación 4.9 Presión de Ruptura En general, la tubería de perforación no es utilizada en aplicaciones que requieran una alta presión de ruptura, en caso de que el gas sea la fuente de la presión. Tubería de producción con conexiones premium es muchas veces mas adecuada. La tubería de perforación nunca debería ser utilizada para llevar gas que contenga Sulfuro de Hidrogeno a una presión parcial mayor a 0.05psi. Los gastos de ruptura pueden encontrarse tabulados y asumen propiedades mínimas de material y ninguna carga axial. Mientras que las cargas simultaneas de tensión incrementaran la capacidad de presión de ruptura. Esto es usualmente ignorado y retenido como un factor adicional de seguridad. 4.10 Presión de Colapso La presión de colapso que actúa en cualquier punto en la sarta de perforación bajo condiciones estáticas es:

Donde PC = Presión de colapso sobre la tubería de perforación (psi) PA = Presión superficial del espacio anular (psi) PDP = Presión superficial de la tubería de perforación (psi) D = Profundidad de interés (pies) GA = Gradiente del fluido en el espacio anular (psi/pies) GDP = Gradientes de fluido en la tubería de perforación (psi/pies) Nota: La tensión y la presión en el espacio anular simultaneas, reducirán la capacidad de colapso que deberá ser bajada, como se indica abajo, en caso de que se anticipen cargas de tensión. 4.11 Cargas Combinadas Estos casos se refieren a situaciones en donde varias cargas están siendo ejercidas en una tubería, al mismo momento. 1. Las tensiones simultáneas reducen la capacidad de colapso de la tubería de perforación y viceversa. 2. La torsión simultánea reduce la capacidad de tensión de la tubería de perforación y viceversa. 3. El agregado de una conexión (torsión) más allá de un punto dado, reduce la capacidad de tensión de conexión. 4. La tensión simultanea reduce la fuerza torsional de Cedencia de las conexiones de piñones débiles. 4.11.1 Disminución de la Capacidad de Presión de Colapso en la Tubería de Perforación bajo Tensión El factor de disminución para la capacidad de colapso de la tubería bajo tensión puede ser calculado de las ecuaciones dadas por API RP7G, Anexo A. Sin embargo, un método mas rápido es el de usar el siguiente grafico (también de API RP7G). Las ecuaciones usan una fuerza de cedencia promedio, mientras que el método grafico usa la fuerza de Cedencia mínima.

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Fuerzas de Cedencia Grado de Tubería

Fuerza mínima de Cedencia (psi)

Fuerza Promedio de Cedencia (psi)

E 75,000 85,000 X 95,000 110,000 G 105,000 120,000 S 135,000 145,000 Elipse de Esfuerzo de Cedencia Biaxial Ejemplo Determine la capacidad de presión de colapso de una tubería grado E de 5”, 19.5lb/pies, bajo una carga de tensión de 50,000 lbs. 1. De los tabuladores de tubería de perforación, la capacidad de tensión para esta tubería es de 311,535lbs y la capacidad de colapso es de 7041psi. 2. Exprese la carga axial como un porcentaje de la Fuerza de Cedencia mínima. % Min YS = (carga axial) x (100) / PT

= (50,000 x 100) / (311,535) = 16% 3. Plotee 16% en el eje horizontal de la figura 3. Tome una perpendicular hasta la curva y después una horizontal desde la curva para interceptar y el eje a 90% (un factor de disminución de 0.9) 4. Multiplique la capacidad nominal de colapso por el facto de disminución. = 7041 x 0.9 = 6337 psi 5. Asumiendo un factor de diseño para colapso (DFC) de 1.125, la capacidad de colapso disminuida es de = 6337 / 1.125 = 5632 psi

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4.11.2 Disminuya la Capacidad de Carga de Tensión bajo Torsión y Tensión Combinada Esta situación puede ocurrir cuando se desamplia, halando de una tubería atrapada o pescando. Al insertar la carga de tensión o torsión en la siguiente ecuación, la máxima torsión o carga de tensión, respectivamente, que pueden ser aplicadas simultáneamente, pueden ser calculadas.

Donde QT = Cedencia mínima de torsión bajo tensión, lb.-pies J = momento polar de inercia = (π/32) (OD4 – ID4) para tubería OD = diámetro exterior, pulg. ID = diámetro interior, pulg. Ym = unidad mínima de fuerza de cedencia, psi P = total de carga en tensión, lbs A = área de sección cruzada = (π/4) (OD2 – ID2) Ejemplo Cual es la máxima tensión que puede ser aplicada a una tubería atrapada bajo cargas de tensión, como sigue: 3½” OD 13.3 lb. /pies tubería de perforación Grado E (nueva) Carga de tensión 100,000 lbs ID (de las tablas) = 2.764” Ym = 75,000 psi J = (π/32) (3.54 – 2.7644) = 9 A = (π/4) (3.52 – 2.7642) = 3.6209in2

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4.11.3 Capacidad de Carga de Tensión de la Junta Bajo la Torsión de Conexión Aplicada La torsión de conexión no deberá exceder el valor recomendado, a menos que el impacto del exceso de torsión en la capacidad de tensión de la sarta, sea considerado primero. La capacidad de tensión de los tubos es normalmente, significativamente mas bajo que la capacidad de tensión de las juntas, debido a esto es comúnmente asumido que la capacidad de tensión de la sarta es limitada por el tubo. El incremento en la tensión de conexión, coloca esfuerzo en el cuello del piñón, lo cual es aditivo para la carga de tensión en la sarta, en cada junta. De esta forma, se llegara a un punto en el cual el cuello del piñón se convertirá en la parte más débil de la sarta. Para una junta en particular, es posible construir una curva de carga combinada para junta, similar a la mostrada en la Figura 4. Los puntos P1, T1, T2, T3 y, pueden todos ser derivados de ecuaciones en API RP7G Anexo A.8.3.

Curva de Carga Combinada para Junta Utilizando estas curvas es posible determinar el efecto, incrementando la torsión de conexión en la capacidad de tensión permitida de la junta. Es entonces necesario determinar si la junta o el tubo de la tubería de perforación serán entonces, la parte más débil de la sarta de perforación. 4.12 Fuerzas de Estabilidad y Pandeo de la Tubería de Perforación Usualmente, se establece circulación completa mientras que no se esta en el fondo, esto previene cualquier incremento temporal de presión en la sarta de perforación. Sin embargo, si la caída de presión en barrena se incrementa mientras esta en el fondo, la tubería de perforación podría pandearse sobre el BHA (daños por fatiga), aun cuando el punto neutral este dentro del BHA. Esto ocurre porque la tubería de perforación no es capaz de estirarse para compensar por

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el incremento de presión interna. Sin embargo, cualquier pandeo que ocurra es puramente temporal y se perderá una vez que se haya perforado suficiente agujero Nuevo, para permitir que la tubería se estire. Dependerá de las condiciones del momento, si la tubería de perforación se pandea o no. Las condiciones típicas incluirían: • Perforación a poca profundidad • Tubería de perforación de paredes delgadas, en uso • Grandes cambios en la caída de presión en barrena • Alto WOB para peso disponible del BHA La adherencia a la siguiente regla debería ayudar a evitar que esta situación ocurra: Cada vez que ocurre un incremento en el gasto de bombeo mientras que la barrena esta en fondo, levante la sarta de perforación, hasta que un se note un aumento en el peso. Esto le permitirá que la sarta se estire y alivie la tendencia al pandeo. 4.13 Aplastamiento por la Acción de las Cuñas Las cuñas ejercen una compresión de ahorcamiento en la tubería de perforación y la podrían deformar bajo ciertas condiciones. Una unidad de esfuerzo de tensión (St) de peso colgado, resultara en un esfuerzo de ahorcamiento (Sh), que es una función de muchos factores tales como, longitud de las cuñas, coeficiente de fricción entre las juntas y el tazón, diámetro de la tubería, etc. Las constantes de aplastamiento por cuñas (Sh/St) han sido calculadas para condiciones variantes, en las que todas asumen un coeficiente de fricción entre las cuñas y el tazón de 0.08. Constantes del Aplastamiento por Cuñas (Sh/St)

Tamaño de Tubería (pulg.)

Longitud de Cuñas (ins)

12 16 2-3/8 1.25 1.1 8 2-7/8 1.31 1.22 3-1/2 1.39 1.28 4 1.45 1.32 4-1/2 1.52 1.37 5 1.59 1.42 5-1/2 1.66 1.47 6-5/8 1.82 1.59 Asumiendo que la tubería no ha quedado atrapada, la tensión máxima llevada por las cuñas, será la Carga de Trabajo (PW). Para asegurar que exista un margen suficiente para permitir el aplastamiento por cuñas, las siguientes condiciones deberán ser obedecidas:

Donde PW = Carga de Trabajo, lbs PA = Cargas máximas permitidas, lbs Sh/St = Constante de aplastamiento por cuñas Nota: Si la tubería esta atrapada y es necesario colocar las cuñas con tensión adicional, entonces el calculo anterior deberá incluir tensión extra de sarta.

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Si el margen de sobretensionamiento (MOP) es elegido para asegurar que siempre cumple con la relación siguiente, entonces siempre se suministrara para el efecto de aplastamiento por cuñas,

El anterior asume que las cuñas, elemento de cuñas y tazón están en buen estado y están siendo regularmente inspeccionadas. 4.14 Componentes Soldados Los componentes soldados deberán ser evitados. La mayoría de los componentes son realizados de aceros de carbón relativamente altos que son tratados con calor para lograr las propiedades requeridas. La soldadura altera permanentemente estas propiedades, y, a menos que se vuelvan a tratar con calor, el componente estar debilitado y resquebrajado. 5.0 DISENO PARA POZOS DE ALCANCE EXTENDIDO

5.1 Consideraciones Generales de Diseño En pozos de ángulo alto, los componentes tradicionales del BHA, son muchas veces eliminados y es probable que el peso en barrena sea aplicado corriendo tubería de perforación en compresión y de peso normal (nunca es considerado en pozos verticales). Para una profundidad medida dada, la carga de tensión superficial proveniente del colgado de peso, disminuirá al incrementar el ángulo de pozo, debido al incremento de soporte de pared. Sin embargo la torsión y arrastre incrementara a medida que se incremente el ángulo del agujero. Bajo estas circunstancias, el límite de carga será probablemente su capacidad de torsión. En pozos verticales, las fuerzas de fricción son, ya sea ignoradas o tomadas en cuenta por medio de la utilización de factores de diseño o margen de sobretensionamiento. Los pozos altamente desviados necesitan tomar en cuenta las fuerzas de fricción. Por lo general esto es un proceso reiterativo y es más eficientemente emprendido utilizando técnicas de simulación por computadora, como es representado en la Figura 5.

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La Figura 5 representa la mayoría de las consideraciones de diseño para pozos desviados, pero el aspecto más importante será la disponibilidad. Puede el pozo ser perforado el pozo con la tubería que esta en el equipo de perforación seleccionado? Si es así, esta será inevitablemente, la opción más económica. 5.2 Estimando las Cargas de la Sarta de Perforación Calcular la torsión y arrastre a mano, es posible pero impractico, tomando en cuenta a gran cantidad de cálculos requeridos. Una computadora puede completar las repeticiones, con más rapidez y eficiencia. La mayoría de estos programas son basados en el modelo de Johancik, el cual analiza las cargas de tensión y de torsión de la sarta de perforación en secciones discretas y suma entonces los resultados para el agujero entero. 5.3 Coeficiente de Arrastre Los programas de torsión y arrastre utilizan un coeficiente de fricción asumido, que es inicialmente basado en la experiencia en el área, utilizando el sistema propuesto de fluidos de perforación, cualquiera que sea. Una vez que la perforación comience, los programas pueden ser calibrados contra las cargas reales, para refinar el modelo. Sin embargo las cargas de torsión y arrastre derivan, no solo de la fricción, pero también de los efectos tortuosos del agujero, aglomeramiento de recortes, hinchamiento de lutitas, atrapamiento diferencial, etc. El coeficiente de fricción, será por lo tanto mas apropiadamente denominado, un coeficiente de arrastre. Este

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coeficiente variara, ya que ambos movimientos, el rotacional y el axial varían, y porque la dirección del movimiento, cambia también. 5.4 Angulo Critico de Agujero A medida que se incrementa el ángulo del agujero, es menos probable que el BHA se deslice hacia abajo debido a su propio peso. En el punto en el que debe ser empujado para poder conseguir mas avance, el ángulo del pozo es denominado el ángulo critico.

Donde θcrit = ángulo critico f = Coeficiente de arrastre de pozo. Esto se encuentra normalmente en el orden de 70-80 grados, dependiendo del coeficiente de arrastre como tal. 5.5 Torsión Las juntas son mas débiles que los tubos cuando están bajo torsión y la capacidad de torsión de una junta es tomada como su torsión de conexión. Si es probable que la torsión superficial predicha, exceda la torsión de conexión, entonces la sarta estará limitada en su capacidad de torsión y las siguientes medidas deberán ser consideradas: • El diámetro y el peso de los componentes de la sarta de perforación en las secciones de ángulo alto, deberán ser minimizados. Esto reduce la torsión operativa, pero deberá ser balanceado contra la necesidad de reducir las perdidas internas de presión y mantener la estabilidad de la tubería de perforación de peso normal. • La torsión de conexión en la tubería de perforación existente, puede ser incrementada, mientras que la junta no este sobretensionada y la capacidad de tensión del cuello del piñón, no sea reducida por debajo de lo requerido por la operación. • La tubería de perforación en el equipo de perforación, podría ser cambiada por una tubería con juntas de mayor capacidad de torsión. Esta podría ser una tubería con juntas de tamaño estándar, que tienen OD’s mas altos y ID’s mas pequeños, si el modelo hidráulico así lo permite. • La torsión operativa puede ser reducida por medio de la selección del lodo, aditivos del lodo o a través del uso del equipo de reducción de tensión, por ejemplo, substitutos de reducción de torque. 5.6 Juntas No-Estándar Juntas nuevas y premium, son diseñadas para ser aproximadamente el 80% tan fuertes en torsión, como los tubos a los cuales están soldadas. Las juntas no-estándar existen por varias razones, haciendo esencial que todas las juntas sean medidas para confirmar las dimensiones como tales. Las juntas no-estándar son aceptables, pero tendrán valores diferentes de torsión de conexión. 5.7 Factores que Afectan la Capacidad de Torsión Todas las juntas de API, son hechas de un material que tiene una fuerza de Cedencia mínima de 120,000 psi. La capacidad de torsión de la junta, es solamente determinada por el tipo de conexión, ID del piñón y el OD de la caja. El siguiente tabulador ilustra el impacto de las dimensiones de la junta para una tubería de perforación de 5” 19.5ppf, grado S, junto con las torsiones de conexión, asumiendo grasa de rosca estándar (factor de fricción = 1.0). Propiedades de Juntas Nuevas de Tamaño Estándar en una Tubería de Perforación de 5” 19.5ppf Grado ID (ins) OD (ins) Torsión de Conexión

(pies-lb.)

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E 3- ¾” 6 5/8 22,840 X 3 ½” 6 5/8 27,080 G 3 ¼” 6 5/8 31,020 S 2 3/4 6 5/8 38,040 5.8 Fatiga en Pozos ERD La causa principal de la fatiga en pozos de ángulo alto: 1. Pandeamiento de la tubería de perforación 2. Encombamiento de la lastra barrena Prevenir el pandeo mientras se rota tubería de perforación de peso normal y percusores de perforación operando bajo compresión mecánica, puede ser una preocupación. Debido al ángulo alto, es muchas veces necesario aplicar peso en barrena por medio de ambos, con y a través de una tubería de perforación de peso normal en compresión mecánica. Mientras que no ocurra pandeamiento, los daños por fatiga deben ser evitados. Cuando se desliza pero no se rota, cualquier pandeo que ocurra, no debería producir daños por fatiga. Sin embargo y una vez que la rotación ha sido aplicada, la fatiga a través del pandeo, se convierte en un problema. El encombamiento de las lastra barrenas se relaciona a la tendencia de emcombamiento del lado bajo del BHA y su esfuerzo cíclico acompañante. 5.8.1 Pandeo de la Tubería de Perforación El pandeamiento de la tubería de perforación mientras se rota puede causar una Rápida falla por fatiga. En pozos de ángulo alto, es necesario correr la tubería de perforación en compresión mecánica, para poder colocar peso en barrena. Sin embargo y si la magnitud de la compresión mecánica no exceda la carga critica de pandeo, entonces la tubería sufrirá poco daño. La compresión mecánica máxima en una sarta vertical, debe mantenerse bajo carga crítica de pandeo, para asegurar que no ocurran daños por fatiga. En un pozo desviado, la carga crítica de pandeo será más alta que para una sección vertical, debido al soporte provisto por el pozo inclinado como tal. El factor limitante será la carga de pandeo en las secciones verticales, medida como se indico anteriormente. El problema es determinar en donde y a cual peso en barrena, comenzara el pandeo. Si el peso en barrena requerido para que ocurra el pandeamiento puede ser determinado, entonces, y asumiendo que el pozo puede ser perforado con un peso menor en barrena, el riesgo de pandeo puede ser disminuido. Los puntos de inicio del pandeo son: 1. La junta más baja en una sección tangencial 2. En la sección recta del agujero, inmediatamente en o encima del punto de desviación. 3. Sobre toda la longitud de la sección tangencial (iniciada justo debajo de la sección tangencial). 6.0 FATIGA • La fatiga es el daño estructural permanente progresivo localizado, que ocurre cuando un material esta sujeto a ciclos repetidos de esfuerzo. • El daño por fatiga se acumula en los puntos de alto esfuerzo y como último se forma una ruptura por fatiga. Esto puede crecer bajo cargas cíclicas continuas, hasta que la falla ocurre. • Para un material dado, la severidad del ataque de fatiga es mayor a un esfuerzo cíclico de mayor amplitud y a un esfuerzo de tensión mayor al promedio.

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• La falla ocurrirá en puntos de esfuerzo alto de cualquier componente y por lo tanto las fallas, casi siempre estarán cerca de algún concentrador de esfuerzos, tales como, muescas, presas, cambios de sección o raíces de roscas. 6.1 Fuentes de Fatiga-Inducción de Esfuerzos Cíclicos • Rotar la sarta mientras parte de ella esta flexionada o pandeada. • Vibración 6.2 Mitigación Acciones que minimizaran la aparición de esfuerzos cíclicos dañinos. • Configure los ensambles de fondo y limite el peso en barrena, para que la rotación y el pandeo simultáneos, no ocurran en tuberías de perforación de peso normal o en percusores de perforación • Seleccione productos y componentes y configure las secciones de la sarta con transiciones geométricas suaves (los cambios drásticos de sección, magnifican el esfuerzo y aceleran la fatiga). • Reduzca el grado de flexión de la tubería de perforación (patas de perro) y el grado de flexión y pandeo del BHA al nivel más bajo, consistente con otros objetivos. • Monitoree y reduzca la vibración. 6.3 Velocidades Rotarias Críticas A ciertas velocidades, definidas como criticas, la tubería de perforación, experimenta vibraciones que pueden causar desgaste y deformaciones al cuerpo de la tubería y conllevar a falla debido a fatiga del metal. Las velocidades críticas dependen de la longitud y tamaño de la tubería de perforación, lastra barrenas y tamaño del agujero. Un indicador de advertencia de que la sarta de perforación podría estar trabajando dentro del rango crítico de velocidad, es alta tensión y la eventual vibración en la mesa rotaria. Para extender la vida del equipo de perforación, el RPM debe ser seleccionado y monitoreado para así evitar velocidades rotarias criticas durante la perforación. Substitutos de Vibración de Fondo (MWD o técnicas de medición superficiales de vibración de la sarta de perforación, pueden ser utilizadas. 6.4 Corrosión en Fluido Base Agua En fluidos de perforación con base agua, la reacción de corrosión metálica, típicamente sucede debido a tres agentes corrosivos: gases sulfuro de hidrogeno, oxigeno y dióxido de carbono) sales disueltas (cloruro de sodio, cloruro de potasio, cloruro de calcio, etc.) y ácidos (acido carbónico, acido fórmico y acido acético). Para limitar la corrosión en fluidos de perforación con base agua, se deberán seguir las siguientes directrices: • Si la contaminación por H2S no es anticipada, mantenga el pH del fluido de perforación en 9.5 o más. Esto minimizara la corrosión general y la corrosión en las presas, que ocurre debido a la presencia del oxigeno disuelto. • Si la contaminación por H2S es anticipada, mantenga el pH del fluido de perforación en 11 o más, por medio de adiciones de cáustico o cal. • Si el H2S es detectado, se deberá utilizar desecho. Si el sistema de fluido de perforación requiere que un pH bajo sea mantenido, trate el lodo con un desecho adecuado y/o con un inhibidor de corrosión. Las concentraciones deberán ser especificadas únicamente después de realizar una prueba piloto ya que el sobretratamiento podría incrementar el gasto de corrosión.

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• Si el fluido de perforación se airea, opera el Desgasador hasta que la condición se disipe. En caso de ser posible, premezcle los aditivos en un tanque de mezcla, para adicionar al sistema activo, esto disminuirá que el aire arrastrado entre al sistema de bombeo de lodo y consecuentemente la sarta de perforación. • Utilice anillos de corrosión para el monitoreo. 6.5 Practicas de Operación de la Sarta de Perforación Las DP’s, HWDP’s y las DC’s son una parte importante del costo del equipo de perforación, pero la consecuencia de una falla en el fondo puede ser aun mayor. Se debe tener cuidado durante el manipuleo de estas tuberías, especialmente en las juntas, el cual es por lo general el “punto más débil”. 6.5.1 Recomendaciones para el Manejo de Tubería Nueva El periodo de entrada de la vida de una junta, es la parte mas critica, ya que superficies nuevas manejadas con maquina son las mas probables a sufrir embotamiento. Después de algún servicio, la superficie sufre algunos cambios que las hacen más resistentes al embotamiento. Como consecuencia, las primeras veces que las juntas sean utilizadas, lo siguiente deberá ser considerado: 1. Asegúrese de que el equipo de manipuleo en superficie esta en buenas condiciones. Revise las cuñas y el buje maestro para prevenir daños. Revise que la llave doble automática/dados estén en buenas condiciones. 2. Asegúrese que el “top drive saver sub” este en buena condición, ya que este quedara emparejado con la mayoría de las juntas. 3. Utilice protectores de rosca cuando levante tuberías. 4. Limpie completamente las roscas del piñón y la caja para remover toda la grasa, sucio, oxido, cobertura preventiva u otro material extraño. 5. Inspeccione en busca de cualquier daño en las roscas y para manejar daños en roscas y hombros, tales como, raspaduras, excavaciones, y sitios aplanados. 6. Cubra completamente el hombro y las roscas en la caja y el piñón, utilizando un compendio recomendado para juntas. 7. Rote las nuevas juntas hacia adentro “Despacio”. La rotación a altas velocidades puede causar embotamiento. Conecte las juntas con la torsión recomendada. 8. Desconecte las conexiones. Limpie e inspecciones en busca de daños, repare los daños menores, de ser posible. 9. Vuelva a engrasar y reconecte, a la torsión recomendada. 6.5.2 Recomendaciones Generales • Los componentes de la sarta de perforación deberán estar equipados con protectores de rosca cuando no están en uso o cuando se les levanta o acuesta. • Asegúrese de que las roscas de las juntas están limpias y secas antes de engrasarlas. • Utilice el lubricador para juntas, especificado. No utilice lubricantes de tubería de producción o de tubería de revestimiento, ya que son demasiado aceitosas y pueden resultar en piñones estirados o rotos. Después de la entrada, es recomendable engrasar efusivamente las roscas de la caja y el hombro, solamente. • El niple elevador de piñones deberá ser limpiado, inspeccionado y lubricando en cada viaje. En caso de que el daño de estos piñones pase desapercibido, podrían eventualmente dañar todas las cajas de las lastra barrenas. • Es una practica recomendada partir una junta diferente en cada viaje, dándole la oportunidad a la cuadrilla de mirar cada piñón y caja, en cada tercer viaje. Esto asegura que las conexiones están adecuadamente engrasadas, en todo momento. Inspeccione los hombros en señal de conexiones flojas, embotamientos y posibles deslaves.

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• No permita que la punta del piñón se clave contra el hombro de la caja. Esto puede producir una hendidura en el hombro, que resultara en un deslave. • No detenga el movimiento de la sarta de perforación hacia abajo, con cuñas. Esto puede causar rotura o “cuelleo” del tubo de la tubería de perforación. El permitir que las cuñas naveguen la tubería en los viajes hacia afuera del agujero, también puede dañar la tubería. • El atrapamiento accidental de juntas con cuñas, dañará permanentemente las cuñas. Esto podría producir la caída de las cuñas o daños a la tubería. En caso de que un accidente así ocurra, las cuñas deben ser inspeccionadas, buscando deformaciones, roturas o rupturas. • Asegúrese que las áreas de parado de tubería están limpias y que la Madera esta en Buena condición. Utilice solamente herramientas diseñadas para mover juntas en el parador de tubería. Las herramientas de bordes afilados pueden causar daños en el hombro, lo cual conllevara a deslaves. • Lave los componentes de la sarta de perforación cuando los coloque en descanso. Asegúrese que los protectores de las roscas están instalados. • Inspeccione los componentes de la sarta de perforación en intervalos regulares, por ejemplo, al final de cada pozo, en intervalos de seis meses o como este especificado en el contrato de la operadora. La inspección se deberá llevar a cabo según el estándar de API RP7G o DS Hill. ANEXO 1 Calculo de BSR El BSR es calculado utilizando la siguiente ecuación:

Donde BSR = Proporción de la Fuerza de Flexión Zb = Modulo de la Sección de la Caja (pulg3) Zp = Modulo de la Sección del piñón (pulg3) D = diámetro Exterior de la Caja (in) D = Diámetro Interior del piñón (in) b = diámetro de la raíz de las cuerdas de la caja al final del piñón (pulg.) R = diámetro de la raíz de las cuerdas del piñón ¾” del hombro del piñón (pulg.)

Donde C = diámetro de paso (pulg.) tpr = machuelo (pulgadas por pie en diámetro) Lpc = longitud del piñón (pulg.)

Donde H = altura de la cuerda no truncada (pulg.) frn = machuelo (pulgadas por pie en diámetro)

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Todas las variables en las ecuaciones anteriores son específicas para los diferentes tipos de conexiones y están disponibles en varias tablas en API 7, el Manual de Perforación de la IADC o catálogos de fabricantes. Detalles de conexiones comunes API y conexiones regulares, se muestran en el Anexo 2. Caculo de Torsión de Conexión de un Tramo La torsión recomendada de conexión, es calculada utilizando la siguiente ecuación:

Donde T = torsión de conexión (pies lb.) S = nivel deseado de esfuerzo de conexión (vea la siguiente tabla)

Tipo de Conexión Esfuerzo Deseado (psi)

Juntas usadas de DP 72,000 Juntas nuevas de DP 60,000 PAC DC 87,500 H90 DC 56,200 Otras DC 62,500

A = la mas pequeña de las áreas seccionales cruzadas ¾” desde el hombro del piñón o 3/8” desde el hombro de la caja

P = llaves de rosca (pulg.) Rt = promedio del radio de la rosca (pulg.)

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f = coeficiente de fricción (asuma 0.08) è = ½ ángulo de rosca Rs = radio promedio del hombro (pulg.)

Todas las variables en las ecuaciones anteriores son específicas para los diferentes tipos de conexiones y están disponibles en varias tablas en API 7, el Manual de Perforación de la IADC o catálogos de fabricantes

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SECCION 5 FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN Contenido 1.0 Funciones de un Fluido de Perforación 2.0 Tipos de Fluido de Perforación

2.1 Aire/Gas 2.2 Lodo Base Agua (WBM)

2.2.1 Lodos No-Dispersos 2.2.2 Lodos Dispersos 2.2.3 Lodos Cálcicos 2.2.4 Lodos Poliméricos 2.2.5 Lodos Bajos en Sólidos 2.2.6 Lodos Salinos (Saturados en Sal) 2.2.7 Comentarios Generales sobre los Lodos Base Agua

2.3 Lodo Base Aceite (OBM) 2.3.1 Lodos Base Diesel 2.3.2 Lodos de Emulsión Inversa 2.3.3 Lodos Base Aceite (Todo Aceite) 2.3.4 Lodos Sintéticos 2.3.5 Comentarios Generales sobre los Lodos Base Aceite

3.0 Selección del Fluido de Perforación 4.0 Aditivos del Fluido de Perforación 5.0 Contaminación

5.1 Fuentes de Contaminación 5.2 Control de Sólidos 5.3 Clasificación de Sólidos Perforados

6.0 Propiedades del Fluido de Perforación 6.1 Densidad

6.1.1 Incremento de Densidad 6.1.2 Reducción de Densidad

6.2 Viscosidad de Embudo o Viscosidad Marsh 6.3 Viscosidad Plástica (PV)

6.3.1 Incremento de PV 6.3.2 Reducción de PV

6.4 Punto de Cedencia o Resistencia, YP 6.4.1 Incremento del Punto de Cedencia 6.4.2 Reducción del Punto de Cedencia

6.5 Fuerza Gel 6.6 Filtración

6.6.1 Enjarre 6.6.2 Pérdida de Fluido

6.7 Solidos 6.7.1 Solidos de Alta y de Baja Gravedad

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6.7.2 Contenido de Arena 6.7.3 Contenido de Arcilla

6.8 Análisis Químico 6.8.1 Lodo Base Agua 6.8.2 Lodo Base Aceite

6.9 pH 6.10 Estabilidad Eléctrica

7.0 Análisis de Tendencia 7.1 Análisis de Tendencia de los Lodos Base Agua 7.2 Análisis de Tendencia de los Lodos Base Aceite

8.0 Daños de Formación

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1.0 FUNCIONES DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN Las funciones principales de un fluido de perforación son: • Control del Pozo • Mantener la estabilidad del agujero • Limpieza del Pozo • Transmitir potencia hidráulica a la barrena • Permitir la evaluación de formaciones Estas funciones son logradas por medio de una cuidadosa selección del fluido de perforación y el mantenimiento de sus propiedades. Funciones adicionales de un fluido de perforación, son: • Suspender recortes y agentes densificantes mientras el fluido esté estático. Por ejemplo, mientras se está haciendo la conexión de un nuevo tramo para seguir perforando. • Soltar recortes atrapados o transportados en el fluido al llegar a la superficie. • Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación. • Crear un enjarre delgado e impermeable sobre las paredes del agujero perforado para reducir la invasión de fluido • Soportar tuberías a través del efecto de flotabilidad. • Prevenir la corrosión de la sarta de perforación, etc. 2.0 TIPOS DE FLUIDO DE PERFORACIÓN Existen tres tipos principales de fluido de perforación, según la formulación del fluido base. 2.1 Aire / Gas Utilizado para perforar formaciones duras y secas o para combatir perdidas de circulación. Rara vez se utiliza costa afuera, con la excepción de pozos de bajo balance o en perforación con tubería flexible o de producción. 2.2 Lodos Base Agua Los tipos principales sistemas de lodos base agua, son: • No-Dispersos • Dispersos • Calados ó Cálcicos • Polímeros • Bajos en Sólidos • Salinos (Saturados en Sal) 2.2.1 Lodos No-Dispersos Generalmente incluyen lodos de poco peso ligeramente tratados y lodos de inicio. No tiene adición de adelgazantes. Usualmente empleados para perforar las secciones de tope del agujero y pozos poco profundos.

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2.2.2 Lodos Dispersos Para profundidades en incremento y pesos de lodo mayores, las formulaciones de lodo requieren aditivos dispersantes (lingosulfonatos, lignitos y taninos) para cancelar las fuerzas atractivas entre partículas que crean viscosidad en el lodo base agua. Esto extiende efectivamente el uso del sistema de lodos hasta que tenga que ser reemplazado. 2.2.3 Lodos Cálcicos Típicamente este grupo incluiría los lodos base yeso-lignito y lodos base calcio. En este punto se adicionará en exceso una fuente de calcio (yeso, cal) para asegurar un constante suministro de iones de calcio que es efectivo para desacelerar el proceso de hidratación de las lutitas. Este lodo tiende a ser relativamente barato de operar y las prácticas de desechado y dilución son la norma para el control final de sólidos. 2.2.4 Lodos Poliméricos Estos lodos utilizan polímeros de largas cadenas con alto peso molecular, los cuales pueden encapsular los sólidos perforados para prevenir la dispersión o cubrirlos para la inhibición. También proveen viscosidad y propiedades para el control de perdidas de fluido. Los ejemplos más comunes de lodos polímeros son PHPA – “Poli-Acrilato Parcialmente Hidrolizado”, CMC – “Carboxi-Metil-Celulosa” y PAC – Celulosa Poli-Aniónica”. Son intolerantes a la contaminación de calcio y no soportan temperaturas mayores a 300º F. 2.2.5 Lodos Bajos en Sólidos Estos son por lo general lodos base polímero diseñados para tener un máximo del 6% al 10% de contenido de sólidos por volumen. 2.2.6 Lodos Salinos (base agua saturada con sal) Estos incluirían los sistemas poliméricos con base de agua saturada con sal y con agua de mar, en donde otros polímeros agregados proveen viscosidad y las propiedades para control de pérdida de fluido. 2.2.7 Comentarios generales sobre los Lodos Base Agua Los lodos base de agua fresca fresca son generalmente utilizados para perforar pozos en tierra. Nótese sin embargo que una mezcla de bentonita prehidratada con agua fresca a 50 lbs/bbl se utiliza a menudo como la base para la preparación de lodos costa afuera. Lodos con base agua de mar – estos muchas veces incluyen la dilución de una mezcla de bentonita prehidratada desde 50 lbs/bbl a 20 lbs/bbl con agua de mar como fluido base con algún contenido inicial de arcillas con viscosidad y capacidad de formación del enjarre frente a las formaciones. Después se adicionan polímeros para controlar la pérdida de fluidos y mejorar la viscosidad, en tanto que la barita se para ajustar la densidad del fluido. Una vez que comienza la perforación liquido adicional que se requiera será elaboradola mezcla de polímeros con agua de mar. Los sólidos perforados reemplazarán el componente de bentonita. Lodos con base salmuera – utilizados para crear los lodos base agua más inhibidos para la prevención del hinchamiento de las arcillas. La salmuera base puede ser de cloruro de sodio, de potasio o de calcio y como las anteriores se agregan polímeros adicionales para controlar la

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pérdida de fluidos y mejorar la viscosidad, mientras que la barita se adiciona para ajustar la densidad del fluido. Los ejemplos incluyen: • Una base saturada de sal NaCI (cloruro de sodio) será utilizada para perforar a través de una zona masiva de sal. • Una salmuera base de cloruro de potasio (KCI) será utilizada a menudo, para perforar secciones grandes del pozo (17½“) a través de lutitas reactivas, siendo el ion de potasio el ingrediente “activo”. Es preferentemente absorbido a los espacios vacantes dentro de la estructura entrelazada de las partículas de arcilla, en vez de las moléculas de agua, retardando así, el proceso de hidratación. Cuando se perforan secciones del yacimiento es más usual hoy en día reemplazar la barita como agente densificante por otro material densificante soluble en acido (carbonato de calcio) o salmuera inicialmente formulada para corregir la densidad. Esto es particularmente relevante cuando se completa con rejillas empacadas con arena en donde se requiere el mínimo de contaminación de sólidos. 2.3 Lodos Base Aceite Los tipos principales de lodos base aceite, son: • Base Diesel • Emulsión Inversa • Base Aceite (Todo Aceite) • Sintéticos 2.3.1 Lodos Base Diesel Comprenden aceite diesel como la base del fluido mezclado con una salmuera emulsionada y aún son utilizados en algunas áreas del mundo a pesar del alto contenido de hidrocarburos aromáticos y a las preocupaciones de HSE -Salud, Seguridad y Medio Ambiente- (reacciones adversas en la piel, carcinogénico). El contenido aromático (componente cancerígenos) de diesel es de aproximadamente 30% por volumen. 2.3.2 Lodos de Emulsión Inversa Son esencialmente formulaciones con base de aceite mineral con salmuera de cloruro de calcio emulsionada en proporción desde 5 a 50% de la fase liquida. El contenido aromático de la base aceite es menor al 10%. 2.3.3 Lodos Base Aceite (Todo Aceite) Están formulados utilizando 100% de aceite como fluido base y son usualmente considerados ideales para la toma de núcleo o como fluidos de perforación del yacimiento. 2.3.4 Lodos Sintéticos Están formulados como los lodos de emulsión inversa pero el fluido base utilizado no contiene aromáticos de los tipos ésteres, éteres, PAO’s (poli-alfa-olefinas) ni parafinas.

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2.3.5 Comentarios generales sobre los Lodos Base Aceite Esencialmente todos excepto el 100% aceite contienen los mismos componentes básicos. El fluido básico (diesel, aceite mineral, parafina, éster, etc.) es mezclado con emulsificantes y salmuera de cloruro de calcio para crear una emulsión agua-en-aceite, seguido de un reductor de filtrado y arcillas organofilicas. La barita se adiciona entonces para ajustar la densidad. Usualmente se adicionan variedad de emulsificantes siendo uno de ellos un modificador reológico bajo. La cal esta presente para ayudar a uno de los emulsores utilizados mientras que también crea, un amortiguador inicial alcalino contra la contaminación de gas acido. Una arcilla organofilica es adicionada para crear la viscosidad requerida antes de cualquier adición de barita. Esta es una arcilla tratada con amina que se hincha y tiene rendimiento al contacto con la emulsión aceite / agua. El cloruro de calcio se encuentra presente para balancear la salinidad de la fase acuosa con la del agua intersticial de las formaciones que están siendo perforadas particularmente las lutitas, para prevenir la desestabilización del agujero. El lodo 100% aceite es simplemente un lodo base aceite en el cual no existen componentes de agua. Los aditivos comprenden cal, material obturante soluble en ácido y emulsficantes, los cuales son seleccionados para reducir cualquier daño potencial de la formación. Durante los problemas de control de pozos, cuando el sistema de lodos esta siendo tratado con grandes cantidades de barita, es usual agregar un químico humectante al aceite y un adelgazante así como también un emulsionante adicional para asegurarse que todas la barita se mantenga mojadas de aceite y suspendida en el fluido. Los aditivos poliméricos usuales, para un lodo base agua, no son efectivos en el lodo base aceite. 3.0 SELECCION DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN La selección del fluido de perforación es muchas veces un conflicto entre las opciones disponibles. Los siguientes criterios se deben considerar antes de determinar qué tipo de sistema de lodos puede ser utilizado. • Tipo de pozo − Utilizar la información de los pozos de referencia en caso de estar disponible, para identificar cualquier problema experimentado con sistemas de lodos anteriores. • Consideraciones ambientales − La legislación local podría prohibir ciertos tipos de lodos o, en el caso de lodos base aceite, podría requerir el uso de contención de recortes. • Requerimientos de Control de Pozos − El sistema de lodo debe tener la capacidad de ser densificado hasta el máximo requerido para controlar la presión de formación. • Estabilidad del agujero − Inestabilidad química debido a lutitas reactivas que requieren un sistema de lodo inhibido o a formaciones solubles en agua como la sal y la anhidrita - Inestabilidad mecánica por esfuerzo inducido que requiere control con peso del lodo. • Condiciones de temperatura y estabilidad química del lodo − El sistema debe ser químicamente estable a la temperatura de fondo máxima esperada. • Desempeño de perforación − El sistema debe proveer una reología máxima para optimizar la velocidad de perforación.

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− El sistema deberá reducir el daño de formación al perforar las secciones del yacimiento. • Costo − Necesita ser balanceado con los beneficios esperados y el desempeño. • Disponibilidad de productos − En áreas remotas la selección podría ser limitada.

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4.0 ADITIVOS DEL FLUIDO DE PERFORACION

Función Descripción Producto alcalinidad, control de pH

control del grado de acidificación o alcalinidad de un fluido

soda cáustica, carbonato de sodio bicarbonato de soda

bactericidas productos utilizados para prevenir la degradación de aditivos orgánicos naturales, como el almidón y goma xántica (base)

Glu-tar-aldeídos amonio cuaternario

reductores de calcio usado para reducir el calcio en el agua de mar y para tratar la contaminación con calcio proveniente del cemento, el yeso, o la anhidrita

carbonato sodico bicarbonato SAPP (pirofosfato de acido de sodio) = Sodium Acid Pyro Phosphate

inhibidores de corrosión

Para controlar la corrosión por medio la creación de una película de protección

base de amina

antiespumante reduce tendencias espumantes emulsificantes crean una mezcla heterogénea

dos líquidos insolubles

para OBM: ácido graso, base amina para WBM: detergentes, jabones surfactantes

reductores de filtrado

reducin la pérdida de fluido hacia la formación

almidón, CMC (Carboxi – Metil – Celulosa), bentonita

floculantes clarificn los fluidos y crean un incremento temporal en la viscosidad

cal acrilamidas – base polímeros

agentes espumantes surfactantes típicos surfactantes típicos materiales para control de pérdidas de circulación (LCM)

taponan zonas de pérdida. pueden ser materiales fibrosos, granulares o escamosos o bien polímeros de cadena cruzada

cáscaras de nuez mica

lubricantes reducin el coeficiente de fricción entre el fluido y la pared de la tubería

glicol, aceites surfactantes

agentes liberadores de tubería

posicionados a través de la zona de atrapamiento. Incrementan la lubricidad y atacan químicamente el enjarre

detergentes jabones aceites

inhibidores de control de lutitas

disminuyen el mecanismo de hidratación en las lutitas

fuentes de calcio y potasio solubles, glicol

agentes activos en superficie

Surfactantes, reducen la tensión de interfase entre dos superficies (agua/aceite, agua/sólidos, etc.)

emulsificantes floculantes agentes densificantes

temperatura incremento reológico y de filtración

polímeros acrílicos

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agentes estabilizadores

estabilidad bajo condiciones de altas temperaturas

polímeros sulfatados, lignito lingosulfonato

adelgazantes, dispersantes

modifican la relación entre la viscosidad y el contenido de sólidos. Reducen ges, reducen atracción entre las partículas de arcilla

taninos lignito lingosulfonato

viscosificadores Incrementan la viscosidad para limpieza del pozo / suspensión

bentonita, CMC PAC, polímero XC

agentes densificantes

incrementar la densidad del fluido para controlar la presión de formación, incrementar estabilidad de agujeros de ángulo alto

barita, óxido de hierro carbonato de Calcio, etc.

5.0 CONTAMINACIONES DE LOS LODOS 5.1 Fuentes de Contaminación Un contaminante es cualquier componente indeseable que cause un efecto perjudicial al fluido de perforación. Contaminantes típicos son: • Sólidos perforados • Sales evaporitas – interfieren con la emulsión en los OBM’s. Resultan en – grumos de lodo, debido a la mojabilidad de la barita en agua. • Flujos de agua – problemas de control del pozo y mojabilidad de la barita del OBM en el agua. • Gases ácidos – CO2, H2S • Hidrocarburos – problema asociados con el control del pozo • Temperatura - degradación térmica de polímeros en WBM • Cemento • Agua de mar – fugas de linea de superficie • Bacteria – bio-polímeros, almidones propensos a degradación bacterial, si no son tratados. • Fluidos liberadores de sarta atrapada posicionados en el espacio anular (diesel/base aceite) – problemas de atrapamiento de la tubería con WBM • Bicarbonato – tratamiento excesivo de la contaminación con cemento • Carbonato – exceso de tratamiento de la contaminación con calcio La fuente más común de contaminación encontrada en todos los fluidos de perforación es causada por sólidos perforados incorporados en el sistema En los WBM esto eventualmente resulta en una política de desecho y dilución adoptada para mantener las propiedades del fluido. Típicamente en una sección del agujero de 17½“, las trampas de arena serán desechadas periódicamente, siendo la lógica que, sin agitación, deberá ocurrir el asentamiento por gravedad, permitiendo la acumulación de gránulos finos que han pasado a través de las mallas de las temblorinas. El nuevo lodo adicionado, diluirá los sólidos que permanecen en el sistema, de manera efectiva y ayudarán a traer las propiedades del fluido (viscosidad, perdida de fluido, densidad) de regreso a las especificaciones del diseño.

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Los OBM’s son mas tolerantes a la contaminación de sólidos. Sin embargo, y una vez que esté sobrecargado, el sistema deberá ser cambiado por completo pues su desecho no es una opción. A menudo se requerirá volumen extra para compensar por las pérdidas en los recortes humedos y el requerido para llenr el agujero que se va perforando. Este nuevo volumen servirá para reducir el contenido de sólidos por dilución. 5.2 Control de Sólidos La calidad del equipo de control de sólidos que se tiene a bordo puede extender la vida útil de un sistema de lodos auneque, eventualmente, el reciclado de los sólidos causará la degradación de las partículas a tal punto que su tamaño se vuelve coloidal e intratable por medios mecánicos. Un típico paquete de control de sólidos incluiría el siguiente equipo instalado: Caja de Gumbos – en algunas áreas del mundo como en el Golfo de México las secciones superiores del agujero producen recortes de arcilla reactiva hinchable (“gumbo”) – los agregados de arcilla bloquesarán el conducto de cualquier línea de retorno una vez que son descargados en la superficie desde el “riser” o de conducción submarina (equipo en el mar) o del tubo conductor para pozos en tierra. Típicamente, la caja contiene una grilla inclinada y muy rústica, que permita la rápida conducción de fluido, mientras que los grandes agregados de arcilla, son descargados al final. Temblorinas – Es de mucho valor que las mallas de las temblorinas manejen el 100% del flujo que retorna del pozo por el espacio anular. Como tales, ellas son críticas en el control del contenido de sólidos, mientras que se preste atención al estado de las mismas (mallas sin huecos y del tamaño adecuado para retener el mayor porcentaje de recortes y de sólidos incorporados al fluido durante la perforación). Los equipos de perforación se encuentran ahora comúnmente equipados con cuatro o más temblorinas primarias del tipo de “movimiento lineal” (como por ejemplo la Thule VSM 100) capaces de manejar velocidades de flujo superiores a 1,200 GPM que son típicas en las secciones de 17½” del agujero. Con mallas tamaño 200 las temblorinas pueden remover partículas de hasta 150 micrones. Deslimizador (o desarcillador) – a lo largo del flujo, usualmente se encuentran deslimizadores de cono de 4”, en agrupados en conjuntos de número variable. Un cono de 4” puede manejar 50 GPM por lo que dos deslimizadores 16 conos teóricamente podrían manejar un flujo de 1600 gpm. Normalmente se proveen suficientes conos para permitir el procesamiento del 150% del flujo máximo esperado. En la práctica, los deslimizadores solamente son utilizados con WBM, debido al alto contenido de líquido descartado con los sólidos en la corriente de desecho. La corriente de desecho se puede descargar sobre una temblorina con malla 200 (75 micrones) para recuperar el fluido configurando el llamado “limpiador de lodo” para uso en WBM’s y OBM’s, pero deberá ser notado que: • Cada paso a través de una bomba centrífuga degradara los sólidos aún más. • Los hidrociclones no son efectivos en la remoción de sólidos de arcilla pero sí trabajan bien en la perforación de arenas – los granos de arena no se degradan cuando pasan a través de la bomba centrifuga que alimenta los hidrociclones. • Con el mejoramiento en el equipo primario de control de sólidos (temblorinas), es ahora posible equiparar el punto de corte de los hidrociclones con las pantallas de las temblorinas mucho antes, al momento de retornar el fluído del pozo, haciendo del proceso anterior un proceso redundante. Una vez que las pantallas de malla 200 son colocadas en las temblorinas, no existe ventaja adicional en el uso del deslimizador. El componente final del equipo para control de sólidos es la “centrifuga de decantación” ó “centrifuga de alta velocidad” de las que se instalan usualmente una o dos en serie.

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Para lodos con pesos en exceso de 12 lbs/gal (sistemas pesados) es normal utilizar dos centrífugas de decantación en serie: la primera operada a baja velocidad de tambor (por debajo de 1800 RPM) para recobrar la barita más densa y la segunda operada a velocidades mucho más altas (por encima de 2500 RPM) para remover los sólidos de baja gravedad. Sin embargo, se debe tomar en cuenta que una centrífuga típica solamente procesará a 30-50 gpm. Con velocidades de bombeo entre 900 y 1200 GPM y con altas velocidades de perforación, dichas centrífugas tendrán un impacto mínimo en el proceso de control de sólidos. Por lo tanto, lograr la extracción de los sólidos finos y de baja gravedad al pasar por las temblorinas es la acción más efectiva. En las áreas en donde está prohibido desechar el lodo base agua WBM existe la opción de flocular los sólidos y recuperarlos por medio de centrifugación. Esto creará una pasta de sólidos para el desecho formal mientras que rinde una porción del fluido original lista para ser reutilizada como una base de fluido limpio o para ser desechada. 5.3 Clasificación de los sólidos perforados Los sólidos perforados son clasificados por el tamaño de la partícula así:

Tipo de sólido perforado Tamaño de la partícula Grueso Mayor que 2,000 micrones Intermedio Entre 250 y 2,000 micrones Medio Entre 74 y 250 micrones Fino Entre 44 y 74 micrones Superfino Entre 2 y 44 micrones Coloidal Menor que 2 micrones

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6.0 PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACION 6.1 Densidad La densidad o peso del lodo es la propiedad más crítica de cualquier fluido de perforación o completación ya con ella se provee el control primario del pozo. La densidad del fluido de perforación debe ser ajustada de modo que la presión hidrostática de su columna dentro del pozo sea suficiente para equilibrar la presión de las formaciones expuestas (excepto cuando se perfora en bajo balance) y permita un margen de seguridad de 200 psi. Sin embargo, si el sobre balance es excesivo podría ocurrir atrapamiento diferencial, daño de formación (invasión excesiva de fluido) o fractura hidráulica (provocando pérdidas de fluido). Los agentes densificantes típicos incluyen los minerales barita (SG 4.2), dolomita (SG 2.8) y sales individuales para la formulación de una salmuera particular.

Agente Densificante Peso máximo (ppg) Peso máximo (SG)

Barita 19.5 2.34 Dolomita 11.5 1.38 Cloruro de Potasio 9.7 1.16 Cloruro de Sodio 10.0 1.20 Formiato de Sodio 11.1 1.33 Cloruro de Calcio 11.8 1.42 Formiato de Potasio 13.3 1.60 Bromuro de Calcio 15.4 1.85 Formiato de Cesio 19.7 2.30 Bromuro de Zinc 20.5 2.46

Nota: En pozos HP – HT se debe tomar en cuenta la temperatura y utilizar la balanza de lodos presurizada para obtener “el peso real” del sistema. 6.1.1 Incremento de Densidad La densidad del lodo se incrementa normalment con la adición de más agente densificante. Las salmueras de varios tipos y densidades tienden a estar mezcladas en salmuera unificada para evitar inventarios excesivos de sal en sacos en la localización y para reducir labores de mezclado en el equipo. Sin embargo, se debe tener cuidado que la mezcla se mantenga en solución a las temperaturas esperadas del ambiente, en el conductor submarino o en el fondo del agujero. 6.1.2 Reducción de Densidad Una reducción de la densidad del lodo se puede lograr por dilución o por remoción mecánica del agente densificante o de los sólidos contaminantes. • La remoción mecánica se logra con el uso de un equipo de control de sólidos eficiente como la centrifuga de decantación que es por lo general, el método preferido. • La dilución es también una manera eficiente de reducir la densidad del fluido de perforación aunque con ello se pueden afectar fácilmente otras propiedades del fluido. Con salmueras cualquier dilución deberá hacerse con agua fresca y no con agua de mar con el fin de evitar problemas potenciales.

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6.2 Viscosidad de Embudo o Viscosidad Marsh La viscosidad de embudo es determinada empleando un Embudo de Marsh. Este valor, de acuerdo con los procedimientos recomendados por API, deberá ser únicamente utilizado como una guía para determinar las propiedades del flujo de fluidos de perforación de baja densidad. A medida que la densidad se incrementa, la densidad de embudo se vuelve cada vez menos confiable. No obstante, las tendencias pueden ser fácilmente establecidas y un cambio drástico en la viscosidad de embudo, podría indicar la contaminación del fluido de perforación. 6.3 Viscosidad Plástica (PV) La viscosidad plástica (PV) se define como “la resistencia al flujo” debido a fricciones mecánicas entre las partículas sólidas suspendidas en el fluido. La PV depende principalmente del contenido de sólidos y de la forma y el tamaño de estos sólidos. 6.3.1 Incremento de la PV Las partículas sólidas tales como la Bentonita y la Barita, etc., son requeridas para lograr que el fluido de perforación se desempeñe satisfactoriamente, pero un exceso de sólidos perforados, no es deseable; su presencia es la causa principal de cualquier incremento en la Viscosidad Plástica (PV) o en el Punto de Cedencia (YP) Si se permite que los sólidos perforados se mantengan en el lodo ellos serán gradualmente re-molidos y convertidos en partículas más pequeñsa por medio de la acción cortante de la barrena y de las bombas con un incremento consiguiente en la PV al generar mayor área de contacto entre las nuevas partículas. 6.3.2 Reducción de PV La concentración de sólidos en el lodo se debe reducir para así disminuir la PV. Esto se puede lograr fácilmente por alguno de los siguientes métodos: Con el uso de equipos de control de sólidos eficientes (muy a menudo la opción preferida) ó, Por dilución de volumen total de lodo con la adición de fluido base. Bajo algunas circunstancias, se puede utilizar el tratamiento químico para reducir la PV, es decir, floculación para remover la contaminaron de sólidos. Sin embargo, esto no es comúnmente aplicable a la mayoría de los fluidos de perforación de uso común, ya sea por razones técnicas o económicas. 6.4 Punto de Cedencia (YP) El punto de cedencia (YP) es la “resistencia al flujo” causada más por fuerzas electro-químicas que por fricción mecánica. Estas fuerzas son el resultado de la atracción entre las cargas negativas y positivas localizadas en la superficie de las partículas. De esta forma, el punto de cedencia es una medida de estas fuerzas de atracción bajo condiciones de flujo. En fluidos de perforación no densificados el YP se mantiene al nivel requerido para una limpieza adecuada de pozo. En fluidos densificados se requiere un YP moderadamente alto para mantener en suspensión las partículas del agente densificante.

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6.4.1 Incremento del Punto de Cedencia, YP Ocurre de forma “natural” cuando se presenta la floculación, después de la introducción de contaminantes solubles específicos como por ejemplo la sal, la anhídrita y el yeso encontrados durante la perforación. También ocurre de forma natural a través de la contaminación de sólidos. Un incremento en la concentración de sólidos perforados inmediatamente creará un incremento de atracciones entre las partículas. Mediante tratamiento químico: adiciones de viscosificadores químicos (como polímeros y arcillas), efectuadas con frecuencia para mantener las especificaciones del YP. 6.4.2 Reducción de Punto de Cedencia El punto de cedencia puede ser reducido ya sea por medio de un tratamiento químico o mecánico: • Tratamiento químico: La dispersión, la de floculacion o el adelgazamiento, neutralizarán las fuerzas de atracción • Tratamiento mecánico: El uso de suficiente equipo de control de sólidos es el método preferido. También podría lograrse por dilución pero ésta puede afectar al resto de las propiedades del fluido a menos que la concentración de sólidos sea alta. 6.5 Fuerza Gel La fuerza gel es una medida de la habilidad del lodo para desarrollar una consistencia gelatinosa cuando esta en reposo. Esta propiedad, llamada tixotropía, evita que los recortes y agentes densificantes o de peso, tales como la barita se asienten al quedar atrapados en el fluido gelatinizado cuando el sistema de fluido se encuentra estacionario. La consistencia de gel se desarrolla debido a las mismas fuerzas de atracción que las que determinan el punto de cedencia pero se relaciona a una condición del fluido de perforación, cuando esta en descanso. Depende a la vez de la concentración y del tamaño de los sólidos suspendidos en el fluido de perforación. • Las fuerzas de gel muy altas no son siempre deseables por las siguientes razones: El gas atrapado y los recortes no son fácilmente liberados a la superfi Al arrancar las bombas de lodo para vencer las fuerzas de gel desarrolladas durante el reposo se crea una presión de surgencia que puede ser suficiente para inducir pérdidas en caso de que el gradiente del lodo esté cerca del gradiente de fractura de la formación. El incremento y la reducción de la fuerza gel se logra de la misma manera como se discutió para el Punto de Cedencia, YP. Note: La prueba de “gel de 10 minutos” es una buena indicación de fuerza gel. 6.6 Filtración El ingeniero fluidos conduce pruebas de laboratorio para determinar el volumen de fase líquida del lodo que se puede filtrar hacia las formaciones permeables al entrar en contacto con ellas durante la perforación.

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• La prueba estándar API de filtración es conducida a temperatura ambiente y a 100 psi de presión. • La prueba de filtración API de alta temperatura y alta presión (HT/HP) es conducida a 500 psi de presión diferencial a través de la muestra de lodo (600 psi sobre el tope del fluido y 100 psi de contra presión mantenida dentro del recipiente). La temperatura de la prueba es usualmente definida por la temperatura de fondo esperada. La prueba se conduce normalmente a 25 grados F, por encima del máximo esperado. Típicamente las pruebas son conducidas dentro del rango de 200 a 300 grados F que cubre la mayoría de los trabajos de perforación en el Mar del Norte. Las pruebas dan indicaciones sobre dos parámetros importantes: 6.6.1 El Enjarre (depósito de sólidos contra la cara de la formación permeable perforada con el fluido) La naturaleza del enjarre es importante. El enjarre ideal es delgado (no disminuye el diámetro del agujero y reduce la probabilidad de tener atrapamiento diferencial de la sarta) e impermeable (previene que el filtrado del lodo se fugue hacia la formación). Generalmente medido en 1/32avos de pulgada ó en milímetros. Un enjarre de buena calidad, debería estar en el orden de 2/32avos de pulgada de espesor. 6.6.2 Pérdida de Fluido Este parámetro provee una indicación de la invasión de filtrado del lodo hacia la formación. Para las lutitas reactivas perforadas con un WBM el valor del filtrado obtenido podría ser una indicación de estabilidad del pozo. Cuando se perfora el yacimiento el filtrado podría proveer una indicación de la escala de la invasión de filtrado y por lo tanto del daño potencial a la formación. La Pérdida de fluido es generalmente reportado como el volumen filtrado de la prueba durante 30 minutos, expresado en mililitros. Los valores de filtrado menores a 2 ml para lodos base agua utilizando la prueba de API Estandar y su equivalente con un OBM utilizando una prueba PTT son indicativos de propiedades de buena calidad y lodos de baja filtración. Nota: La prueba estándar API de filtración es la prueba primaria de filtración para los lodos base agua. Dicha prueba nunca es conducida en lodos base aceite. Para ellos se conduce siempre la prueba de filtración de alta presión y alta temperatura HT-HP. Ambas pruebas determinan el volumen de filtrado y describen el carácter del enjarre. Una prueba API conducida a temperatura ambiente y 100 psi de diferencial en un OBM no producirá filtrado debido a la fuerza de emulsión en el fluido. Para la mayoría de las aplicaciones se requiere de una pérdida de fluido controlada sugiriendo invasión controlada del filtrado de lodo hacia la roca en las cercanías del agujero. Un enjarre delgado y flexible es deseable ya que ambas condiciones reducen el riesgo de sufrir un atrapamiento diferencial e indican pérdida controlada de filtrado. 6.7 Sólidos 6.7.1 Sólidos de Alta y Baja Gravedad Una muestra de lodo es colocada en la celda de una retorta (típicamente de 10, 20 o 50 mililitros) y calentada hasta aproximadamente 600 grados centígrados (calor rojo mate). Esto expulsa el agua y el aceite de la mezcla de lodo los que son recogidos en un recipiente calibrado y de medición directa con la capa de aceite colocada encima del agua. Los residuos de sólidos se quedan en la celda e incluyen, barita (HGS = High Gravity Solids), sólidos perforados (LGS = Low Gravity Solids) y sales de la fase acuosa. Conociendo el volumen y densidad del lodo colocado en la retorta y los

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volúmenes de aceite y de agua recogidos en el recipiente, es posible calcular las concentraciones los Sólidos de alta gravedad (HGS) y Sólidos de Baja Gravedad (LGS) en la muestra original. 6.7.2 Contenido de Arena Una muestra de lodo es decantada en un tubo de vidrio hasta una marca de medición. Los contenidos son entones lavados a través de un colador o tamíz malla 200 (aprox. 75 micrones). Los sólidos retenidos en el colador son vueltos a lavar y colocados de nuevo en el tubo de medición de vidrio en donde se permitirá su asentamiento. El volumen de sólidos es leído directamente de las calibraciones marcadas en el tubo para dar el porcentaje de sólidos. Debido a que la malla sólo retendrá partículas del tamaño de arena, el volumen de sólidos se supone compuesto sólo de arena. Normalmente esta cifra es menor al 0.5% pero puede llegar a estar por encima del 3% especialmente si el equipo de control de sólidos está sobrecargado como cuando se perfora rápido en un agujero de 17½” a través de una formación de arena. Además de su indeseable contribución al contenido de sólidos en el lodo por su impacto en la reología del lodo, un alto contenido de arena puede causar problemas de abrasión al interior de los cilindros ó “liners” de bombeo y sobre las herramientas de MWD instaladas en la sarta de perforación en el subsuelo, condiciones estas que se deberán evitar en todo momento. 6.7.3 Contenido de Arcilla La prueba del Azul Metileno (Methylene Blue Test = MBT) es realizada en los lodos base agua. La prueba se basa en la capacidad de las arcillas reactivas presentes en el lodo de absorber tintura de azul de metileno hasta que todos los lugares susceptibles de reacción estén llenos con tintura. La prueba se enfoca a ser capaz de detectar la tintura excesiva. Una muestra de lodo (1ml.) es diluida en agua y hervida por 10 minutos junto con 0.5 mls de solución 5N de acido sulfúrico y 15 mls de 3% de peróxido de hidrogeno (agua oxigenada). Estos componentes son adicionados para remover ottos materiales orgánicos presentes (como los polímeros) que también son capaces de absorber la tintura y por lo tanto, interferir con los resultados. La tintura de azul de metileno es entonces adicionada en incrementos de 0.5 ml y el área a la solución y luégo probada colocando manchas (gotas) encima de un papel de filtro. La presencia de un halo azul en expansión indicará el exceso de tintura. Capacidad del MBT= (milímetros de azul de metileno para formar el halo) / (ml de lodo) Contenido de bentonita reactiva en el lodo en libras por barril, ppb = 5 x capacidad de MBT Para un sistema de lodos nuevo el valor de MBT es menor que 5 ppb de bentonita equivalente. Cuando el valor MBT llegue a estar entre 20 y 25, es un indicativo que el sistema de lodos se está comenzando a sobrecargar con arcillas y normalmente se opta por la práctica de desecho y/o dilución. 6.8 Análisis Químico 6.8.1 Lodo Base Agua Para un lodo base agua, el análisis químico por titulación incluye la determinación de la alcalinidad, los cloruros, el calcio, la dureza total (Ca y Mg) y la concentración de potasio para uno base KCI. Mientras que un medidor de pH se puede utilizar para determinar el pH en forma directa, la titulación de la alcalinidad determina el carácter de la misma. Esto se basa en la presencia y concentración de iones de hidróxido, carbonato y bicarbonato.

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Los iones de calcio deberán estar presentes pero no en exceso de aproximadamente 500 mg/lt para lodos de base polímeros. En caso de que excedan los 1000 mg/lt, podrían comenzar a afectar los constituyentes del lodo y a causar la precipitación de los polímeros. El nivel de potasio se deberá vigilar para asegurar que su presencia es suficiente para continuar inhibiendo el hinchamiento de las arcillas con valores típicamente en el orden de 30 a 45 lbs por barril (nota: usualmente se provee como una premezcla de 80 ppb de KCI con un 5% de glicol si se requiere). 6.8.2 Lodo Base Aceite Para el lodo base aceite el análisis químico está restringido a la fase de agua y primero se deberá romper la emulsión agua-en-aceite. El análisis incluye alcalinidad, cloruros y calcio. La alcalinidad en esta instancia determina el exceso de cal en el lodo, necesario para permitir el trabajo de algunos emulsificantes además de asegurar la presencia de un amortiguador inicial contra la contaminación con gas ácido. El contenido de cloruros en la fase acuosa de la emulsión es importante y deberá ser balanceado contra la salinidad del agua de formación. En caso de que sea muy alto el lodo tomará agua de la formación y la emulsión se tornará “quebradiza” (colapso mecánico). En caso de ser muy bajo, el agua pasará del lodo a la formación por medio del proceso de ósmosis y resultará en hidratación e hinchamiento de las arcillas. Las salinidades usuales en el agua de la emulsión están en el orden de 150,000 a 200,000 mg/lt de cloruro para perforar lutitas en el Mar del Norte. La determinación del Calcio permitirá conocer la contribución del cloruro de sodio la cual será calculada por diferencia. El cloruro de calcio es usualmente el principal aditivo salino para los lodos base aceite, OBM; es más soluble que el cloruro de sodio, NaCI y por lo tanto capaz de balancear salinidades de formación más altas. 6.9 pH El valor del pH es una propiedad del lodo base agua y una medición de su grado de acidéz. Una formulación típica de lodo base agua WBM operaría con un rango de pH entre 9 y 10. Manteniendo este ambiente ligeramente alcalino se reduce la corrosión por la eliminación de cualquier gas ácido generado (CO2 ó H2S). Nota: Algunos lodos base agua como los de silicato operan en un rango de pH mucho más alto, típicamente entre 11 y 12. 6.10 Estabilidad Eléctrica Esta prueba mide la habilidad de un lodo base aceite OBM para transmitir una corriente eléctrica. Generalmente mientras más fuerte sea la emulsión de agua-en-aceite mayor tendrá que ser el voltaje aplicado para transmitir una corriente entre dos electrodos a través de la emulsión. La contaminación con agua resultará en la disminución de valores de estabilidad eléctrica registrados. Los valores típicos para la estabilidad electrica de un lodo de emulsión inversa se encuentran en el orden de los 400 a 600V.

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7.0 ANALISIS DE TENDENCIA Varias propiedades críticas del fluido deberán ser vigiladas 2 a 3 veces al día durante la fase de perforación. El objetivo es establecer líneas de tendencia para esas propiedades, para permitir la detección temprana de problemas. Se debe recordar que cualquier variación en una propiedad del lodo, es una indicación de que algo ha cambiado. Las siguientes tablas muestran las posibles causas de varias tendencias de cambio en las propiedades del lodo para los sistemas de lodo de base agua y base aceite. Se debe anotar que se requerirá de una revisión completa del lodo para determinar con exactitud cuál es el problema. Las tendencias sólo ayudan a apuntar en la dirección correcta. 7.1 Análisis de las tendencias de cambio en los Lodos Base Agua

Propiedad del Lodo Cambio de Tendencia

Posibles Causas

Incremento

Incremento de sólidos perforados Bache por alto contenido de barita decantada Aumento excesivo del peso durante la adición de densificante Peso o Densidad

Disminución Influjo de Fluidos de Formación Bache de bajo contenido de barita decantada Adiciones excesivas de agua

Incremento

Perforación de lutita reactiva Incremento de sólidos perforados Bajo contenido de agua Contaminación con calcio proveniente del cemento Perforación en una zona de anhidrita

Viscosidad del Embudo

Disminución Influjo de fluido de formación Contenido excesivo de agua

Incremento Perforación en arena no-consolidada Incremento de sólidos perforados Bajo contenido de agua Viscosidad Plástica

Disminución

Influjo de fluido de formación Adiciones excesivas de agua Disminución del contenido de sólidos

Incremento

Perforación de lutitas reactivas Perforación en zona de anhidrita Bajo contenido de agua Concentración de calcio proveniente cemento Punto de Cedencia

Disminución

Influjo de Fluido de Formación Adiciones excesivas de agua Disminución de sólidos de baja gravedad Adiciones de adelgazantes químicos

Incremento

Perforación de lutitas reactivas Bajo contenido de agua Contaminación con calcio proveniente cemento Perforación de anhidrita Fuerza Gel

Disminución Influjo de fluido de formación Adiciones excesivas de agua Adiciones de adelgazantes químicos

Incremento

Incremento de sólidos de baja gravedad Floculación proveniente cemento, cloruro Contaminación de calcio Bajo contenido de gel

PÉrdida de Fluido API / HPHT

Disminución Tratamiento del lodo haciendo efecto

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Incremento Adición de aditivos para control de pH Contaminación con calcio pH

Disminución adición de productos para el lodo Perforación en zona de anhidrita

Incremento Perforación de zona salina Transición de presión de las lutitas perforadas Influjo de agua de formación

Cloruros

Disminución Adiciones de agua

Incremento Perforación de zona salina o calcárea Influjo de agua de formación Dureza Total

Disminución Adición de agua fresca Adición química

Incremento Perforación de lutita reactiva Adición de bentonita MBT

Disminución Disminución adiciones de agua Equipo de remoción de sólidos

7.2 Análisis de tendencias de cambio en los Lodos Base Aceite

Propiedad del Lodo Cambio de Tendencia Posibles Causas

Incremento Incremento de sólidos de perforación Area con alto contenido de baritas Sobre tratamiento durante la adición de peso Peso del Lodo

Disminución

Influjo de fluido de Formación Area que requiere bajo contenido de barita Adiciones excesivas del aceite base

Incremento

Adición de agua Adición de carbonato de calcio Adición de emulsificante primario Incremento de los sólidos de baja gravedad

Viscosidad Plástica

Disminución

Disminuye la adición del aceite base Disminución de sólidos de baja gravedad

Incremento Incremento de arcillas con afinidad orgánica Adición de agua emulsionada o polímero sintético Punto de Cedencia

Disminución

Adición del aceite base o de desgelatinizante Disminución de arcillas con afinidad orgánica

Incremento Adición de arcillas con afinidad orgánica Adición de agua Fuerza Gel

Disminución

Grandes adiciones del aceite base Incremento en la temperatura del agua

Relación Aceite/Agua Cambio Gran adición de agua o influjos de agua Grandes adiciones de aceite base Alta temperatura de fondo

Incremento Incremento en concentración de emulsionantes Adición de agente humectante o de aceite base Estabilidad Eléctrica

Disminución

Disminución en la concentración de emulsionantes El OBM recién preparado tiene una estabilidad eléctrica baja pero se incrementa con el tiempo

Incremento Incrementar el porcentaje de agua de la realación aceite / agua que esta disminuyendo Adición de cloruro de calcio Salinidad de la Fase Agua

Disminución

Aumento del porcentaje de agua de la relación aceite / agua que se incrementa mediante la adición de agua o debido a influjo de agua de formación

Incremento Adición de aceite base Disminución en concentración de emulsionantes Presencia de agua en el filtrado Pérdida de Fluido HP-HT

Disminución

Incremento en concentración de emulsionante primario

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Incremento Adición de cal Perforación de zonas de anhidrita Exceso de Cal

Disminución

Influjos de CO2 ó de H2S Adiciones del aceite base o de agua

8.0 DAÑOS DE FORMACION Los daños de formación pueden ser causados por muchos mecanismos. Aunque algunos de estos podrían ser debidos a condiciones de pozo, la mayoría son causados por contaminación de la formación con sustancias extrañas no solamente durante las fases de perforación y completación, sino también durante la producción y cuando se lleven a cabo trabajos de servicio en el pozo. Los daños de formación resultan en la reducción de productividad o inyectividad del yacimiento. Causas de los daños de formación, relacionados con el lodo: • Interacción entre el filtrado invasor del lodo y el fluido del yacimiento. • Interacción entre el filtrado invasor del lodo y los componentes de la roca yacimiento. • Interacción entre los sólidos del lodo y el yacimiento. • Taponamiento de de poros en la roca yacimiento con partículas sólidas. • Hinchamiento de arcillas insterticiales • Movilización de gránulos insterticiales finos por la invasión de filtrado que taponan los poros • Formación costras inorgánicas por incompatibilidad entre filtrado del lodo y fluido del yacimiento. • Reducción en la permeabilidad relativa del reservorio en la vecindad del pozo – fluidos barridos o desplazados por el filtrado. • Bloqueo por emulsión – creada por la mezcla del filtrado del lodo con el fluido de yacimiento. Causas adicionales • Poros bloqueados con ceras parafínicas o asfaltenos • La ruptura de gas o de agua por conificación de fluidos hacia el pozo reduce la permeabilidad relativa al aceite y así la productividad. • Cambio de permeabilidad por esfuerzosvinducidos en el área cercana al pozo. • Producción de arena – bloqueo de mallas. La prevención es mejor que la cura La prevención de daños de formación deberá ser una prioridad y se deberán dar los siguientes para evitarlos:

• Asegurar la compatibilidad entre el filtrado del lodo ó del fluido de completación con los fluidos del yacimiento en forma anticipada por medio de pruebas de laboratorio.

• Prevenir la formación de costras, el bloqueo por emulsión, ó la precipitación. • Mantener un control estricto sobre la perdida de fluido, durante la operación. • Evitar pérdidas de circulación en la sección de reservorio. • Asegurar que el filtrado de lodo / salmuera se encuentre suficientemente inhibido para

prevenir el linchamiento de las arcillas insterticiales. • Asegurar que cualquier invasión de fluido no altere el estado nativo de humectabilidad del

agua del yacimiento que es más conductivo a las altas permeabilidades de aceite. • Para prevenir el taponeo con sólidos es esencial el control estricto de pérdida de filtrado

durante la perforación y las salmueras limpias y libres de sólidos. Esto resalta tanto la

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importancia de limpieza como la necesidad de filtración de la salmuera durante la fase de completación.

• Evitar las presiones de surgencia contra el yacimiento para evitar la invasión ó perdidas de fluidos.

• Las lechadas de cemento para los revestidotes del yacimiento tipo “liner” se deben formular con suficiente agente para control de perdidas de fluido.

• Antes de comenzar las actividades de completación se debe asegurar que el pozo esté limpio. Tal es el caso de la remoción total de cualquier residuo de lodo base aceite OBM, cuando la completación se efectuará con salmuera limpia (libre de sólidos). El uso de detergentes y píldoras de limpieza son prácticas comunes. Las vías mecánicas, utilizando raspadores de tubería de revestimiento y cepillos de alambre también se recomiendan así como el lavado con chorro del tubo conductor y el conjunto de preventores (BOP) mientras se operan los arrietes.

• El uso de materiales taponantes de fácil remoción (solubles en ácido) como el carbonato de calcio, resina soluble en aceite, sal micronizada para el control de perdidas debería ser obligatorio.

• El cañoneo o disparo de zonas de interés se deberá efectuar idealmente en condiciones de bajo balance y los pozos puestos a fluir lo más pronto posible después de la apertura de perforaciones en el revestimiento para limpiar los desechos o residuos de la perforación.

• El control de producción de arena se logra utilizando mallas y / o empaques de grava en lugar de un trabajo convencional de revestimiento con liner y cementación. Se debe tener cuidado para no dañar la cubierta de las mallas mientras se corren dentro del pozo.

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SECCION 6 HIDRÁULICA Y LIMPIEZA DEL POZO Contenido 1.0 Introducción 2.0 Consideraciones para la planificación de hidráulica

2.1 Haciendo máxima la ROP (Velocidad de Perforación) 2.2 Limpieza de Pozo 2.3 Presión por Fricción en el Espacio Anular 2.4 Erosión 2.5 Pérdida de Circulación

3.0 Factores que Afectan la Hidráulica 3.1 Componentes del Equipo de Perforación 3.2 Sarta de Perforación y Herramientas de Fondo 3.3 Geometría del Pozo 3.4 Tipos de Lodo y sus Propiedades

4.0 Reglas Empíricas Generales 4.1 Tasa de Flujo o Gasto (caudal) 4.2 Potencia Hidráulica 4.3 Caída de Presión a través de la Barrena 4.4 Velocidad de los Chorros

5.0 Cálculos de Hidráulica 5.1 Selección de la Presión de Bombeo y la tasa de Flujo (caudal o gasto) 5.2 Estimación del Numero de Reynolds y Determinación del Régimen de 5.3 Pérdidas de Presión del Sistema 5.4 Optimización de la Hidráulica en la Barrena

6.0 Hidráulica en el Anular y Limpieza de Pozos 6.1 Factores Generales que Afectan la Limpieza de Pozos 6.2 Velocidad de Caída de los Recortes 6.3 Velocidad de Transporte de los Recortes 6.4 Eficiencia de Transporte de los Recortes 6.5 Concentración de Recortes 6.6 Densidad Equivalente de Circulación (ECD) 6.7 Densidad Equivalente de Circulación (ECD) con Recortes

7.0 Directrices para Limpieza del Pozo 7.1 Directrices para Pozos Verticales 7.2 Directrices para Pozos Desviados y de Alcance Extendido 7.3 Indicadores de una Limpieza Pobre Pozo 7.4 Efectos del Tipo de Lodo sobre la Eficiencia de Limpieza de Pozos 7.5 Componentes que pueden Ayudar en la Limpieza de Pozos

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ANEXO 1 Tabla de Área Total de Flujo a través de las toberas (TFA) ANEXO 2 Modelos Reológicos

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1.0 INTRODUCCION La planificación de la hidráulica es parte del proceso general de optimización de la perforación. Esto incluye un balance calculado de los distintos componentes de sistema de circulación para hacer máxima la ROP y mantener limpios la barrena y el agujero mientras se esta dentro de las fuerzas del pozo, la superficie y el equipo de fondo. 2.0 CONSIDERACIONES PARA LA PLANIFICACION DE HIDRAULICOS 2.1 Haciendo Máxima la ROP (Velocidad de Perforación) La remoción de los recortes del fondo del agujero esta relacionada con la energía del fluido disipada en la barrena (potencia hidráulica consumida en la barrena). Se ha demostrado que la potencia hidráulica en la barrena está optimizada cuando la presión diferencial (caída de presión) a través de la barrena, es igual a dos tercios de la presión total en el sistema (presión de bombeo). El proceso de hacer máximo el sistema de potencia hidráulica, puede ser utilizado para incrementar la velocidad de perforación en formaciones medias y duras. 2.2 Limpieza del Pozo En formaciones blandas o en pozos desviados, la limpieza del fondo del pozo es muchas veces el factor predominante. Hay poco sentido en la maximización del ROP por medio de la selección de toberas que optimicen la potencia hidráulica o la fuerza de impacto, si la tasa de flujo (gasto) resultante es insuficiente para levantar los recortes fuera del agujero. En estas circunstancias es preferible determinar primero una tasa de flujo adecuada y después optimizar la hidráulica. 2.3 Pérdidas de Presión por Fricción en el Espacio Anular Dentro de un agujero estrecho o pozos profundos la caída de presión por fricción en el espacio anular, necesita ser considerada. Si es demasiado alta, la caída de presión por fricción en el espacio anular incrementará la Densidad Equivalente de Circulación (ECD) y puede llevar a pérdida de circulación, atrapamiento diferencial o inestabilidad del agujero. 2.4 Erosión Las formaciones blandas y no-consolidadas son propensas a la erosión, si la velocidad en el espacio anular y por lo tanto la tasa de flujo (gasto) son demasiado altas o si el espacio anular es demasiado pequeño se tiene la posibilidad de flujo turbulento. En estas instancias, se requerirá una reducción en el gasto de flujo para minimizar la erosión. 2.5 Pérdida de Circulación En caso de que se anticipe una gran perdida de circulación y grandes cantidades de LMC podrían ser bombeadas, tal vez sea necesario instalar toberas más grandes en la barrena para así minimizar el riesgo de taponar la barrena.

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3.0 FACTORES QUE AFECTAN LA HIDRÁULICA Los equipos instalados en la unidad de perforación, la sarta de perforación, y las herramientas de fondo, la geometría del pozo, el tipo de lodo y sus propiedades, son todos factores que pueden afectar la hidráulica. 3.1 Equipos Instalados El mayor factor del equipo instalado es la limitación de la presión de bombeo y el rendimiento en volumen de las bombas de lodo en uso. Incrementando el tamaño de las camisas en la bomba, se incrementará el rendimiento en volumen, pero se disminuirá la máxima presión de bombeo permitida. La mayoría de las líneas de alta presión que van desde las bombas de lodo hasta el “Kelly”/”Top Drive” son diseñadas para presiones de trabajo más altas que las de la bomba. 3.2 Sarta de Perforación y Herramientas de Fondo El efecto principal de la sarta de perforación es la caída de presión por fricción o pérdidas de presión parásita, que ocurre dentro de la tubería de perforación y los lastra barrena. Para una tasa de flujo y una profundidad dadas, una sarta de perforación, con un ID más pequeño, tendrá perdidas de presión parásitas, más altas. Por lo tanto, uno de los beneficios de utilizar tubería de 5 ½” OD en vez de una de 5” OD, es que para el mismo gasto de flujo existe más presión disponible en la barrena para optimizar el tamaño de las toberas o que para la misma pérdida de presión parásita en la sarta de perforación, habrá más gasto de flujo disponible. La adición de herramientas de fondo puede tener un efecto en la caída de presión disponible o permisible a través de la barrena. Las herramientas MWD de pulso negativo, requieren un aproximado de caída de presión de 800 psi por debajo de ellas para la transmisión adecuada de datos en tiempo real. La mayoría de los estabilizadores ajustables requieren de 450 a 800 psi de caída de presión por debajo de la herramienta, estando la barrena arriba del fondo, para su operación o activación. Los motores navegables con barrenas PDC tienen una caída total de presión de 1,200 a 1,500 psi. Esta caída de presión esta compuesta por:

• Presión diferencial de 200 psi con la barrena sin tocar el fondo • Caída de presión de perforación de 600 a 800 psi para motores de alta torsión y baja

velocidad. • Caída de presión de perforación de1,000 a 2,000 psi, para motores de alta velocidad. • Caída de presión para evitar parada del motor, 400-500psi.

Los motores navegables con barrenas de tres conos, tienen una caída total de presión de 400 a 600 psi, debido a la torsión reactiva más baja de las barrenas tricónicas, comparadas con las PDC. Esta caída de presión esta compuesta por:

• Presión diferencial de 200 psi con la barrena sin tocar el fondo • Caída de presión de perforación de 200 a 400 psi para motores de alta torsión y baja

velocidad. • No caída de presión por parada debido a la torsión reactiva más baja.

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3.3 Geometría del Pozo Mientras más profundo sea el agujero, más alta será la pérdida de presión parásita dentro de la sarta de perforación y menor será la presión disponible para ser consumida en la barrena y optimizar el tamaño de las toberas. Mientras más grande sea el diámetro del agujero, más baja será la velocidad en el espacio anular para un gasto o tasa de flujo dado y más difícil será la remoción efectiva de recortes del agujero. Al contrario, y mientras más pequeño sea el diámetro del agujero, más alta será la presión por fricción dentro del espacio anular y más grande será el efecto sobre la ECD. 3.4 Tipo de Lodo y sus Propiedades La densidad y reología del lodo afectan directamente las pérdidas de presión junto con el sistema de circulación. La reología del lodo y los diferentes modelos disponibles, serán discutidos más adelante: 4.0 REGLAS EMPÍRICAS GENERALES 4.1 Gasto de Flujo o Gasto Caudal

• El gasto o tasa de flujo deberá ser mantenido a 30-60 GPM por pulgada de diámetro de barrena.

• No se debe reducir el gasto de flujo (caudal) para lograr mayor potencia. • Una tasa de flujo demasiado baja causará el embotamiento de la barrena y reducirá la

limpieza efectiva de pozo. 4.2 Potencia Hidráulica Mantenga un consumo de potencia hidráulica de 2.5 a 5.0 HHP por pulgada cuadrada de diámetro de barrena. Se deberá considerar el uso de potencia hidráulica máxima, cuando se tiene suficiente potencia de bombeo disponible. 4.3 Caída de Presión a través de la Barrena Diseñe la hidráulica para tener una caída de presión a través de la barrena entre el 50% y el 65% de la presión total de circulación disponible en superficie. Si las pérdidas de presión parásita son mayores al 50% de la presión de bombeo disponible, entonces optimice la velocidad del chorro de lodo en las toberas de la barrena. 4.4 Velocidad del Chorro La velocidad del chorro afecta la permanencia de las astillas en el fondo así como la velocidad de perforación. Se debe mantener la velocidad del chorro por encima de 250 pies/seg.

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5.0 CALCULOS HIDRÁULICOS Para optimizar la hidráulica en la barrena y por lo tanto el desempeño la misma, se debe considerar la totalidad del sistema hidráulico. Los siguientes factores serán discutidos:

• Presión circulante • Gastos o caudales de flujo (tasa de bombeo) • Velocidad óptima del fluido en el espacio anular • Pérdidas de presión en el sistema • Caída de presión a través de la barrena • Potencia hidráulica consumida en la barrena • Velocidad del chorro y fuerza de impacto del chorro

5.1 Selección de la Presión de Bombeo y Tasa de Flujo (caudal ó gasto) Se deben seleccionar una tasa de flujo y una presión de circulación resultante suficiente para permitir una buena limpieza de pozo y la potencia adecuada en la barrena, pero que no exceda la presión de superficie máxima permitida. El gasto de flujo optimo, dependerá de todas las perdidas de presión del sistema y de si la hidráulica de la barrena será optimizada con base en la potencia hidráulica o en el modelo de fuerza de impacto del chorro. Una vez que se haya seleccionado el gasto de flujo optimo, se deben considerar los siguientes factores: - serán las bombas capaces de bombear a la velocidad de flujo (caudal) deseada? - se encuentra el gasto de flujo deseado dentro del rango operativo de cualquier herramienta de fondo en la sarta? - excederá el óptimo gasto de flujo deseado la velocidad anular mínima? - excederá el óptimo gasto de flujo deseado la velocidad anular máxima? 5.1.1 Velocidad Anular Cuando se diseña el programa hidráulico, la velocidad anular, debe ser considerada. Es importante evitar la retención de sólidos en el espacio anular, debido a que el incremento subsiguiente en la densidad del lodo y el calor hidrostático, podría causar pérdidas de fluido hacia las formaciones. Un valor óptimo para la velocidad anular es seleccionado entre el límite alto y bajo permisible. La velocidad del fluido en el espacio anular está en su punto más bajo en sitios en donde el área seccional anular sea mayor. Debido a que el espacio anular alrededor de la tubería de perforación tiene la mayor área seccional dentro del agujero, la velocidad anular llega a su punto mas bajo en dicho espacio. Al contrario, la velocidad del espacio anular estará en su punto más alto alrededor de los lastra barrena. La velocidad anular alrededor de la tubería de perforación, deberá ser calculada para determinar si es lo suficientemente alta para limpiar el agujero de forma efectiva. Sin embargo, en ciertas formaciones blandas propensas a erosión, la velocidad anular alrededor de los lastra barrena, también deberá ser calculada. Si ésta última es demasiado alta, la velocidad de circulación deberá ser reducida o se deberán utilizar lastra barrena más pequeños. Para un tamaño dado de tubería de perforación y agujero, la velocidad anular sólo podrá ser cambiada, variando la tasa de flujo o caudal entregado por la bomba. La velocidad del fluido en el espacio anular alrededor de la sarta de perforación, está usualmente dada por la expresión:

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Donde: Va = velocidad anular, pies/min. Q = gasto de flujo, gpm IDHOLE = diámetro del agujero o ID de la TR, pulgadas ODDP = diámetro exterior ya sea de la tubería o de los acoples, pulgadas 5.1.2 Velocidad Anular Mínima La velocidad anular mínima es determinada por medio de la capacidad de transporte de los recortes del fluido de perforación. Si el pozo no se limpia de manera eficiente, habrá una acumulación de recortes en el espacio anular, que resultará en un incremento de densidad del lodo. El consecuente incremento en la presión hidrostática podría causar perdidas de fluido a la formación. En los pozos desviados, se podrían desarrollar camas de recortes lo que conlleva a su vez al riesgo incrementado de atrapamiento de la tubería por empacado de recortes. Debido a esto la velocidad anular deberá, con relación a la generación de recortes, ser suficiente para removerlos en la medida que se producen y así mantener la densidad del fluido por debajo de la presión de fractura de la formación. Otro factor que gobierna el límite inferior de la velocidad anular, es la velocidad de asentamiento, en el espacio anular, de los recortes perforados. Si la velocidad de asentamiento excede la velocidad anular, entonces se desarrollarán camas de recortes y se incrementará la densidad del fluido de perforación. La capacidad de transporte de los recortes de un sistema de lodos, está altamente influenciado por su viscosidad y fuerza del gel. 5.1.3 Velocidad Anular Máxima También es importante evitar erosionar formaciones sueltas y lutitas blandas, que podrían resultar en grandes ensanchamientos, problemas de agujero, atrapamientos de tubería y trabajos deficientes de cementación. Debido a esto la velocidad anular máxima se encuentra limitada por las fuerzas dentro del agujero y en particular en las formaciones sensitivas, en donde a menudo esta limitada a 100 pies/min. Sin embargo, la velocidad de erosión de las formaciones blandas está más influenciada por el régimen del flujo en el espacio anular, que por la velocidad como tal. El flujo turbulento es mucho más erosivo que el flujo laminar y desestabilizará fácilmente las formaciones sensitivas. Por ello es usualmente deseable tener flujo laminar alrededor de la tubería. Una vez que los límites operativos para la velocidad anular han sido determinados, es posible seleccionar la presión de bombeo y el gasto o caudal de flujo, basados en las limitaciones del equipo en superficie y en el deseo de mantener el flujo laminar en el espacio anular o limitar el ECD (Densidad Equivalente de Circulación). 5.2 Estimación del Número de Reynolds y del Régimen de Flujo El tipo de comportamiento de flujo del fluido en el espacio anular, es descrito calculando su número de Reynolds (Re). Existen varios métodos para calcular el número de Reynolds, dependiendo del modelo reológico utilizado para describir el comportamiento del fluido. Mayor información sobre los modelos reológicos y el número de Reynolds es mostrada en el Anexo 1. Todas las ecuaciones en esta sección suponen que el flujo de los fluidos se rige por el modelo de la llamada “Ley de Potencia” (“Power Law”).

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Antes de calcular el número de Reynolds para una sección dada, se deben calcular las constantes n y K de la ecuación del modelo de flujo de la Ley de Potencia así como la viscosidad efectiva o aparente (µe) del fluido. Estas serán calculadas por separado para el flujo en la tubería y en el espacio anular. 5.2.1 Definiciones Factor de Consistencia (K, en centipoises, cp) Describe la viscosidad del fluido. Es idéntico en concepto a la Viscosidad Plástica, PV. Describe el flujo dinámico solamente. Índice de Flujo (n, sin dimensiones) Describe la relación numérica entre el esfuerzo cortante aplicado al fluido y la velocidad de cambio de dicho esfuerzo cortante graficados en un papel doblemente logarítmico. Indica el grado de cizallamiento o fluidez; la capacidad de flujo o la resistencia al mismo cuando se aplica una fuerza cizallante o de corte sobre el conducto. Viscosidad Efectiva ( µe , cp) Describe la resistencia del fluido a fluir a través de una geometría particular. El fluido fluyendo a través del espacio anular tendrá una viscosidad efectiva diferente a la que tiene cuando fluye dentro de la tubería de perforación, y por lo tanto tendrá diferentes valores para n y K. Nota: Existen diferentes juegos de ecuaciones utilizadas para definir los parámetros hidráulicos, dependiendo del modelo reológicos seleccionado. Los diferentes juegos de ecuaciones son validos para el comportamiento del fluido en flujos laminares y turbulentos y solamente difieren en su enfoque. Nótese que los ejemplos que siguen usan el método de API para de calculo para fluidos que siguen la Ley de Potencia en su comportamiento de flujo. Las ecuaciones utilizan las lecturas obtenidas en el viscosímetro Fann a 600 y 300 RPM, que pueden entonces ser re-calculadas a partir de la viscosidad plástica y de los valores del punto de cedencia, como sigue: θ300 = Viscosidad plástica + punto de cedencia θ600 = Punto de cedencia + θ300 θ3 = Gel de 10 segundos (obtenida en un viscosímetro con rotador de palanca manual). θ3 = θ3 (utilizando un viscosímetro FANN de 6 velocidades). Flujo Laminar Las partículas de lodo se mueven en líneas derechas paralelas a la tubería o las paredes del agujero descubierto. Las capas adyacentes de lodo tienen distintos planos de esfuerzo cortante entre ellas y se mueven una después de la otra sin mezclarse. Las partículas más cercanas a la pared son efectivamente estacionarias pero alrededor del centro se mueven progresivamente más rápido, a medida que los efectos de la fricción son reducidos. Por lo tanto, el fluido que se mueve bajo condiciones de flujo laminar tiene un perfil de velocidad cónico o parabólico. Flujo Turbulento En contraste a las condiciones de flujo laminar, el perfil de velocidad del flujo turbulento es casi plano. El flujo turbulento ocurre a tasas de flujo más altas cuando los planos entre las capas de lodo dejan de ser discretas y el lodo fluye en forma caótica.

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5.2.2 Cálculos del Flujo dentro de la Tubería 5.2.2.1. Parámetros “K” y “n” Los valores de n y K para altos esfuerzos se pueden re-calcular a partir de las lecturas del viscosímetro a 600 y a 300 RPM y son usados para cálculos dentro de la tubería de perforación.

Donde: np = índice de flujo dentro de la tubería de perforación Kp = factor de consistencia en la tubería de perforación, en cp 5.2.2.2. Velocidad de Flujo en la Tubería

Donde: Vp = velocidad del fluido dentro de la tubería de perforación pies/seg. Q = tasa de flujo en GPM IDDP = diámetro interno de la tubería de perforación o los lastra barrena, pulgadas 5.2.2.3. Viscosidad Efectiva

Donde: Rep = numero de Reynolds para el fluido dentro de la tubería de perforación o lastra barrena W = densidad del lodo, lbs/gal

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5.2.3 Cálculos de flujo en el espacio anular 5.2.3.1. K y n Los valores n y K para bajo esfuerzo cortante se pueden re-calcular a partir de las lecturas en el viscosímetro a 100 y a 3 RPM y son utilizados para cálculos de flujo en el espacio anular.

Donde: na = índice de flujo en el espacio anular Ka = factor de consistencia en el espacio anular, cp 5.2.3.2. Velocidad del flujo en el espacio anular, Va

Donde: Va = velocidad del fluido en el espacio anular pies/seg. Q = gasto o tasa de flujo, gpm IDHOLE = diámetro del agujero o diámetro interior de la TR, pulgadas ODDP = diámetro exterior de la tubería de perforación o los lastra barrena, pulgadas 5.2.3.3. Viscosidad Efectiva

Donde: µea = viscosidad efectiva en el espacio anular, cp 5.2.3.4. Numero Reynolds

Donde: Rea = numero de Reynolds para el fluido en el espacio anular W = densidad del lodo, ppg

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5.2.4 Régimen de Flujo y Número Crítico de Reynolds (en el espacio anular) Para determinar un régimen de flujo, el valor obtenido para el número de Reynolds es comparado con los valores siguientes, basado en experimentos conducidos al observar el flujo de un fluido Newtoniano (en éste caso agua) a través de una tubería circular:

Re Régimen de Flujo < 2000 Flujo Laminar 2000 - 4000 Flujo Transitorio >4000 Flujo Turbulento

Sin embargo, debido a que los fluidos de perforación no se conforman con las propiedades de un real fluido Newtoniano, las siguientes ecuaciones han sido desarrolladas para determinar el número crítico de Reynolds, en el cual el régimen de flujo cambia de laminar a turbulento: Flujo Laminar: Rec = 3470 - 1370n Flujo Transitorio: = 3470 - 1370n < Rec < 4270 - 1370n Flujo Turbulento: Rec = 4270 - 1370n Donde: Rec = numero critico Reynolds en una sección anular n = constante de la “Ley de Potencia” para el espacio anular 5.2.5 Gasto o tasa de flujo típico Habiendo derivado el valor para el número crítico de Reynolds, es posible calcular la velocidad crítica y por lo tanto el gasto critico de flujo, después del cual el flujo laminar comenzaría a romperse para pasar a un estado transitorio antes de llegar al régimen turbulento.

Donde: Vc = velocidad anular critica n = constantes de “Power Law” para el espacio anular W = densidad del lodo, ppg IDHOLE = diámetro de agujero o ID de la TR, pulgadas ODDP = diámetro exterior, ya sea de la tubería o de los acoples, pulgadas El gasto crítico de fluido se puede entonces con la expresión:

Donde: Qc = gasto critico de flujo, gpm Vc = velocidad anular critica IDHOLE = diámetro de agujero o ID de la TR, pulgadas ODDP = diámetro exterior de la tubería o de los acoples, pulgadas

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5.3 Perdidas de Presión del Sistema La lectura de presión de bombeo es la suma de todas las pérdidas de presión dentro del sistema. La mayoría de estas pérdidas de presión representan energía cinética desperdiciada, utilizada en vencer la fricción que experimenta el fluido cuando circula a través de restricciones en el sistema. Algunas veces se refieren a ellas como pérdidas “parásitas” de presión. La caída de presión en la barrena es considerada sin embargo como una pérdida de presión útil. Ptotal = PSuperficie + PSarta de Perforación + PEspacio Anular + PBarrena PSarta de Perforación = PTuberia de Perforación + Pacoples + PHerramientas de Fondo Las pérdidas de presión son funciones de la velocidad de circulación (gasto o tasa de flujo), densidad del lodo, viscosidad, diámetro de la tubería, diámetro del agujero y longitud del sistema. La máxima perdida de fricción a vencer está gobernada por las limitaciones del equipo en superficie. El objetivo general al optimizar la hidráulica es el de minimizar las pérdidas de presión en el sistema y maximizar la potencia consumida en la barrena. La tabla siguiente ilustra el efecto de cambiar ciertas variables dentro del sistema hidráulico.

Variables Perdidas del Sistema Potencia en la Barrena

Menor tasa de flujo Disminuyen Disminuye Mayor área de flujo (Ej. ID de tubería) Disminuyen Incrementa Incremento de longitud de sistema Incrementan Disminuye Menor peso del lodo Disminuyen Incrementa Menor viscosidad Disminuyen Incrementa Mayor área en las toberas Disminuyen Disminuye

El procedimiento general para calcular pérdidas de presión de sistema es: 1. Determinar la velocidad del fluido (o numero Reynolds) en el punto de interés. 2. Calcular la velocidad critica (o numero de Reynolds) para determinar régimen de flujo. 3. Elegir la ecuación apropiada para la pérdida de presión (dependiendo de la elección del modelo reológico y del régimen de flujo en consideración). 5.3.1 Ecuaciones de Pérdidas de Presión Como ha sido mencionado anteriormente, la elección del modelo reológico y el régimen de flujo del fluido de perforación, determinan cuál juego de ecuaciones de caída de presión deberá ser utilizado para calcular las perdidas de presión del sistema. Para un fluido con reología basada en la Ley de Potencia, la pérdida de presión al fluir por un conducto tubular una longitud L, será:

Donde: PLoss = pérdida de presión en el intervalo, psi F = factor de fricción, sin dimensión V = velocidad del fluido en el espacio anular o en la tubería, pies/seg.

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W = densidad del lodo, ppg L = longitud del intervalo, pies Deff = diámetro efectivo, pulgadas Deff tubería de Perforación = IDDP

Deff Espacio Anular = IDhueco - ODDP

El factor de presión (f) utilizado en esta ecuación depende del régimen de flujo. Para flujo turbulento

Para flujo laminar

5.3.2 Optimización de la hidráulica del Sistema No importa cuál sea el proceso de optimización utilizado (la fuerza de impacto del chorro o la potencia hidráulica consumida en la barrena), es importante recordar que las condiciones de máxima fuerza de impacto del chorro y potencia hidráulica, sólo son válidas para una profundidad dada. Sin embargo, desviaciones del 20% de la ideal de 65% o del 49% de la presión total de superficie no cambiarán significativamente la potencia hidráulica consumida o fuerza de impacto del chorro en la barrena. Esto permite tener fuerzas de impacto del chorro o potencias hidráulicas cercanas al máximo óptimo, a lo largo de un gran intervalo de profundidad, sin tener que cambiar el diámetro de las toberas. Es generalmente, sin embargo, mejor optimizar la hidráulica al final de la corrida de la barrena para proveer una optima limpieza de fondo, en donde sea mas necesitada. 5.3.2.1. Sistema Básico Un sistema hidráulico básico estaría formado solamente por la tubería de perforación, los acoples y la barrena. El proceso de optimización simple, para dicho sistema, incluirá los siguientes pasos: - Se elige el equipo para mantener las pérdidas de sistema en un valor mínimo, para un rango de caudales de flujo y la profundidad anticipada. - Se decide cuál método de optimización se quiere utilizar para la limpieza de fondo en cada intervalo. Por ejemplo, el modelo de fuerza de impacto del chorro para la parte superior del agujero y el método de potencia hidráulica para mayores profundidades. - Se determine la tasa de flujo óptima para el sistema, al final del intervalo de corrida de la barrena. - Se ajusta el flujo para cumplir con los requerimientos mínimos o limitaciones máximas.

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5.3.2.2. Sistema con herramientas de fondo La mayoría de los sistemas hidráulicos incluirán un arreglo o ensamblaje de herramientas de fondo, tales como motores de lodo, turbinas, registradores MWD y LWD, o similares. Estos hacen el proceso de optimización de la hidráulica, un poco más complicado que en el caso básico, ya que no puede ser modelado por medio de un juego de simples ecuaciones. Existen dos formas de optimizar un sistema con herramientas de fondo. El método más directo es el de restar las perdidas de presión esperadas para las herramientas de fondo de la presión de bombeo. Esta información deberá ser provista por los fabricantes o proveedores de los componentes de la herramienta. El resto del sistema, es entonces optimizado, utilizando el valor menor de la presión de bombeo. Una de las desventajas de éste método, es que es difícil de predecir cuál será la pérdida de presión a través de las herramientas, ya que la tasa de flujo aún no se ha determinado. El segundo método es el de optimizar el sistema como si no hubiera herramientas en la sarta de perforación. La presión requerida para las herramientas es entonces restada de la presión disponible en barrena. Los resultados de éste método dan una tasa de flujo más alta, con un área de tobera mayor que las del método 1. Debido a que ya conocemos la tasa de flujo, éste método dará una caída de presión exacta para las herramientas de fondo. Ambos métodos, sin embargo, proveen limpieza máxima de pozo. 5.4 Optimización de la hidráulica en la Barrena El propósito de optimizar la hidráulica de la barrena es el de proveer máxima limpieza del pozo y velocidades óptimas de perforación, con un mínimo de potencia. La hidráulica de la barrena será normalmente optimizada bien sea basada en la fuerza de impacto del chorro en el fondo o en la potencia hidráulica consumida en barrena. Lo adecuado para cada método y para una corrida de barrena en particular, dependerá altamente de experiencias previas en el área, la longitud o profundidad del agujero descubierto y las condiciones de fondo. En caso de que los datos de referencia del desempeño de barrena, se encuentren de alguna manera limitados y no se pueda llegar a ninguna conclusión, entonces la hidráulica se deberá optimizar al comienzo, por medio de la potencia hidráulica consumida en la barrena. Sin embargo, y como regla general, en las secciones poco profundas y de mayor diámetro del agujero, en donde la velocidad de perforación es alta y son generados altos volúmenes de recortes, los caudales de flujo más altos son beneficiosos para la limpieza efectiva de pozo. Optimizar la hidráulica con base en la fuerza de impacto de chorro, proveerá tasas de flujo en un 19.5% más altas que las calculadas con el método de potencia hidráulica. En las secciones más profundas y de menor diámetro, en donde la velocidad de perforación es menor y las fuerzas estáticas y de cortes dinámicos de atrape hacia abajo se convierten la mayor preocupación hidráulica, las velocidades más altas de chorro y la presión de fondo, se vuelven críticas. Bajo estas condiciones, maximizar la potencia hidráulica, provee un 14.3% más de velocidades de chorro y un 34.7% más de presiones, que con el método de máxima fuerza de impacto del chorro sobre el fondo. 5.4.1 Caída de presión en la barrena La caída de presión a través de una barrena, es definida como la diferencia entre la presión del lodo saliendo por las toberas y la presión del fluido que se encuentra dentro de la sarta de perforación, inmediatamente antes de entrar a la barrena. En caso de que la caída de presión en la barrena sea extremadamente alta para un gasto de flujo y un peso de lodo dado, el fluido que sale

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de las toberas, tendrá una velocidad alta, correspondiente. Por otro lado, una caída de presión baja bajo las mismas condiciones de flujo y peso de lodo, resultará en un fluido que sale de las toberas con una velocidad menor. La caída de presión depende del gasto de flujo, peso del lodo y del área total de flujo en la barrena.

Donde:

PBit = caída de presión en la barrena, psi Q = gasto o tasa de flujo, gpm W = densidad del lodo, ppg Cn = coeficiente de descarga de las toberas, usualmente tomado como 0.95 TFA = área total de flujo, pulgadas cuadradas 5.4.2 Optimización de la potencia hidráulica consumida en la Barrena Este método supone que la remoción de recortes depende de la cantidad de energía disipada producida por el fluido, en la barrena. Debido a esto, las velocidades óptimas de perforación serán alcanzadas cuando la potencia hidráulica por pulgada cuadrada ó HSI (Hydraulic Horsepower per Square Inch) consumida en la barrena, sea maximizada. La HSI provee una medida de la potencia hidráulica consumida en la barrena y es una función del caudal o gasto de flujo y de la caída de presión en barrena, así como del diámetro del agujero y, por lo tanto, incrementará a medida que el gasto de flujo sea incrementado. Sin embargo, y medida que el gasto de flujo incrementa, el TFA necesitará eventualmente ser incrementado para mantener una caída de presión adecuada, en cuyo caso la HSI caerá una vez más. La potencia hidráulica por unidad de área de barrena, está dada por:

Donde: HSI = potencia hidráulica consumida por pulgada cuadrada PBit = caída de presión en barrena, psi Q = gasto de flujo, gpm A = área del agujero (π/4 x diámetro del agujero2), pulg. cuadrada Se considera que el HSI está en su punto máximo cuando la caída de presión a través de la barrena es de un 65% de la presión total disponible en superficie (presión de bombeo). 5.4.3 Optimización de la fuerza de impacto del chorro en el fondo Este método de optimización supone que la limpieza de pozo es máxima cuando el fluido de perforación impacta la formación, con fuerza máxima. El método por lo general es aplicable para optimizar la hidráulica en las secciones de mayor diámetro y superficiales del agujero, en donde las formaciones son más blandas y la remoción de recortes se beneficia de la acción de chorro. La fuerza de impacto de chorro (JIF) es la fuerza ejercida por el fluido al salir por las toberas, cuando la barrena está en el fondo. Es una función de la velocidad de chorro, la densidad del lodo y el gasto de flujo. La velocidad de chorro es el parámetro que gobierna éste método de optimización de la hidráulica de la barrena. A mayor velocidad de chorro, mayor será el efecto de

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limpieza de pozo. El valor mínimo aceptado de velocidad del chorro para una limpieza de fondo optimizada, es aproximadamente de 350 pies/seg.

Donde: Q = gasto de flujo, gpm W = densidad del lodo, ppg Vn = velocidad del chorro, pies/seg. La fuerza de impacto de chorro se hace máxima cuando la caída de presión a través de la barrena es de un 40% del total de la presión disponible en superficie. 6.0 HIDRÁULICA EN EL ANULAR Y LA LIMPIEZA DEL POZO La habilidad del fluido de perforación de levantar los recortes, es afectada por varios factores, incluyendo la densidad del fluido y la reología, tamaño y excentricidad del espacio anular, velocidad anular y régimen de flujo, rotación de la tubería, densidad de los recortes, tamaño y forma de las partículas. La relación entre los diferentes parámetros es complicada y ninguna teoría en particular o juego de ecuaciones, puede satisfactoriamente combinar todos los fenómenos observados. No obstante, el control de la generación y la velocidad de transporte de los recortes son factores imperativos para una operación de perforación exitosa. 6.1 Factores generales que afectan la limpieza del pozo • Inclinación Pozos verticales y cercanos a vertical – dentro de los agujeros, con una inclinación menor a los 30 grados, los recortes son efectivamente suspendidos por la fuerza cortante del fluido y las camas de recortes no llegan a formarse. En este caso la limpieza del pozo no es por lo general problemática, suponiendo que la reología del lodo es la adecuada. Pozos desviados (inclinación mayor que 30 grados) – los recortes tienden a asentarse en el lado bajo del agujero formando camas de altura variable. Estas podrían ya sea migrar hacia arriba en el agujero o deslizarse hacia abajo, resultando en el empacado del espacio anular. • Reología Condiciones de flujo laminar – el incremento de viscosidad del lodo mejora la limpieza del pozo. Es particularmente efectivo si la reología es de fuerzo cortante bajo y los valores YP y PV son altos. Condiciones de flujo turbulento – reducir la viscosidad ayudará a remover los recortes. • Resistencia a la Cedencia ó Punto de Cedencia Es una medición de las propiedades del esfuerzo cortante bajo de un sistema de lodos. El Punto de cedencia,YP, gobierna el tamaño de los recortes que pueden ser dinámicamente suspendidas y transportadas en el fluido.

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• Densidad del lodo La densidad del lodo afecta la flotabilidad de los recortes perforados. Un sistema de lodos más pesado permite a los recortes “flotar” más fácilmente. • Gasto o tasa de flujo En pozos altamente desviados el gasto de flujo combinado con agitación mecánica son factores importantes para una limpieza efectiva del pozo. En los pozos verticales, la velocidad anular en incremento y/o las propiedades reológicas incrementadas, mejoraran la limpieza de pozo. 6.2 Velocidad de caída de los recortes La velocidad de caída es aquella a la cual los recortes perforados caerán a través de la columna de lodo bajo la influencia de la gravedad. En el caso más simple y para poder remover los recortes perforados con efectividad, la velocidad del fluido en el espacio anular, deberá exceder dicha velocidad de caída. La situación se hace más complicada por las condiciones de flujo y fricción, junto con muchos de los otros factores mencionados anteriormente. Por ejemplo, y bajo condiciones de flujo laminar, las partículas en el centro de la columna de lodo se moverán a una velocidad mayor a la velocidad anular promedio y serán recuperados en superficie más rápido de lo esperado. Sin embargo, las fuerzas creadas por la fricción entre las paredes del agujero o tubería de revestimiento y el fluido hacen que los recortes perforados en esa región se muevan hacia arriba a una velocidad menor que la velocidad anular promedia. En contraste con esto, si se tiene flujo turbulento en el anular y si la velocidad del fluido excede la velocidad de caída de las partículas, los sólidos serán removidos en forma continua en todas las partes del espacio anular. Debido a ello el flujo turbulento provee una mayor limpieza del pozo que el flujo laminar, aunque es menos deseable debido a las posibilidades que se tienen de erosionar las paredes del agujero. Como norma general, es recomendado que la velocidad de caída sea menos de la mitad de la velocidad anular (promediada sobre el área seccional). Como ya fue indicado, la relación entre los distintos factores que afectan la velocidad de caída de los recortes es compleja y aunque se han desarrollado algunos métodos para estimar su valor, ninguno de ellos es considerado como definitivo. Los métodos más acertados se basan en el número de Reynolds para partículas, el coeficiente de arrastre, la densidad de las partículas, su forma y su tamaño y así como en la densidad de lodo y su reología. El siguiente ejemplo, basado en una correlación ideada por Walker y Mayes en 1975, es un método simplificado. Paso 1: Se calcula el esfuerzo cortante desarrollado por las partículas

Donde: τp = esfuerzo cortante de las partículas, lb. /100 pies cuadrados

T = grosor de las partículas, pulgadas W = densidad del lodo, ppg La tabla a continuación provee una aproximación al grosor y diámetros de partículas en forma de disco:

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Velocidad de Perforación esperada (pies/hora)

Grosor de las partículas (pulgadas)

Diámetro de las partículas (pulgadas)

≥ 60 0.3 0.6 30 - 60 0.2 0.3 15-30 0.1 0.4 ≤ 15 0.1 0.3

Paso 2: Se determina el límite de la tasa de cizalladura El límite de cizalladura es como una velocidad crítica de corte. Las velocidades del esfuerzo cortante de las partículas por encima dicho valor crítico son tratadas en los cálculos para condiciones turbulentas. Las velocidades de esfuerzo cortante que siguen utilizan cálculos laminares. Las condiciones turbulentas o laminares de las partículas no están relacionadas a la condición de flujo turbulento o laminar del fluido dentro del espacio anular.

Donde: γb = limite de gasto de esfuerzo cortante, seg-1

Dp = diámetro de las partículas, pulgadas W = densidad del lodo, ppg Paso 3: Se calcula la velocidad del esfuerzo cortante desarrollado por la partícula utilizando las constantes para flujo laminar (na y Ka) para el lodo según la “Ley de Potencia”

Donde: γp = gasto de esfuerzo cortante de las partículas, seg-1

τp = esfuerzo cortante de las partículas desde el paso 1, lb. /100 pies2

na = índice de flujo en el espacio anular Ka = factor de consistencia en el espacio anular, eq cp Paso 4: Se determina la velocidad de caída para la condición laminar o turbulenta. Condición Laminar Si γp < γb, la velocidad de caída es determinada por:

Donde: Vs = velocidad de la corrida, pies/min. γp = gasto de esfuerzo cortante de las partículas, seg-1

τp = esfuerzo cortante de las partículas desde, lb. /100 pies2

dp = diámetro de las partículas, pulgadas W = densidad del lodo, ppg

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Condición Turbulenta Si γp > γb, la velocidad de caída es determinada por:

Donde: Vs = velocidad de la corrida, pies/min. τp = esfuerzo cortante de las partículas desde, lb. /100 pies2

W = densidad del lodo, ppg 6.3 Velocidad de transporte de los recortes La velocidad de transporte de los recortes para cada una de las geometrías de un agujero, es obtenida restando la velocidad de caída de los recortes de la velocidad anular, para esa sección en particular.

Donde: Vt = transporte de recortes, pies/min. Va = velocidad anular, pies/min. Vs = velocidad de corrida, pies/min. 6.4 Eficiencia de Transporte de los Recortes Quizás aún más importante que la velocidad de transporte real de los recortes, es la eficiencia de transporte de los mismos. Esto es simplemente la relación entre la velocidad de transporte de recortes a la velocidad del fluido en el espacio anular. Nótese que la ecuación que se muestra a continuación es válida sólo para ángulos menores a los 30 grados. La evaluación de la limpieza de para pozos con inclinaciones mayores es mucho más complicada ya que los recortes perforados podrían formar camas de recortes en la parte baja del agujero.

Donde: Et = eficiencia de transporte, % Vt = transporte de recortes, pies/min. Va = velocidad anular, pies/min. 6.5 Concentración de recortes Nota: valido solamente para pozos con ángulos menores a los 30 grados. La concentración de recortes en el espacio anular depende de la eficiencia de transporte así como del gasto de flujo volumétrico y de la velocidad a la que se generan los recortes en la barrena (dependiendo de la ROP y del tamaño del agujero). La experiencia ha demostrado que el exceso de concentración de recortes, en cuatro o cinco veces de volumen porcentual, puede llevar al empacamiento, al agujero estrecho o a incidentes de atrapamiento de tubería. Cuando se perforan formaciones blandas la concentración de recortes puede fácilmente exceder en un 5% por

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volumen, si las velocidades de perforación no son controladas. Algunos operadores recomiendan una concertación máxima de recortes de 4% por volumen. La concentración de recortes es dada por:

Donde: Ca = concentración de recortes, vol % ROP = velocidad de perforación, pies/hora IDHOLE = diámetro del agujero, pulgadas Et = eficiencia de transporte, % Q = gasto de flujo, gpm Cuando la concentración de recortes exceda al 4% ó al 5% por volumen, el efecto sobre la presión hidrostática y la densidad equivalente de circulación puede ser sustancial. El cambio en a presión hidrostática depende de la densidad de los recortes al igual que de su concentración, para esa sección del agujero en particular. La densidad efectiva del lodo debido a la concentración de recortes en esa sección del agujero, es dada por:

Donde: We = peso efectivo del lodo, ppg SGc = gravedad especifica de los recortes Ca = concentración de recortes, vol % W = densidad del lodo, ppg El efecto es más pronunciado cuando se perforan las secciones superiores del agujero. Las siguientes condiciones causan un incremento en la concentración de recortes:

• los agujeros de gran diámetro perforados a un alta ROP. • las bombas no son capaces de proveer suficientes velocidades anulares. • una rápida velocidad de preparación del volumen de lodos podría producir viscosidad

insuficiente. Queda claro que un incremento en las concentraciones de recortes en el espacio anular, resultará en un incremento correspondiente de la densidad del lodo. 6.6 Densidad Equivalente de Circulación (ECD) Cuando el fluido de perforación está circulando a través del pozo, la presión de circulación debe ser suficiente para superar, no solamente las perdidas de fricción a través de la sarta de perforación y la barrena, sino también la presión hidrostática del fluido en el espacio anular y las perdidas de presión por fricción del fluido al moverse a través del espacio anular. La presión requerida para superar las pérdidas totales por fricción en el espacio anular, sumada a la presión hidrostática del fluido, dará como resultado la densidad circulante equivalente, como sigue:

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Donde: ECD = densidad equivalente de circulación, ppg

∑ Pa = suma de las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular (corresponde a la presión de bombeo menos las pérdidas de presión a través del equipo en superficie, la sarta de perforación y la barrena), psi.

TVD = profundidad vertical verdadera del agujero, pies W = densidad del lodo, ppg La mayoría de las situaciones de perforación, probablemente no se encuentren limitadas por la ECD friccional. La excepción sería el caso de perforación de agujeros estrechos. La ECD es particularmente agravada al perforar pozos estrechos y profundos, utilizando altos pesos de lodo, cerca de la presión de fractura de la formación. Se recomienda reducir los gastos de flujo seleccionados para prevenir una pérdida de circulación por exceso de ECD. 6.7 Densidad Equivalente de Circulación (ECD) con recortes Una descripción completa de la presión adicional a la cual se encuentra expuesto el agujero descubierto, combina el efecto de la fricción (ECD) ya discutida y el efecto de la carga de recortes en el espacio anular (densidad efectiva del lodo).

Donde: ECD = densidad circulante equivalente, ppg ∑ Pa = suma de pérdidas de presión por fricción en el espacio anular, psi TVD = profundidad vertical verdadera del agujero, pies SGc = gravedad especifica de los recortes Ca = concentración de los recortes, vol % W = densidad del lodo, ppg 7.0 DIRECTRICES PARA LIMPIEZA DE POZOS Información adicional se puede encontrar en el manual “Schlumberger Drilling Services Driller’s Stuck Pipe Handbook” - Sección 2 (Servicios de Perforación de Schlumberger – Manual del Perforador sobre Atrapamiento de Tubería). 7.1 Directrices para pozos verticales • La reología es muy importante para el transporte de recortes en pozos verticales o desviados. En particular los pozos de gran diámetro que no se pueden limpiar sólo con velocidad. Suponiendo que la reología del lodo es correcta, la limpieza de éste tipo de pozos por lo general no representa un problema. Por lo general, la velocidad anular es mayor que la velocidad de caída de los recortes y de esta manera se pueden remover del agujero de manera efectiva. Para asegurar que se logra una velocidad de caída baja, estos pozos son usualmente perforados con sistemas de lodo viscoso y con un alto punto de cedencia.

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• Circular por lo menos 1.3 veces los fondos arriba para pozos verticales. Observar los retornos en las temblorinas, asegurándose de que el gasto de retorno ha disminuido a niveles aceptables, antes de comenzar a hacer un viaje de tubería • Limitar el uso de píldoras de alta viscosidad. A cambio, ajustar las propiedades del sistema activo para proveer una limpieza óptima del pozo. Las píldoras viscosas no se deberán usar en pozos verticales. • Antes de comenzar el viaje es preferible reciprocar en vez de rotar la tubería. Esto ayuda a remover los recortes de zonas estancadas, cerca de la pared del pozo.

La velocidad anular en pozos verticales es por lo general mucho más alta que la velocidad de caída de los recortes y ellos son removidos en forma efectiva del espacio anular.

• Tensionar a través de sitios estrechos, únicamente si la tubería está libre al bajar. Establecer un máximo permitido de sobre-tensión con anticipación y trabajar en forma progresiva hacia dicho máximo, asegurándose de que la tubería esté libre de moverse hacia abajo, en cada ocasión. Parar la circulación en caso de que la sobre-tensión se vuelva excesiva. • Repasar hacia arriba sólo en caso de ser absolutamente necesario. El repaso hacia arriba podría resultar en el empacamiento del agujero y atrapamiento de tubería. También podría enmarcar el inicio de serios problemas con el agujero, que pudieron haber sido detectados en una etapa anterior, en caso de que no se hubiera relimpiado hacia arriba. 7.2 Directrices para pozos desviados y de alcance extendido Las medidas mencionadas anteriormente son también validas para la limpieza efectiva de pozos desviados. Sin embargo, la geometría de pozos desviados o de alcance extendido hace que la limpieza de pozo sea más difícil que para los verticales o casi verticales. Muchos de los problemas encontrados son asociados con la naturaleza de las camas de recortes que se forman en la parte baja del agujero.

En los pozos desviados los recortes se deslizarán hacia la parte baja del agujero. En esta situación, la velocidad del fluido de perforación debe ser más alta para mantener a los recortes moviéndose hacia la superficie.

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7.2.1 Secciones de bajo ángulo (10° - 40° ) Características de las Capas de Recortes Las camas de recortes se forman en la parte baja del agujero y están al “reciclaje de partículas”, lo cual tiene un efecto perjudicial en la limpieza de pozo.

1. Debido al incremento de la inclinación, el recorte es forzado hacia la parte baja del espacio anular en donde viaja hacia abajo, debido a la falta de fuerza de levantamiento en el flujo (baja velocidad cerca de la pared). 2. En algún punto y debido al esfuerzo cortante más alto el recorte es levantado y vuelve a entrar la región de alta velocidad en la mitad del espacio anular. 3. Entonces es arrastrado hacia arriba y continuara viajando hasta que 4. su tendencia a caer vence a la fuerza de levantamiento en el flujo y es forzado, nuevamente, hacia la parte baja del espacio anular. Este proceso se puede repetir muchas veces, resultando en la alteración de la forma de los recortes a través del molido. Las mediciones utilizadas para reducir dicho problema incluyen el barrido con píldoras viscosas. Comparado con las secciones verticales, las secciones de ángulo bajo, requieren velocidades anulares más altas para una limpieza de pozo eficiente. Para éste tipo de sección de pozo, el flujo laminar, domina el transporte de recortes. Debido a ello la viscosidad, el punto de cedencia y las fuerzas iniciales del gel, tienen un efecto significativo en las concentraciones de recortes anulares y en la eficiencia de limpieza del pozo. Directrices para el campo: • Uso general del flujo laminar. • Mantener un punto de cedencia y fuerza de gel altos, para reducir el asentamiento de los recortes, cuando las bombas estén apagadas. • Αsegurarse siempre de que el pozo esta limpio, antes de apagar las bombas. • Conseguir un valor máximo de la relación YP/PV • Utilizar limpiadores viscosos para reducir el efecto de reciclaje de partículas. 7.2.2 Secciones de Angulo Crítico (40° - 60°) Características de las camas de Recortes En secciones de pozo con inclinaciones mayores a los 40 grados, los recortes no se reciclan tan rápidamente como en las secciones de ángulo bajo. Esto se debe a que la gravedad tiende a mantenerlos abajo, hacia la parte baja del agujero.

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Las secciones de pozo con inclinaciones entre 40 y 60 grados, son considerados críticos, no solamente porque las capas de recortes se desarrollan, pero también porque es inestable y propenso a deslizarse hacia abajo (avalancha). La consecuencia de la avalancha, es un instantáneo desarrollo de recortes alrededor de la tubería de perforación y/o BHA el cual, si no es tratado apropiadamente, puede resultar en el atrapamiento de tubería. Además, • El flujo turbulento exhibe efectos de erosión sobre las camas de recortes. • El movimiento de la tubería (rotación ó reciprocación) perturba mecánicamente las camas de recortes. Directrices para el campo: En las secciones de pozo por encima de los 40 grados, se debe enfocar la atención a disminuir la formación de camas de recortes. • Para el rango de inclinaciones intermedias (40° - 60°) el flujo turbulento es recomendado. Debido a que los recortes se transportan en flujo turbulento que no está afectado por propiedades reológicas se pueden utilizar parámetros más bajos de lodo (YP, PV. Sin embargo, los parámetros estáticos del lodo, como la fuerza gel, son usualmente deseables aún cuando un flujo turbulento sea preferible. En caso de que el flujo turbulento no pueda ser utilizado debido a otros factores adversos como por ejemplo la inestabilidad del pozo, la velocidad anular deberá ser mantenida tan alta como sea posible. • La rotación y/o reciprocación de la tubería de perforación tienen una influencia destructiva en las camas de recortes (esta influencia es el factor principal que provee un mayor grado de limpieza para RPM más altas). Debido a que la rotación de la tubería es típicamente gobernada por las necesidades de perforación direccional se deberán considerar viajes de limpieza periódicos. • Las combinaciones de limpiadores (de alta y baja viscosidad), son efectivas erosionando las camas de recortes y transportando los recortes a la superficie. 7.2.3 Secciones de Angulo Alto (> 60°) Características de las Capas de Recortes En secciones de alto ángulo de inclinación la formación de camas de recortes es casi instantánea y su espesor es gobernado principalmente por la velocidad anular. Las camas de recortes que se forman en ángulos mayores a los 60 grados son estables en el sentido que no se producirá una avalancha. El ondeo, tipo vórtice, característico de los flujos turbulentos, tienen una influencia destructiva en la cama de recortes que se esta formando. Existe una tendencia a que los recortes sean levantados de la cama y desplazados hacia arriba por el espacio anularen donde un proceso similar podría volver a ocurrir. Este tipo de interacción, junto con el perfil de velocidad plana típico del flujo turbulento, conlleva a una mayor limpieza de pozo.

El movimiento de la tubería (rotación/reciprocación), perturba mecánicamente las camas de recortes. Directrices para el campo: • Para los pozos de alto ángulo el flujo turbulento es preferible. Generalmente son aplicables en ellos las mismas recomendaciones descritas para pozo de ángulo intermedio cuando se tiene régimen turbulento de flujo. Sin embargo, los requisitos para asegurar la fuerza gel del lodo, son menos importantes. En caso de que no se pueda encontrar flujo turbulento la proporción de YP/PV deberá ser mantenida lo más alto posible.

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• Una vez más, la rotación y/o reciprocación de la tubería de perforación tienen una influencia destructiva en las camas de recortes. Es esta influencia provee un grado de limpieza mayor para altas RPM particularmente en pozos de alto ángulo en donde se habrán formado camas de recortes considerables. La rotación de tubería a velocidades mayores que 120 RPM es altamente recomendable. Se deberán efectuar viajes periódicos con limpiadores en caso de que la rotación de la tubería de perforación sea restringida. El uso de herramientas direccionales navegables con rotación podría resultar de ayuda. • La combinación de píldoras limpiadoras de alta y de baja viscosidad es efectiva para erosionar las camas de recortes y transportar los mismos a la superficie. La efectividad del programa de eliminación de camas de recortes se puede determinar a través de varios indicadores. 7.3 Indicadores de una limpieza pobre del pozo Un número de indicadores en la superficie se pueden utilizar como guías de la efectividad en la limpieza de pozo. Estos incluyen: • Forma y tamaño de los recortes en las temblorinas - recortes pequeños de forma redonda bien definida, podrían indicar períodos extensos de remolienda en el fondo del pozo – una indicación de la formación de camas de recortes. •? La velocidad de retorno de los recortes vs. el volumen esperado. • Incremento en la torsión y arrastre de la sarta perforando o al hacer conexiones • Mayor peso que el normal al levantar la sarta. • Pobre transferencia de peso sobre la barrena. Se requiere de un un peso mayor al normal en superficie para conseguir una respuesta de caída de presión del motor de lodos y avanzar el pozo. • Dificultad para orientar el motor, debido al exceso de fricción entre los recortes y la sarta de perforación. • Exceso de recortes en el fondo, debido a un reciclaje extendido de partículas e interacción de la sarta de perforación con las camas de recortes. 7.4 Efectos del tipo de lodo sobre la eficiencia de limpieza del Pozo • En pozos altamente desviados y para valores menores del punto de cedencia y de la viscosidad plástica el desempeño de limpieza para ambos tipos de lodo es básicamente el mismo. Sin embargo, con valores más altos de YP y PV los lodos base agua proveerán una mejor limpieza. La observación general es que un incremento en el punto de cedencia del lodo y de la viscosidad plástica resultara en un incremento de concentración de recortes para ambos lodos. • Como resultado de estas concentraciones más altas de los recortes, los requerimientos de torsión para ambos tipos de lodo se incrementarán al aumentar el YP y la PV en agujeros de mayor inclinación. • El desempeño de limpieza de pozos de lodos con base aceite a ángulos críticos (40 a 60 grados), es reducido por avalanchas severas de camas de recortes (debido a la reducción de fricción). 7.5 factores que pueden ayudar en la limpieza del pozo La reología del lodo, densidad, velocidad anular y movimiento de la tubería, son vistos como la clave para el éxito de la limpieza eficiente del pozo. La importancia de las prácticas operacionales acertadas y la observación vigilante de la condición del pozo no se deben subestimar. Sin embargo, existen herramientas que si se utilizan adecuadamente, pueden ayudar y probablemente mitigar los problemas presentes de limpieza del pozo.

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• Paquetes de programas electrónicos para la evaluar la limpieza del pozo

Pueden ser utilizados para predecir la probabilidad y potencial localización del desarrollo de cualquier cama de recortes. Deberán ser utilizados con cuidado, asegurándose que los resultados estén combinados con experiencias anteriores o información de pozos vecinos o de referencia.

• Impulsores de camas de Recortes, “mejoradores del desempeño” de la tubería de perforación y agitadores

Levantarán y retirarán los recortes de la parte baja del agujero hacia el área de alta velocidad anular. Pero a menos que la reología del lodo y otras condiciones sean suficientes, es probable que se salgan de la suspensión y formen de nuevo camas de recortes más arriba en el agujero.

• Herramientas de “Presión Durante la Perforación”

En años recientes se han desarrollado herramientas que permiten mediciones de presión de fondo en tiempo real. La herramienta de “Presión Durante la Perforación (PWD) da una indicación de cualquier cambio en la densidad equivalente de circulación. Las herramientas PWD tienen una cantidad de potenciales aplicaciones, incluyendo:

- Pruebas de goteo o de fuga (LOT) - Detección de pérdidas de circulación - Detección y vigilancia del flujo retornando del pozo y de influjos de la formación - Información de presiones de suabeo y surgencia - Vigilancia de las propiedades del lodo - Mediciones de la presión diferencial para la optimización del desempeño de perforación en general. - Perforación en bajo balance o des-balanceada. - Vigilancia de la limpieza y estabilidad del pozo

Por medio de la medición exacta de ECD durante la perforación estas herramientas le permiten al supervisor establecer la condición del agujero antes de que ocurran serios problemas de limpieza de pozo.

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ANEXO 1 Tabla TFA

Donde: n = numero de toberas D = diámetro de las toberas en 32avos de pulgada

REVISE EL LIBRO VERDE PARA EL TFA

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ANEXO 2 Modelos Reológicos Introducción Un modelo reológico es una descripción de la relación entre el esfuerzo cortante (τ) experimentado por el fluido y la velocidad de cambio de dicho esfuerzo cortante (γ). Debido a que la reología del fluido de perforación afecta directamente las pérdidas de presión del sistema de circulación, mientras más exactos sean los modelos reológicos utilizados para describir el flujo de los fluidos de perforación más preciso será el análisis hidráulico. Términos Reológicos

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Fluidos Newtonianos Para un fluido Newtoniano la relación entre el esfuerzo cortante y la tasa de corte o velocidad de cambio del esfuerzo, es una constante. Esta constante es la viscosidad del fluido (µ).

Los fluidos Newtonianos típicos son gases a temperatura y presión ambientales y fluidos más simples (como el agua). Fluidos No-Newtonianos Todos los demás fluidos son llamados No-Newtonianos. Para estos fluidos la relación entre esfuerzo cortante y la tasa de corte, puede ser definida como sigue:

Donde A, B y n son constantes, dependiendo del modelo en uso. El siguiente gráfico muestra las variaciones en los modelos más comúnmente utilizados:

Modelo Plástico de Bingham Para los fluidos como es el caso de muchos de los lodos base agua:

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Ley de Potencia Para fluidos con aproximación al aceite y seudo aceites:

Modelo de Herschel Buckley Llamado también Modelo de Ley de Potencia Modificada o Ley de Potencia de la Cedencia Para lodos con aproximación al aceite y seudo aceites

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SECCION 07 Diseño de Tubería de Revestimiento Pág. 1 de 36

SECCION 7 DISEÑO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Contenido 1.0 Introducción

1.1 El Propósito de Instalar un Tubería de Revestimiento 1.1.1 Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial 1.1.2 Sarta Conductora 1.1.3 Tubería Superficial de Revestimiento 1.1.4 Tubería Intermedia de Revestimiento 1.1.5 Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación 1.1.6 “Liner” o Tubería Corta de Revestimiento

2.0 Propiedades de la Tubería de Revestimiento 2.1 Diámetro Exterior y Grosor de Pared 2.2 Peso por Unidad de Longitud 2.3 Grado del Acero 2.4 Tipo de Conexión

2.4.1 API 8-Redonda, STC o LTC 2.4.2 API BTC 2.4.3 Sello Metal-con-Metal, con Roscas y Coples 2.4.4 Sello Metal-con-Metal, Reforzada e Integral (o Acoplada) 2.4.5 Sello Metal-con-Metal, Formada e Integral (Descarga) 2.4.6 Soldada a, Reforzada e Integral

2.5 Longitud del Tramo o Junta 3.0 Operación de Diseño de Tubería de Revestimiento 4.0 Diseño Preliminar

4.1 Determinación de la Profundidad de Asentamiento de la Tubería de Revestimiento

4.2 Tolerancia de Influjos 4.2.1 Intensidad de Influjos 4.2.2 Volumen de Influjos

4.3 Diseño de Profundidad de Asentamiento de la Tubería Superficial de Revestimiento y del Tubo Conductor.

5.0 Diseño Detallado 5.1 Diseñar Tipos de Carga (Esfuerzos)

5.1.1 Cargas durante la Instalación 5.1.2 Cargas durante la Perforación 5.1.3 Cargas durante la Producción

5.2 Factores de Diseño 5.3 Diseño de Colapso

5.3.1 Colapso de Cargas durante la Instalación 5.3.2 Colapso de Cargas durante la Perforación 5.3.3 Colapso de Cargas durante la Producción

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5.3.4 Seleccionar una Tubería de Revestimiento que cumpla con los Colapsos de Cargas

5.3.5 Carga Biaxial 5.3.6 Otras Consideraciones para el Diseño de Colapso

5.4 Diseño de Ruptura 5.4.1 Cargas de Ruptura durante la Instalación 5.4.2 Cargas de Ruptura durante la Perforación 5.4.3 Cargas de Ruptura durante la Producción 5.4.4 Seleccionar una Tubería de Revestimiento que cumpla con

las Cargas de Ruptura 5.4.5 Otras Consideraciones para el Diseño de Ruptura

5.5 Diseño de Tensión 5.5.1 Cargas de Tensión durante la Instalación 5.5.2 Cargas de Tensión durante la Perforación y Producción 5.5.3 Confirmar que la Tubería de Revestimiento Seleccionada

cumpla con las Cargas de Tensión 5.6 Diseño Triaxial

6.0 Desgaste de la Tubería de Revestimiento 6.1 Predicción de Desgaste de la Tubería de Revestimiento

6.1.1 Presión de Contacto y Carga 6.1.2 Diseño de Pozos 6.1.3 Patas de Perro

6.2 Control de Desgaste de la Tubería de Revestimiento 6.2.1 Material de la Tubería de Revestimiento 6.2.2 Bujes, Combinaciones, Centralizadores y Cementación 6.2.3 Banda Dura de Tubería de Perforación 6.2.4 Protectores de la Tubería de Perforación 6.2.5 Tipos de Lodo

7.0 Selección de Materiales 7.1 Sartas Expuestas a Salmueras y Lodos 7.2 Sartas Expuestas a Fluidos de Reservorio 7.3 Consideraciones para las Aleaciones Resistentes a la Corrosión

7.3.1 Cloruros y Bromuros 7.3.2 Propiedades Mecánicas

7.4 Mecanismos de Corrosión 8.0 Predicción de la Presión de los Poros y del Gradiente de Fractura

8.1 Predicción de Presión de los Poros 8.2 Predicción del Gradiente de Fractura

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1.0 INTRODUCCION El diseño de la tubería de revestimiento se refiere a alcanzar la profundidad total de manera segura, con la cantidad de sartas de revestimiento o "liners", económicamente efectivas. 1.1 El Propósito de Instalar una Tubería de Revestimiento Para permitir la perforación y completación de un pozo, es necesario “delinear” el agujero perforado con tubería de acero/tubería de revestimiento. Una vez que esta este en su lugar, es cementada, soportando la tubería de revestimiento y sellando el espacio anular para: • Reforzar el agujero. • Aislar formaciones inestables/fluyendo/bajobalance/sobrebalance. • Prevenir la contaminación de reservorios de agua fresca. • Proveer un sistema de control de presión. • Confinar y contener fluidos y sólidos producidos por perforación/completación/ • Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforación, trabajos con linea de acero, completación y mas sartas de revestimiento y tubería) con dimensiones conocidas (ID’s, etc.) • Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubería de revestimiento adicionales. • Sostiene el BOP y el arbolito. Existen principalmente, 6 tipos de tubería de revestimiento instaladas en pozos costa afuera y de tierra: • Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial • Sarta de Conducción • Tubería Superficial de Revestimiento • Tubería Intermedia de Revestimiento • Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación. • ”Liner” 1.1.1 Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial Tubería “Stove”: es utilizada en locasiones en tierra y es, ya sea introducida o cementada en un agujero previamente perforado. La tubería protege el suelo inmediatamente debajo de la base del equipo de perforación de la erosión causada por el fluido de perforación. Conductor Marino: es una característica de operaciones de perforación costa afuera en donde la columna de BOP esta por encima del agua. Provee fuerza estructural y guía las sartas de perforación y revestimiento hacia el agujero. Es usualmente introducido o cementado en un agujero previamente perforado. La sarta ayuda a aislar formaciones de poca profundidad, no-consolidadas y protege la base de la estructura de la erosión causada por el fluido de perforación. Tubería Superficial: es usualmente introducida o cementada en un agujero previamente perforado de una unidad de perforación flotante –en donde la columna de BOP esta encima del fondo marino. Una vez mas la sarta aísla formaciones no-consolidadas y sostiene la base guía para la columna de BOP/Arbolito/base de flujo y guía las sartas de perforación y revestimiento, dentro del agujero. 1.1.2 Sarta Conductora La sarta es utilizada para apoyar formaciones no-consolidadas, proteger arenas de aguas frescas de ser contaminadas y reviste cualquier depósito poco profundo de gas. La sarta es usualmente cementada a la superficie en tierra y al lecho marino costa afuera. Esta es la primera sarta a la que se instala la columna de BOP. En caso de que se utilicen BOP’s de superficie (es decir autoelevables) la sarta de conducción también sostiene el cabezal de pozo, el arbolito y sartas de revestimiento subsecuentes.

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1.1.3 Tubería Superficial de Revestimiento Provee protección contra arremetidas para la perforación mas profunda, soporte estructural para el cabezal de pozo y sartas de revestimiento subsecuentes y es muchas veces utilizada para aislar formaciones problemáticas. La sarta se encuentra, ya sea cementada a la superficie o en el interior de la sarta de conducción. 1.1.4 Tubería Intermedia de Revestimiento Una vez mas esta sarta provee contra arremetidas para la perforación mas profunda y aísla formaciones problemáticas que pudieran dañar la seguridad del pozo y/o impedir operaciones de perforación. Una sarta de tubería intermedia de revestimiento es comúnmente colocada cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o perdida de circulación en el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección contra arremetidas al mejorar la fuerza del pozo. La altura del cemento es determinada por el requisito del diseño de sellar cualquier zona de hidrocarburo y de flujos de sal. El tope del cemento no necesita estar dentro de la sarta superficial de revestimiento. 1.1.5 Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación Este es el nombre que se aplica a la tubería de revestimiento que contiene la tubería de producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma podría ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una combinación de un “Liner” de producción (7”) y la tubería de revestimiento de producción anteriormente colocada (9-5/8”). El propósito de la tubería de revestimiento de producción o explotación es la de aislar las zonas productoras, permitir el control de reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisión de fluidos/gas/condensado, a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados. 1.1.6 "Liner” o Tubería Corta de Revestimiento Un liner será suspendido será colgado a corta distancia por encima de la zapata anterior y será cementada a lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al aislar el espacio anular. Muchas veces un empacador de “liner puede ser instalado como una segunda barrera, por precaución. Pozos HP/H, que incorporan un “liner” largo podrían ser cementados solo en la zapata y forzar el traslape. Los “liners” permiten una perforación mas profunda, separar zonas productoras, de formaciones de reservorio y puede también ser instalado para propósitos de la realización de pruebas. Los “liners” de perforación son colocados: • para proveer una Zapata mas profunda • para aislar formaciones inestables • para lograr un perforación con tubería de revestimiento a menor costo • debido a limitaciones del equipo de perforación Los “liners” de producción son colocados: • para completar el pozo a menor costo • permitir un conducto de producción mas grande para proveer un rango de elección para la tubería. • debido a limitaciones del equipo de perforación 2.0 Propiedades de la Tubería de Revestimiento La tubería de revestimiento viene usualmente especificada por las siguientes propiedades: • Diámetro exterior y grosor de la pared • Peso por unidad de longitud • Grado del acero • Tipo de conexión

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• Longitud de la junta 2.1 Diámetro Exterior y Grosor de la Pared El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería y no a los coples, El diámetro de los coples es importante, ya que determina el tamaño mínimo del agujero en el que puede ser corrida la tubería de revestimiento. El grosor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por lo tanto el tamaño máximo de la barrena que puede ser corrida a través de la tubería. La tolerancia permitida en lo que se refiere a diámetro exterior y grosor de la pared, es dictada por API Spec. 5CT. Como regla general: Diámetro exterior de la TR >= 4½” Resistencia + 1.00%, - 0.50% Diámetro exterior de la TR < 4½” Resistencia ± 0.031% Grosor de la pared Resistencia – 12.5% 2.2 Peso por Unidad de Longitud El peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para identificar tubería de revestimiento durante el ordenado. Los pesos nominales no son exactos y están basados en el peso teórico calculado de una tubería con roscas y coples, de 20 pies de longitud. 2.3 Grado del Acero Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen de la composición química del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su fabricación. API define nueve grados de acero para tubería de revestimiento: H40 J55 K55 C75 L80 N80 C95 P110 Q125 El número de designaciones da el mínimo de API para el esfuerzo de resistencia o cedencia, en miles de psi. Por lo tanto una tubería de revestimiento L80 tiene un esfuerzo de resistencia de 80,000 psi. La carta de designación da una indicación sobre el tipo de acero y el tratamiento que recibo durante su fabricación. Una sección mas detallada sobre Selección de Materiales, puede ser encontrada mas adelante. 2.4 Tipo de Conexión Hoy en día existen múltiples tipos de conexiones disponibles en el Mercado. La selección de una conexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el desempeño requerido y el costo. La tabla a continuación puede actuar como una guía a grosso modo, para saber si se deben usar roscas API o Premium. Tubería de Revestimiento de Producción

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Tubería de Revestimiento de Producción

Tubería de Revestimiento de Superficie e Intermedia Si la presión diferencial a través de la conexión es de > 7,500 psi, la opción preferente es la de utilizar roscas Premium. Una rosca API con un diseño de coples mejorado puede ser utilizado, a pesar de que sus cualidades de sellado no son muy confiables. Los valores de resistencia a fugas para las conexiones API, pueden ser encontradas en el boletín API 5C2. Propiedades de Conexión Las propiedades de conexión, colapso, ruptura y tensión, deberán ser comparadas con las propiedades del cuerpo de la tubería. Las que sean menores deberán ser utilizadas en todas las conexiones de diseño de tubería de revestimiento. En adición, algunas conexiones tienen una capacidad de compresión muy baja comparada a su fuerza tensora. Si la compresión o compresión/pandeo es una carga critica, pregúntele al fabricante sobre su capacidad de cople bajo estas condiciones (es decir, Vam SC tiene solamente 25% de capacidad de compresión vs. tensión. Se encuentra disponibles seis conexiones genéricas. Estas se muestran a continuación con algunas características generales. 2.4.1 API 8-Redonda, STC o LTC • Buena disponibilidad y precio. • Sellado de líquido hasta un máximo de aproximadamente 210 F. • El sellado es una combinación de geometría de conexión y grasa lubricante para roscas. • Apretamiento pobre de gas. • Mediciones y pericia se encuentran vastamente disponibles para re-fabricación y restauración. • Propenso a daños y cruce de roscas debido a la falta de redondez, especialmente en OD’s mas grandes. • Alto esfuerzo circunferencial de ensamble en los coples. • Eficiencia tensora de 70-75% dependiendo del tipo de rosca. • La resistencia a fugas debe ser verificada según el boletín 5C3 de API 2.4.2 API BTC • Buena disponibilidad y precio • Apretamiento pobre de gas • Sellado de líquido hasta un máximo de aproximadamente 210 F. • El sellado es una combinación de geometría de conexión y grasa lubricante para roscas. • La cobertura de estaño mejora la resistencia a fugas. • Mediciones y pericia se encuentran vastamente disponibles para re-fabricación y restauración. • Propenso a daños y cruce de roscas debido a la falta de redondez, especialmente en OD’s mas grandes. • Alto esfuerzo circunferencial de ensamble en los coples. • Eficiencia tensora es generalmente de 85-95% de cuerpo de tubería. • La resistencia a fugas de BTC debe ser verificada según el boletín 5C3 de API 2.4.3 Sello Metal-con Metal, con Roscas y Coples • La disponibilidad depende del tipo de propiedad, por ejemplo, Vam, Fox, NS-CC etc. • Generalmente buen apretamiento de gas

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• Se encuentran disponibles coples de despeje, especialmente manufacturados de algún material de mayor grado para mejorar el despeje del agujero. • Son susceptibles a daños por manipuleo, si no son tratados con cuidado. Los piñones (pines) deben ser taladrados de forma concéntrica a los sellos para un sellado de gas efectivo. • Particularmente convenientes para ser utilizados en altas aleaciones trabajadas en frió, que no pueden ser reforzadas. • Por lo general tienen buenas características de conexión, debido a la interferencia reducida de roscas, comparadas a las conexiones API. • Medición y pericia se encuentran disponibles, dependiendo del tipo, para re-fabricación y restauración y pueden ser rápidamente vueltas a cortar. • El esfuerzo circunferencial de ensamble en los coples puede ser controlado por interferencia reducida de las roscas, debido a que el sellado en las roscas, no es un requisito. • La eficiencia tensora es por lo menos igual a BTC y en muchas instancias igual a o mayor que el cuerpo de la tubería. 2.4.4 Sello Metal-con-Metal, Reforzada e Integral (o Acoplada) • Poca disponibilidad de coples y limitados re-cortes reforzados para restauración de tubería. • Costosa, especialmente la reforzada. • Buen apretamiento de gas. • Usualmente exhiben muy buenas capacidades de conexión/desconexión. • Son susceptibles a daños por manipuleo, si no son tratados con cuidado. • Los piñones (pines) deben ser taladrados de forma concéntrica a los sellos para un sellado de gas efectivo. • La eficiencia tensora es por lo menos igual o mayor que el cuerpo de la tubería. 2.4.5 Sello Metal-con-Metal, Formada e Integral (Descarga) • características excelentes de despeje del agujero, OD de tubería de descarga. • Disponibilidad razonable, fácil de restaurar/volver a cortar, no hay requerimientos para coples. • Buen apretamiento de gas. • Los piñones (pines) deben ser taladrados de forma concéntrica a los sellos para un sellado de gas efectivo. • Eficiencia tensora de 50-75% del cuerpo de la tubería dependiendo del tipo de conexiones. • Las conexiones podrían ser más débiles que el cuerpo de la tubería, para el valor de presión interna. 2.4.6 Soldada a, Reforzada e Integral • Muy costosas (conector, soldado y NDT). • Eliminación de punta de molino con caja soldada. • Roscas burdas para resistir cruce de roscas o daños. • Producto continuamente enroscado resiste la separación bajo pandeo severo. • Grados limitados a soldables (tubería de linea) o H-40, K/J-55. • Eficiencia tensora generalmente mayor al cuerpo de la tubería. 2.5 Longitud del Tramo o Junta Los tramos o juntas de revestimiento no son fabricados en longitudes exactas. API ha especificado tres rangos entre los cuales debe encontrarse la longitud de las tuberías. Rango Longitud (en pies) Longitud Promedio (en pies) 1 16 - 25 22 2 25 - 34 31 3 > 34 42

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3.0 LA OPERACIÓN DE DISENIO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO Existen dos fases de diseño de tubería de revestimiento. 1. La primera se lleva a cabo durante el Diseño Preliminar de Pozo e involucra la selección del esquema de la tubería de revestimiento y la determinación de la profundidad de anclaje de tubería de revestimiento 2. La segunda se lleva a cabo durante el Diseño Detallado de Pozo e incluye la determinación de las cargas a las cuales estará expuesta la tubería de revestimiento durante la vida del pozo y la selección de tuberías, con propiedades físicas y mecánicas apropiadas para soportar las cargas predichas. 4.0 DISENIO PRELIMINAR 4.1 Determinación de la Profundidad de Asentamiento o Anclaje de la Tubería de Revestimiento La selección inicial de profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento esta basada en la presión de poros anticipada y en los gradientes de fractura. El Ingeniero de Perforación es responsable de asegurarse, lo mas que sea posible, que toda la información de compensación ha sido considerada en la estimación de la presión de los poros y gradientes de fractura, y que para, pozos direccionales, el efecto de ángulo de agujero en gradiente de fractura desviada, ha sido considerada. La profundidad total del pozo, y por lo tanto la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento de producción o “liner” es manejada por requerimientos de registro, perforación y completación. La zapata debe ser asentada lo suficientemente profunda para dar un sumidero o pozo adecuado para las actividades de registro, perforación y pruebas. El estimado inicial de determinación de profundidades de asentamiento de tubería de revestimiento, se puede determinar mejor gráficamente, como sigue, ploteando la presión de los poros y el gradiente de fractura, expresado en densidad equivalente contra profundidad. 1. Trace la curva del gradiente principal de presión de poros junto con la litología, en caso de estar disponible. Note cualquier intervalo, los cuales son potenciales áreas problema, como por ejemplo atrapamiento diferencial, pérdida de circulación o zonas de alta presión de gas. 2. Trace la curva de peso del lodo. La curva del peso del lodo deberá incluir un margen de viaje de alrededor de 200 a 400 psi. 3. Trace la curva de gradiente de fractura predicha. Trace una curva de diseño de gradiente de fractura, la cual debe quedar en paralelo de la curva de gradiente de fractura predicha, con una reducción de 0.3 hasta 0.5 ppg para influjos y ECD durante la cementación. 4. Plotee pesos de lodos desviados y LOT’s para proveer una revisión de las predicciones de presión de poros o destaque la necesidad de mayor investigación. Un ploteo típico se encuentra adjunto. Las profundidades iniciales de asentamiento de las tuberías de revestimiento pueden ser determinadas, como sigue.

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1. Trabajando fondo arriba, entre la curva de peso de lodo en el Punto A. 2. Muévase hasta el Punto B, que determina el estimado inicial de profundidad de anclaje para la tubería de revestimiento de producción. 3. Muévase a través del Punto C, el cual identifica el requerimiento de peso de lodo, para esa profundidad. 4. Muévase hacia arriba hasta el Punto D, el cual determina el cual determina la profundidad inicial de asentamiento para la tubería intermedia de revestimiento. 5. Muévase a través del Punto E para identificar el peso del lodo requerido a esa profundidad. Para el ejemplo mostrado aquí, el Punto E es el rango de presión normal y no es requerida más tubería de revestimiento para soportar el peso asociado del lodo. No obstante una tubería superficial de revestimiento y un conductor son requeridos, y la profundidad de asentamiento para estas tuberías de revestimiento es discutido mas adelante. Otros factores que pueden impactar la selección de la profundidad de la Tubería de revestimiento, en adición a la presión de los poros y las presiones de fractura, son: • Zonas de gas de poca profundidad. • Zonas de pérdida de presión • Estabilidad de la formación, la cual es sensitiva a la exposición del tiempo o peso del lodo. • Perfil direccional del pozo. Es importante delinear la trayectoria del pozo antes del asentamiento de la tubería de revestimiento e intentar conseguir una evaluación (survey) consistente, mas delante de una sección tangente. Igualmente, secciones largas del agujero

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abierto, podrían requerir tubería de revestimiento para reducir la posibilidad de que ocurra un atrapamiento de tubería y el nivel de torsión. • Requerimientos de ventana, de la forma en que están especificados en la Base del Diseño, por ejemplo, tubería de revestimiento de 13-3/8 deberá ser colocada alta para permitir que la tubería de revestimiento de 9-5/8 sea corada y halada para realizar una ventana en un agujero de 12-1/4.. • Arenas de agua fresca (agua potable) • Limpieza de agujero, particularmente si una sección larga de agujero de 17-1/2, es requerida. • Secciones salinas. • Zonas de alta presión • Litología - las zapatas deberían, en donde sea practicable, ser colocadas en formaciones competentes impermeables. • Incertidumbre en la estimación de profundidad, debido a incertidumbre sísmica. Todas las anteriores deberán ser consideradas y las profundidades iniciales de asentamiento de la tubería de revestimiento, ajustadas en concordancia. 4.2 Tolerancia de Influjos Una vez que las profundidades iniciales de asentamiento de la tubería de revestimiento han sido seleccionadas, la tolerancia de influjos asociada con esas profundidades deberá ser calculada. Comenzando en TD (Profundidad Total) hasta la superficie, la tolerancia de inf lujos y profundidad de asentamiento preferida para cada tubería de revestimiento, deberá ser calculada. La tolerancia de influjos es el tamaño máximo de influjos que puede ser llevada dentro del pozo y circulada hasta la zapata sin romper la formación. La tolerancia de influjos depende del peso del lodo en uso, el punto débil del agujero descubierto (normalmente se asume que es la zapata anterior), la presión de la formación, el tamaño y la densidad del influjo y la geometría del agujero. Existen dos métodos de calcular la tolerancia de influjos. El primero calcula la intensidad del influjo y el segundo el volumen del influjo. Hágase notar que ambos métodos descuidan los efectos de temperatura y asumen un gas ideal. 4.2.1 Intensidad de Influjos La intensidad de influjos (como es mostrado en el Manual de Control de Pozos), es una medida de cuanto puede ser incrementado el peso del lodo para un volumen de influjo dado. En otras palabras, si se perfora en una zona sobrepresionada, en cuanto se puede incrementar el lodo y aun así circular el influjo hacia fuera. Para propósitos de diseño de tubería de revestimiento, el volumen de influjos se asume en 25 bbls y el y el mínimo aceptable de intensidad de influjo es de 0.5 ppg. Si la intensidad de influjo se encuentra por debajo de este valor entonces se debe buscar mayor aprobación. La intensidad de influjos es calculada utilizando la siguiente ecuación: KI = MAASP – (MW x 0.052 x Hi) (ppg) 0.052 x TVD Donde: KI = intensidad de influjos (ppg) MAASP = presión anular superficial permisible máxima (psi) MW = peso del lodo en el agujero (ppg) Hi = altura del influjo (pies) TVD = profundidad vertical real del pozo (pies) Por ejemplo:

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12¼” agujero TD 13,123 pies BHA 697 pies x 8” DC DP 5” Peso del lodo 13.2 ppg Zapata guía anterior 8,842 pies LOT en la zapata 14.3 ppg EMW MAASP = 8,842 pies x (14.3 ppg – 13.2 ppg) x 0.052 = 506 psi Hi = 25 bbls / [(12.252 – 82) x 0.0009714] = 300 pies (Nótese que esta es la altura del influjo alrededor de las lastra barrenas. A medida que este volumen pase hacia arriba alrededor de la tubería de perforación, la altura se disminuirá, debido a una capacidad anular mayor entre DP y el agujero descubierto). KI = [506 psi – (13.2 ppg x 0.052 x 300 pies)] / (0.052 x 13,123 pies) = 0.44 ppg 4.2.2 Volumen de Influjos El volumen de influjos determina el tamaño máximo de influjos que puede ser llevado dentro del agujero y circulado a la zapata. El siguiente proceso puede ser utilizado para calcular el volumen de influjos. 1. Estime el margen de seguridad a ser aplicado a la presión de filtración en el punto débil del agujero descubierto. Cuando el influjo es desplazado del agujero, también existirán presiones adicionales actuando en el pozo. Las siguientes son posibles causas de una presión adicional durante la circulación: • Fricción del espacio anular • Error del operador que maneja el estrangulador. • Perdidas de linea del estrangulador (en caso de que no se haya compensado). El margen de seguridad total a ser aplicada a la presión de filtración, será la suma de estas presiones adicionales. El máximo permitido de la presión estática del punto débil, puede ser por lo tanto determinada (Este es el máximo permitido de la presión estática del punto débil antes de iniciar la circulación) El Ingeniero de Perforación debe usar su juicio para determinar el factor de seguridad mas apropiado a ser aplicado a la presión de filtración en el punto débil del agujero descubierto. Este factor de seguridad deberá ser basado en experiencia en el área de operación. 2. Calcule el máximo permitido de presión estática del punto débil (Pmax). La presión máxima permitida es dada por: Pmax = Plo – (margen de seguridad) (psi) Donde: Pmax = máximo permitido de presión estática del punto débil (psi) Plo = presión de filtración en el punto débil del agujero (psi) 3. Calcule el máximo permitido de altura de influjo en la sección del agujero descubierto. La altura máxima de influjo puede ser tomada en el agujero descubierto sin exceder Pmax en Dwp dada por: H = Pmax – Pf + (TD – Dwp) MW 0.052 (pies) 0.052MW - gg Donde: H = altura del influjo (pies) Pmax = presión permisible máxima en el punto débil del agujero descubierto (psi)

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MW = peso del lodo en el agujero (ppg) Gg = gradiente de gas psi/pies TD = profundidad de barrena (pies) Pf = presión de formación en TD psi Dwp = profundidad de zapata o punto débil 4. Calcule el volumen a la que corresponde esta altura en condiciones iniciales de cierre. En condiciones iniciales de cierre, esto puede ser convertido en un volumen de influjo, como sigue: V1 = H x C1 (bbl) Donde: V1 = tolerancia de influjo para influjo inicial (bbl) C1 = capacidad anular en el BHA (bbl/pies) C1 debe ser determinada teniendo en mente las dimensiones del agujero en relación a la altura del influjo H. Por ejemplo, si H es mayor que la altura del BHA, ambos, la capacidad de la tubería de perforación/espacio anular del agujero y la lastra barrena/espacio anular del agujero debe ser utilizada para calcular la tolerancia del influjo, V. 5. Calcule el volumen al que corresponde esta altura cuando el tope del influjo ha sido circulado al punto débil del agujero descubierto. Esta altura corresponde a un volumen en el punto débil del agujero descubierto, dado por: Vwp = H x C2 (bbl) Donde: C2 = capacidad anular por debajo del punto débil del agujero descubierto (bbl/pies) C2 debe ser determinado teniendo en mente las dimensiones del agujero inmediatamente debajo del punto débil en relación a la altura del influjo, H. 6. Calcule cual Vwp (como es calculado en (5)) estarían en condiciones iniciales de cierre. Utilizando la ley de Boyle para convertir el volumen a su volumen original en condiciones iniciales de cierre. (V2): P1 x V1 = P2 x V2 o en este caso: Pf x V2 = Pmax x Vwp

V2 = Pmax x Vwp

Pf 7. La tolerancia de influjo es la menor de V1 y V2

Como regla general, una tolerancia de influjo menor a 100 bbl deberá ser justificado por una revisión de tipo de pozo, equipo de detección de influjos del equipo de perforación y experiencia del operador/perforador, experiencia de are y geología. La tolerancia de influjo para el diseño del asiento de la tubería de perforación, debería ser observada para cada tubería de revestimiento, aprobada por el Superintendente de Perforación, y registrada en el programa de perforación. Estudios de sensitividad deberán ser considerados para identificar las provisiones de contingencia requeridas para acomodar presiones de pozos o fractura durante la perforación, que difieran de aquellos asumidos durante el diseño. Ejemplo 12¼” agujero TD 13,123 pies BHA 697 pies x 8” DC DP 5”

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Peso del lodo 13.2 ppg Zapata guía anterior 8,842 pies LOT en zapata 14.3 ppg EMW 1. Asuma unos 150 psi de margen de seguridad 2. Pmax = (14.3 ppg x 8,842 pies x 0.052) – 150 psi = 6,424 psi 3. Pf = 13,123 pies x 13.2 ppg x 0.052 = 9,008 psi Note que esto asume que el pozo esta en balance H = 6,424 psi – 9,008 psi + [(13,123 pies – 8,842 pies) x 13.2 ppg x 0.052] (0.052 x 13.2) – 0.1 = 604 pies 4. V1 = 604 pies x [(12.252 – 82) x 0.0009714] = 50.5 bbls 5. Vwp = 604 pies x [(12.252 – 52) x 0.0009714] = 73.4 bbls 6. V2 = 6,424 psi x 73.4 bbls / 9,008 psi = 52.3 bbls 7. El volumen de influjo en este caso es: V1 = 50.5 bbls 4.3 Diseño de Profundidad de Asentamiento de la Tubería Superficial de Revestimiento y del Tubo Conductor. La profundidad mínima de asentamiento para tubería superficial de revestimiento y la tubería de revestimiento conductora, es la profundidad en la cual la presión de fondo creada por el fluido de perforación circulante (ECD) es excedida por el valor de fractura de la formación. El ECD puede ser significantemente afectado en agujeros de gran diámetro con alto ROP y una limpieza pobre de pozo. La profundidad del agua puede jugar una parte significativa y resulta en la profundidad, que el ECD es excedido por el valor de fractura siendo empujado mas profundo y puede resultar en sartas de tubería de revestimiento adicionales, a ser corridas. En áreas de aguas profundas, las cargas de pandeo y axiales son consideraciones primarias en el diseño de la tubería de revestimiento conductora. Debido a la complejidad de la interacción de los diferentes parámetros que afectan las cargas de pandeo y axiales, se necesita un programa de computadora, para modelar las cargas con exactitud y el comportamiento del conductor. En adición, la capacidad de soporte de carga (la cual se relaciona directamente con la fuerza del suelo debajo de la linea de lodo), debe ser determinada. 5.0 DISENIO DETALLADO La etapa de diseño detallado es para determinar las cargas a las que estará expuesta cada sarta de tubería de revestimiento, durante la vida del pozo y la selección de tuberías con propiedades mecánicas y físicas que puedan soportar las cargas pronosticadas. Los pasos principales para cada sarta de tubería de revestimiento, se muestran a continuación.

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Leyenda (de arriba abajo y de izquierda a derecha):

• Defina tipos de cargas • Determine cargas de ruptura y colapso • Defina sarta de tubería de revestimiento inicial • Determine cargas de tensión • Ajuste la sarta de tubería de revestimiento inicial • Determine las cargas triaxiales (en caso de ser requeridas) • Finalice la sarta de tubería de revestimiento

5.1 Diseñar Tipos de Carga (Esfuerzos) El diseño anticipado de tipos de carga, deberá ser calculado en el orden en el que ocurran. Esto ayuda a identificar todas las cargas a las cuales la sarta de la tubería de revestimiento podría estar expuesta. Note que no todos estos casos de carga serán aplicables a cada sarta de tubería de revestimiento. Por ejemplo las cargas durante la producción no necesitan ser consideradas para una sarta de tubería intermedia de revestimiento, en un pozo exploratorio. 5.1.1 Cargas durante la Instalación Las cargas típicas durante la instalación, incluyen: • Corrida de la tubería de revestimiento • Cementación • Cementación convencional, centrado, etc. • Golpe de tapón 5.1.2 Cargas durante la Perforación Las cargas típicas durante la perforación, incluyen: • Prueba de presión después de WOC • Peso máximo del lodo • Control de pozos • Perdida de circulación 5.1.3 Cargas durante la Producción Las cargas típicas durante la producción, incluyen: • Prueba de presión con completación o matar el peso del fluido. • Funcionamiento de herramientas DST. • Fuga de tubería cerca de la superficie • Colapso debido a perforaciones taponadas • Operaciones especiales de producción (estimulación, levantamiento de gas, inyección).

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5.2 Factores de Diseño La cuenta de factores que son manejados inapropiadamente o no fueron tomados en cuenta, las propiedades de la tubería de revestimiento son menospreciadas por un factor de diseño, antes de ser comparadas con los diseños de carga calculados. Los factores de diseño típicamente utilizados, son como sigue: Colapso 1.0 Ruptura 1.1 Tensión 1.3 Triaxial 1.25 La legislación local deberá ser revisada para asegurarse que otros factores más estrictos no están estipulados. 5.3 Diseño de Colapso Para todas las sartas de tubería de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presión externa es mayor que la presión interna. El diseño de colapso se enfoca en los perfiles de presión interna y externa. Hablando de forma general, el colapso de cargas estará en su punto mas alto en la zapata guía. 5.3.1 Colapso de Cargas durante la Instalación El peor caso de colapso de cargas durante la instalación, ocurre durante la cementación. Para trabajos de cementación convencionales el peor caso ocurre con la columna de cemento en el exterior de la tubería de revestimiento. Ejemplo 9-5/8” tubería de revestimiento de producción colocada a 11,450 pies Peso del Lodo 11 ppg Tope del Cemento a 7,000 pies Peso del Cemento 16 ppg Tope del Espaciador a 5,500 pies Peso del Espaciador 13 ppg Perfil de Presión Interna En superficie = 0 psi En zapata = 11,450 pies x 11 ppg x 0.052 = 6,549 psi Perfil de Presión Externa En superficie = 0 psi En tope del espaciador = 5,500 pies x 11 ppg x 0.052 = 3,146 psi En tope del cemento = 3,146 psi + [(7,000 pies – 5,000 pies) x 13 ppg x 0.052] = 4,160 psi En Zapata = 4,160 psi + [(11,450 pies – 7,000 pies) x 16 ppg x 0.052] = 7,862 psi Colapso neto de carga en zapata = 7,862 psi – 6,549 psi = 1,313 psi

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El colapso neto de carga es mejor representado gráficamente, como se muestra a continuación, ploteando los perfiles de presión interna y externa y el colapso neto de carga. Para trabajos de cementación de centrado la posibilidad de puenteo debe ser considerada. En caos de que el puenteo ocurra entonces la presión hidrostática externa será incrementada por la presión de circulación, con un incremento subsiguiente en el colapso neto de carga.

Colapso de Instalación Ejemplo 20” tubería superficial de revestimiento colocada a 1,500 pies Peso del Lodo 9.5 ppg Cemento a superficie Peso del Cemento 16 ppg Puenteo ocurre con 1000 psi de presión de superficie Perfil de Presión Interna En superficie = 0 psi En zapata = 1,500 pies x 9.5 ppg x 0.052 = 741 psi Perfil de Presión Externa En superficie = 1,000 psi En zapata = 1,000 psi + (1,500 pies x 16 ppg x 0.052) = 2,248 psi Colapso neto de carga en zapata = 2,248 psi – 741 psi = 1,507 psi

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Colapso durante la Instalación (centrando) 5.3.2 Colapso de Cargas durante la Perforación El peor caso de colapso de cargas durante la perforación ocurre si se encuentra perdida de circulación y disminuye la presión hidrostática interna. Por convención el fluido externo es forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió la tubería de revestimiento. Esto es debido a la incertidumbre del aislamiento completo del cemento alrededor de la tubería de revestimiento causado por acanalados o deslaves. El nivel del fluido interno cae hasta cualquier medida, desde cientos de pies de evacuación total de la tubería de revestimiento y depende del peso interno del lodo en uso y la presión de poros de la zona de perdida. Ejemplo 13-3/8” tubería intermedia de revestimiento colocada a 9,750 pies Peso del lodo externo 11 ppg Peso del lodo interno 11.2 ppg Perforación adelante de 12-1/4” agujero a 13,360 pies Total de pérdidas experimentadas y nivel de fluido cayó a 2,528 pies Perfil de Presión Interna En superficie = 0 psi A 2,528 pies = 0 psi En zapata = (9,750 pies – 2,528 pies) x 11.2 ppg x 0.052 = 4,206 psi Perfil de Presión Externa En superficie = 0 psi En zapata = 9,750 pies x 11 ppg x 0.052 = 5,577 psi

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Colapso neto de carga en zapata = 5,577 psi – 4,206 psi = 1,371 psi

5.3.3 Colapso de Cargas durante la Producción Los colapsos de carga a los que estarán expuestos las tuberías de revestimiento de producción y los “liners”, necesitan ser considerados para la vida entera del pozo. Esto depende del uso que se le dará al pozo, pero se deberá dar consideración a lo siguiente, según sea aplicable: • Operaciones DST • Técnicas de Estimulación • Levantamiento de Gas • Abatimiento Por convención el fluido externo es forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió la tubería de revestimiento. Después de un periodo de tiempo (típicamente un año) esto puede ser establecido, como sigue: Posición en Pozo Fluido Externo TR Sin Cementación / Espacio Anular de la TR Lodo utilizado en TR se introdujo TR Con Cementación / Espacio Anular de la TR Lodo utilizado en TR se introdujo TR Con Cementación / Espacio Anular de Agujero Descubierto Presión de Poro La presión hidrostática interna variara, dependiendo de la posición del empacador y las consideración de colapso, deberán ser separadas en, sobre el empacador y debajo del empacador. Ejemplo 9-5/8” tubería de revestimiento de producción colocada a 15,700 pies Empacador colocado a 12,000 pies Peso del Fluido de Completación 9.2 ppg Peso del Lodo detrás de la TR 11 ppg Gradiente de Gas 0.1 psi / pies Las perforaciones han taponado y el pozo ha sido abatido a 0 psi en superficie. Sobre el Empacador Perfil de Presión Interna En superficie = 0 psi En el empacador = 12,000 pies x 9.2 ppg x 0.052 = 5,741 psi Perfil de Presión Externa En superficie = 0 psi En el empacador = 12,000 pies x 11 ppg x 0.052

= 6,864 psi Colapso neto de carga en empacador = 6,864 psi – 5,741 psi = 1,123 psi Debajo del Empacador Perfil de Presión Interna En el empacador = 12,000 pies x 0.1 psi/pies = 1,200 psi En la zapata = 15,700 pies x 0.1 psi/pies = 1,570 psi Perfil de Presión Externa

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En el empacador = 12,000 pies x 11 ppg x 0.052 = 6,864 psi En la zapata = 15,700 pies x 11 ppg x 0.052 = 8,980 psi Colapso neto de carga en empacador = 6,864 psi – 1,200 psi = 5,664 psi Colapso neto de carga en zapata = 8,890 psi – 1,570 psi = 7,320 psi

5.3.4 Seleccionar una Tubería de Revestimiento que cumpla con los Colapsos de Carga De los colapsos netos de carga generados al observar varios de los tipos de cargas durante instalación, perforación y producción, el peor caso de colapso de carga que la tubería de revestimiento va a tener que tolerar, puede ser determinado. De las tablas de tubería de revestimiento es entonces posible elegir una tubería de revestimiento o una serie de tuberías de revestimiento que apliquen al peor caso de colapso de cargas. Esta etapa es muchas veces ignorada hasta que las cargas de ruptura hayan sido calculadas. Las figuras de colapso de la tubería de revestimiento que están representadas en la mayoría de las tablas de tubería de revestimiento son generadas de una serie de ecuaciones detalladas en el boletín 5C3 de API y son función del OD de la tubería de revestimiento, el grosor de la pared y la fuerza de resistencia de la tubería de revestimiento. 5.3.5 Carga Biaxial Las figuras de colapso determinadas utilizando el boletín 5C3 de API son para tuberías de revestimiento que están bajo cero cargas axiales. En la práctica, debido al peso de la tubería de revestimiento o debido a la acción combinada de presiones internas y externas, es raro para una tubería de revestimiento estar bajo cero cargas axiales. El efecto de la carga axial es el de disminuir la fuerza de colapso de la tubería de revestimiento. Para efectos de diseño de la tubería de revestimiento, a menos que la fuerza de colapso sea critica, la reducción de la fuerza de colapso debido a carga axial, es normalmente ignorada. 5.3.6 Otras Consideraciones para el Diseño de Colapso Desgaste de la Tubería de Revestimiento En caso de que se anticipe que el desgaste de la tubería de revestimiento se convierta en un tema importante (es decir, altas fuerzas de las paredes laterales, sarta de perforación extendida al contacto de la tubería de revestimiento, patas de perro localizadas, banda dura dañada abrasiva en uso, etc., entonces esto necesita ser considerado. Como la fuerza de colapso de la tubería de revestimiento esta relacionada con el grosor de la pared, entonces y si el desgaste de la tubería de revestimiento estima que 20% del grosor de la pared será consumido durante la perforación, entonces la fuerza de colapso residual de la tubería de revestimiento será de 80% de esa tubería de revestimiento nueva. Mas detalles sobre desgaste de la tubería de revestimiento puede ser encontrado mas adelante. 5.4 Diseño de Ruptura Para todas las sartas de tubería de revestimiento una carga de ruptura ocurre cuando la presión interna es mayor que la presión interna.

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Con respecto al colapso, el diseño de ruptura se enfoca en los fluidos internos y externos y las y las presiones hidrostáticas que ejercen. 5.4.1 Cargas de Ruptura durante la Instalación El peor caso de ruptura de carga de instalación ocurre durante la cementación. Dos casos necesitan ser considerados en este punto: • Durante el desplazamiento, inmediatamente antes de que el espaciador salga de la zapata • Golpeando el tapón Ejemplo-Desplazamiento del Cemento 13-3/8” tubería intermedia de revestimiento a 9,750 pies Peso del Cemento 11 ppg 5,000 pies de 16 ppg cemento 2,000 pies de 13 ppg espaciador Perfil de Presión Interna En superficie = 0 psi En tope del cemento = (9,750 pies – 7,000 pies) x 11 ppg x 0.052 = 1,573 psi En tope del espaciador = 1,573 + (5,000 pies x 16 x 0.052) = 5,733 psi En zapata = 5,733 psi + (2,000 pies x 13 ppg x 0.052) = 7,085 psi Perfil de Presión Externa En superficie = 0 psi En zapata = 9,750 pies x 11 ppg x 0.052 = 5,577 psi Ruptura neta de carga en superficie = 0 psi Ruptura neta de carga en zapata = 7,085 psi – 5,577 psi = 1,508 psi La ruptura neta de carga es mayor representada gráficamente, como se muestra a continuación, ploteando los perfiles de presión interna y externa y el colapso neto de cargas. Ejemplo – Golpe del Tapón 13-3/8” tubería intermedia de revestimiento colocada a 9,750 pies Peso del Lodo11 ppg Tope del Espaciador a 1,750 pies Peso del Espaciador 13 ppg Tope del Cemento a 3,000 pies Peso del Cemento 16 ppg Presión del Golpe del Tapón 2,500 psi Perfil de Presión Interna En superficie = 2,500 psi En zapata = 2,500 psi + (9,750 pies x 11 ppg x 0.052) = 8,077 psi Perfil de Presión Externa En superficie = 0 psi En tope del espaciador = 1,750 pies x 11 ppg x 0.052 = 1,001 psi En tope del cemento = 1,001 psi + [(3,000 pies – 1,750 pies) x 13 ppg x 0.052] = 1,846 psi

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En zapata = 1,846 psi + [(9,750 pies – 3,000 pies) x 16 ppg x 0.052 = 7,462 psi Ruptura neta de carga en superficie = 2,500 psi Ruptura neta de carga en zapata = 8,077 psi – 7,462 psi = 615 psi 5.4.2 Cargas de Ruptura durante la Perforación El peor caso de ruptura de cargas de perforación ocurre, ya sea durante la prueba de presión o durante un evento de control de pozos. Ejemplo – Prueba de Presión 13-3/8” tubería intermedia de revestimiento colocada a 9,750 pies Peso del Lodo 11.5 ppg Tope del Cemento a 3,000 pies Zapata anterior a 1,500 pies Presurizado normalmente Prueba de Presión 3,000 psi Perfil de Presión Interna En superficie = 3,000 psi En zapata = 3,000 psi + (9,750 pies x 11.5 ppg x 0.052) = 8,831 psi Perfil de Presión Externa En superficie = 0 psi En tope del cemento = 3,000 pies x 8.33 ppg x 0.052 = 1,299 psi En zapata = 1,299 psi + [(9,750 pies – 3,000 pies) x 8.6 ppg x 0.052 = 4,318 psi Ruptura neta de carga en superficie = 3,000 psi Ruptura neta de carga en zapata = 8,831 psi – 4,318 psi = 4,513 psi NOTA: El perfil externo de presión después de que el cemento esta fraguado es material de debate y requiere consideración especial. En el ejemplo anterior, se ha asumido que para la tubería de revestimiento en contacto con la formación por medio del cemento, la presión es igual a la presión de poros esperada. Para la tubería de revestimiento expuesta a la formación por medio de una sección no-cementada (tope del cemento por debajo de la zapata anterior), la presión externa es igual a una columna de fluido mezclado con lodo con cero presión de superficie (es decir, el lodo se ha asentado completamente – en el ejemplo anterior, se asumió con lodo base agua). 5.4.3 Cargas de Ruptura durante la Producción Las cargas de ruptura que necesitan ser consideradas durante la producción incluyen pruebas de presión con una completación o fluido para matar el pozo, una fuga de tubería cerca de la superficie. La carga interna es la presión hidrostática del fluido mas cualquier presión adicional. La carga externa será como la de Ruptura de Cargas de Perforación. Ejemplo – Fuga de Tubería Cerca de la Superficie 9-5/8” tubería de revestimiento de producción colocada a 15,700 pies Empacador colocado a 12,000 pies Peso del Fluido de Completación 9.2 ppg

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Peso del Lodo detrás de la TR 11 ppg Gradiente de Gas 0.1 psi / pies Tope del Cemento 8,000 pies Presión de los poros 9.0 ppg EMW SITHP 5,778 psi Sobre el Empacador Perfil de Presión Interna En superficie = 5,778 psi En empacador = 5,778 psi + (12,000 pies x 9.2 ppg x 0.052) = 11,519 psi Perfil de Presión Externa En superficie = 0 psi En TOC = 8,000 pies x 8.33 ppg x 0.052 = 3,465 psi En empacador = 3,465 psi + [(12,000 – 8,000 pies) x 9.0 ppg x 0.052] = 5,337 psi Ruptura neta de carga en empacador = 11,519 psi – 5,337 psi = 6,182 psi 5.4.4 Seleccionar una Tubería de Revestimiento que cumpla con las Cargas de Ruptura De las cargas de ruptura netas generadas al vigilar los tipos de cargas durante instalación, perforación y producción, el peor caso de carga de ruptura, que la tubería de revestimiento deberá tolerar, podrá ser determinado. Desde las tablas de tubería de revestimiento, es entonces posible elegir una tubería de revestimiento o una serie de tuberías de revestimiento que coincidan y puedan soportar el peor caso de cargas de ruptura y el peor caso de cargas de colapso. Recuerde que la ruptura o resistencia interna de la tubería de revestimiento debe ser menosvaluada por el Factor de Diseño. Ejemplo – 13-3/8” Tubería Intermedia de Revestimiento De los ejemplos anteriores, el peor caso de colapso (durante la perforación) y el peor caso de ruptura (durante la perforación, son ploteados en el mismo grafico. Asumiendo que la siguiente tubería de revestimiento de 13-3/8” esta disponible en almacén 13-3/8” 68 lb. /pies K55 13-3/8” 72 lb. /pies N80 Las evaluaciones de colapso para ambas tuberías de revestimiento son determinadas y ploteadas en el grafico. De esto se puede ver que ambas tuberías de revestimiento son aceptables desde un punto de partida de colapso. Las evaluaciones de ruptura para ambas tuberías de revestimiento son determinadas, menos valuadas por el factor de diseño de 1.1 y entonces ploteadas en el grafico. De esto se puede ver que la tubería de revestimiento K55 de 68lb/pies puede únicamente ser utilizada para los 1,500 pies iniciales. En la práctica es más probable que una sarta completa de tubería de revestimiento N80 de 72 lb. /pies, sea corrida.

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5.4.5 Otras Consideraciones para el Diseño de Ruptura Desgaste de la Tubería de Revestimiento Con respecto al colapso, si se anticipa que el desgaste de tubería de revestimiento podría ser un problema, entonces esto debe ser tomado en consideración. Para permitir desgaste de la tubería de revestimiento, la evaluación de ruptura de API debe ser multiplicada por un factor de desgaste de la tubería de revestimiento (CWF), como se muestra en la tabla siguiente. Estos valores de CWF han sido derivados del análisis finito de elementos de distintos tamaños, pesos y grados de tubería de revestimiento, expuestos a diferentes surcos de desgaste. Porcentaje de Desgaste de Tubería de Revestimiento

C W F

0 0 10 0.9 20 0.8 30 0.7 40 0.6 Mas detalles sobre el desgaste de tubería de revestimiento, pueden ser encontrados mas adelante. 5.5 Diseño de Tensión Utilizando la tubería de revestimiento seleccionada, que concuerda con las cargas de colapso y ruptura, es entonces necesario confirmar que esta tubería de revestimiento también cumple los requisitos del diseño de tensión. 5.5.1 Cargas de Tensión durante la Instalación Esta etapa incluye evaluar la conveniencia de la tubería de revestimiento seleccionada, para soportar cargas durante la corrida, cargas durante la cementación y cualquier prueba de presión. Se asume que la tubería de revestimiento esta sujeta en la superficie, pero libre para moverse, en la zapata. Las cargas que deben considerarse, son las que siguen: Peso en el aire El peso de la tubería de revestimiento en el aire es simplemente el peso nominal de la tubería de revestimiento multiplicada por la profundidad vertical real de la tubería de revestimiento. Fair = W x TVD Donde W = Peso nominal de la TR (lb. / pies) TVD = TVD debajo del punto de interés hasta la zapata (pies) Flotación La flotación puede ser calculada utilizando el método de presión de área y es normalmente la presión hidrostática multiplicada por las áreas seccionales cruzadas de la tubería de revestimiento. Se necesita tener cuidado en caso de que se utilicen sartas de tubería de revestimiento disminuidas, ya que la fuerza de flotación cambiara, dependiendo de la profundidad y los diámetros internos y externos. La flotación es siempre restada.

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Cuando el mismo fluido se encuentra en el interior y en el exterior de la tubería de revestimiento (es decir, cuando la tubería se esta corriendo), la siguiente ecuación, puede ser utilizada: Fbuoy = Pe x (Ao – Ai) Donde Pe = Presión hidrostática en el fondo de la TR (psi) Ao = área del diámetro exterior (in2) Ai = área del diámetro interior (in2) Cuando existen diferentes fluidos en el interior y el exterior de la tubería de revestimiento (es decir, durante la cementación), la siguiente ecuación puede ser utilizada: Fbuoy = (Pe x Ao) – (Pi x Ai) Donde Pe = Presión hidrostática externa en el fondo de la TR Ao = área de diámetro externo (in2) Pi = Presión hidrostática interna en el fondo de la TR Ai = área de diámetro interno (in2) Doblado Cuando la tubería es forzada alrededor de un doblaje o curva en el pozo, ocurrirá una fuerza de doblado. La fuerza de doblado es una carga de tensión que ocurre en la pared externa y cargas de compresión que ocurren en la pared interna, de la tubería de revestimiento. Las fuerzas de doblado son calculadas utilizando la siguiente formula: Fbend = 64 x DLS x OD x W Donde DLS = Severidad de las patas de perro (º / 100 pies) OD = Diámetro exterior de la TR (in) En pozos verticales nominales, podemos asumir que el DLS es de 1º / 100 pies. Para pozos desviados, la fuerza de doblado únicamente aplica al punto en donde existen curvaturas, es decir secciones internas. Arrastre El arrastre es el resultado de resistencia de deslice entre el agujero del pozo y la tubería. Ocurre en pozos desviados y en agujeros apretados y con atrapamiento. No es fácil de computar manualmente y es mejor dejarlo para las simulaciones por computadora. Choque La carga de choque es la carga que resulta del movimiento de la tubería de revestimiento mientras esta siendo corrida en el agujero, o cuando las cuñas son colocadas o cuando la tubería de revestimiento encuentra una capa en el fondo del agujero. Las cargas de choque son calculadas utilizando la siguiente formula: Fshock = 1780 x V x As

Donde V = velocidad instantánea (pies / seg.) As = Ao - Ai (in2) Se deberá cuidar que la velocidad instantánea usada en estos cálculos no sea excedida durante las operaciones del equipo de perforación. Prueba de Presión El propósito de una prueba de presión es el de verificar que la sarta de tubería de revestimiento puede resistir las cargas de ruptura máximas anticipadas. Es por esto que debe exceder las mayores cargas predichas, durante ambas operaciones, perforación y producción. Fptest = Pptest x Ai

Donde Pptest = Presión del golpe de tapón o prueba de presión aplicada (psi) Ejemplo Corriendo 13-3/8” 72 lb. /pies tubería intermedia de revestimiento a 9,750 pies Diámetro interior 12.347”

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Peso del Lodo11 ppg Velocidad instantánea 5 pies/sec Fair = 9,750 pies x 72 lb. /pies = 702,000 lbs Fbuoy = 9,750 pies x 11 ppg x 0.052 x [(13.3752 – 12.3472) x π / 4] = 115,821 lbs Fbend = 64 x 1º / 100 pies x 13.375” x 72 lb. /pies = 61,632 lbs Fshock = 1780 x 5 pies/sec x [(13.3752 – 12.3472) x π / 4] = 184,832 lbs Ftotal = Fair - Fbuoy + Fbend + Fshock

= 702,000 – 115,821 + 61,632 + 184,832 lbs = 832,643 lbs Ejemplo Cementación 13-3/8” 72 lb. /pies tubería intermedia de revestimiento a 9,750 pies Diámetro interior 12.347” Peso del Lodo11 ppg Tope de la lechada de amarre a 3,000 pies Peso de la lechada de amarre 11.6 ppg Tope de la lechada de cola a 9,000 pies Peso de la lechada de cola 15.8 ppg Presión de golpe de tapón 3,000 psi Fair = 9,750 pies x 72 lb. /pies = 702,000 lbs Hidrostática Externa = (3,000 pies x 11 ppg x 0.052) + (6,000 pies x 11.6 ppg x 0.052) + (750 pies x 15.8 x 0.052) = 5,951 psi Hidrostática Interna = 9,750 pies x 11 ppg x 0.052 = 5,577 psi Fbuoy = (5,951 psi x 13.3752 x π / 4) – (5,577 psi x 12.3472 x π / 4) = 168,425 lbs Fbend = 64 x 1º / 100 pies x 13.375” x 72 lb. /pies = 61,632 lbs Fptest = 3,000 psi x 12.3472 x π / 4 = 359,198 lbs Ftotal = Fair - Fbuoy + Fbend + Fptest

= 702,000 – 168,425 + 61,632 + 359,198 lbs = 954,405 lbs 5.5.2 Cargas de Tensión durante la Perforación y Producción Esta etapa incluye la evaluación apropiada de la tubería de revestimiento seleccionada para soportar las cargas que pudieran ser ejercidas a la tubería de revestimiento, después de que el

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cemento se ha asentado. Se asume que la tubería de revestimiento esta fija en la superficie y fija en el tope del cemento en el espacio anular. Las cargas que necesitan ser consideradas, son las que siguen: Anclaje de la Tubería de Revestimiento Cualquier tensión adicional aplicada a la tubería de revestimiento después de esperar por el cemento (WOC). Esto esta normalmente restringido a operaciones de autoelevables o plataformas, en donde la tensión es aplicada antes de colocar las cuñas en el cabezal de pozo. Pandeo El potencial de pandeo existe, cuando ocurre cualquiera de los siguientes escenarios: • Se incrementa la densidad interna del lodo • Se incrementa la presión interna de superficie • Se remueve el fluido anular o se reduce la densidad del lodo del espacio anular • La tubería de revestimiento es anclada con menos del peso completo de colgada • Se incrementa la temperatura de la tubería de revestimiento En caso de que alguno de los anteriores ocurriera, esto resulta en el balonamiento de la porción no-cementada de la sarta de la tubería de revestimiento, lo cual podría resultar en pandeamiento. El pandeamiento en si, no significa que la tubería de revestimiento ha fallado. Sin embargo, y a medida que el pandeamiento se desarrolla en una forma helicoidal, esto puede promover una severidad incrementada de patas de perro y restringir la longitud de desviación y puede promover el deterioro de la tubería de revestimiento. En general, y para todos los pozos mas profundos que 10,000 pies, los diseños de tubería de revestimiento deben ser evaluados en el impacto de pandeo. Los efectos de pandeo pueden ser reducidos elevando el tope del cemento (reduciendo la cantidad de tubería no-cementada) o (en caso de ser practico), incrementando la cantidad de tensión aplicada, antes de colocar las cuñas. 5.5.3 Confirmar que la Tubería de Revestimiento Seleccionada cumpla con las Cargas de Tensión De las cargas de tensión generadas, después de observar varios casos de cargas durante la instalación, perforación y producción, el peor caso que la tubería de revestimiento tendrá que tolerar, puede ser determinado. La capacidad tensora de la tubería de revestimiento esta menosvaluada por el Factor de Diseño y si esta excede el peor caso de cargas de tensión, entonces la tubería de revestimiento seleccionada, es aceptable para el servicio. Si la capacidad tensora, después de ser menosvaluada por el factor de diseño, es menor al peor caso de cargas de tensión, entonces la tubería de revestimiento, no es aceptable para el servicio. El próximo peso yo grado hacia arriba, que aun concuerde con las cargas de colapso y ruptura es entonces seleccionado y las cargas de tensión son recalculadas (cambiar el peso de la tubería de revestimiento afecta el diámetro interno de la tubería de revestimiento y estas dos propiedades afectan todas las cargas que conforman la carga de tensión). Este proceso es repetido hasta que una tubería de revestimiento adecuada, es seleccionada. Ejemplo 13-3/8” 72 lb. /pies N80 tubería intermedia de revestimiento asentada a 9,750 pies De ejemplos anteriores, esta tubería de revestimiento concuerda los peores casos de cargas de colapso y ruptura.

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De cálculos anteriores, los peores casos de carga de tensión ocurren en el golpe de tapón. Ftotal = 954,405 lbs De las tablas de tubería de revestimiento, la evaluación de la tensión del cuerpo de la tubería es obtenido y menosvaluado por el factor de diseño de 1.3. Capacidad Tensora Capacidad Menosvaluada Cuerpo de tubería 1,661,000 lb. 1,277,000 lb. Conexión STC 1,040,000 lb. 800,000 lb. Conexión LTC 1,693,000 lb. 1,302,000 lb. De esto podemos observar que el cuerpo de la tubería y el BTC (buttress conection) tienen una clasificación tensora aceptable y son adecuadas para esta aplicación. Sin embargo la STC (short round connection) no es aceptable ya que su capacidad tensora menosvaluada esta por debajo de Ftotal. Es importante cuando se observa la capacidad tensora, que es utilizada la más débil del cuerpo de la tubería y de la conexión. 5.6 Diseño Triaxial Las cargas de colapso, ruptura y tensión calculadas hasta ahora, han todas asumido que los esfuerzos se encuentran en una dirección simple o uniaxial. En la práctica, las cargas de servicio generan esfuerzos triaxiales. Los tres esfuerzos principales para tubería de revestimiento axial (óa), radial (ór) y cortante (ót), como se muestra a continuación:

La teoría recomendada para calcular el esfuerzo triaxial es conocida como la teoría de Von Mises. Esta teoría consiste en definir un esfuerzo equivalente (óvme) y entonces relacionar este esfuerzo al mínimo especificado de resistencia de esfuerzo (óy) de la tubería de revestimiento. El calculo para determinar esfuerzo triaxial es mayor conducido utilizando un programa adecuado de diseño de tubería de revestimiento. El diseño triaxial deberá ser realizado cuando cualquiera de las siguientes condiciones aplique: • Presión de poros esperada > 12,000 psi • Temperatura > 250ºF • Servicio de H2S • OD/t < 15

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De acuerdo a la teoría de Von Mises, un esfuerzo de tensión axial puede incrementar la capacidad de esfuerzo cortante y viceversa. Esto se muestra en el diagrama a continuación.

Diagrama de Capacidad de Carga Triaxial El esfuerzo equivalente (óvme) deberá ser calculado en la parte superior y el fondo de cada intervalo de tubería de revestimiento, por peso y grado, en el tope del cemento, a una profundidad en particular en donde existe un cambio específico en la presión interna o externa o a una geometría especifica del agujero (DLS, deslaves, etc.). Software especializado de diseño de tubería de revestimiento es necesario para realizar un diseño triaxial de tubería de revestimiento. 6.0 DESGASTE DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO Tener conocimiento de la causa del desgaste de la tubería de revestimiento, permitirá al planificador del pozo optimizar el diseño de pozo y las especificaciones de tubería de perforación, para así reducir su acontecimiento, a un mínimo. El desgaste de la tubería de revestimiento toma la forma de un surco de desgaste generado por una sarta de perforación en rotación que es forzada dentro de la pared de la tubería de revestimiento. Altas fuerzas de paredes laterales y contacto extendido con una sarta de perforación en rotación, desgastara esta sección. Las áreas que son comúnmente identificadas con desgaste de tubería de revestimiento, incluyen puntos de influjos y patas de perro. Las implicaciones de desgaste de tubería de revestimiento, puede ser reconocidas como: • Reducción en la integridad de presión debido al (a) surco (s) de desgaste, reduciendo los valores de ruptura/colapso. • Reparaciones costosas a la banda dura de la tubería de perforación. • La fricción (torsión de superficie) puede ser alta. • El surco de desgaste puede actuar como un punto de partida para futura corrosión. Los tipos de desgaste de tubería de revestimiento, son como sigue:

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Desgaste Adhesivo La transferencia de material de un cuerpo de fuerza baja a un cuerpo de fuerza alta por medio de soldadura de fase-sólida. Sin embargo la soldadura de unión es débil y a menudo el material “cae” de la junta y es incorporado al sistema de fluidos de perforación, como una escama. Desgaste Abrasivo – Con Maquinaria A menudo los tallos de piezas expuestas de carburo de tungsteno en juntas, removiendo material de la pared de la tubería de revestimiento. Una vez más son generados escombros, que son incorporados al sistema de fluidos. Desgaste Abrasivo – Molienda y Pulitura Partículas duras producen un alejamiento entre la pared de la tubería de revestimiento y la junta. La tubería de revestimiento es cíclicamente cargada por las partículas, debido a la tubería de perforación en rotación causando fatiga y la superficie se vuelve quebradiza.. Estos tres tipos de desgaste de tubería de revestimiento son factores de desgastes dados para destacar su severidad: Mecanismo de Desgaste Escombros Producidos Factor de Desgaste Adhesivo Recortes 400-1800 Abrasivo – Con Maquinaria Escamas 20-50 –Abrasivo - Molienda Polvo 0.1 - 10 6.1 Predicción de Desgaste de la Tubería de Revestimiento Los mecanismos de desgaste de tubería de revestimiento pueden ser identificados antes de comenzar un pozo y es el control de los mecanismos el que disminuye la cantidad de desgaste de la tubería de revestimiento. 6.1.1 Presión de Contacto y Carga Inicialmente esto es bastante alto debido a la pequeña área resultando en altas presiones y una gran cantidad de desgaste. A medida que el desgaste continúe, dejara expuesta un área de mayor superficie que ayudara a distribuir y reducir la presión de desgaste. No obstante, las patas de perro y las secciones de incremento y disminución, merecen especial atención. La mayoría de las compañías coloca límites aceptables de fuerza de paredes laterales, como lo son 22000 para sistemas de lodo con base agua y 2500 para sistemas de lodo con base aceite. 6.1.2 Diseño de Pozo Anticipe y considere escenarios de “que pasaría si…”. Por ejemplo, probabilidad de perforación adicional, atrapamiento de tubería y operaciones de pesca. 6.1.3 Patas de Perro Las patas de perro son ineludibles en muchos de los pozos, y cuando se diseña un pozo es importante entender su efecto en el desgaste de tubería de revestimiento. Mientras se perfora las patas de perro, es importante mantener los parámetros de perforación lo mas constantes posibles, para controlar la severidad de las patas de perro. Alisar el perfil de las patas de perro, también puede tener un impacto en la reducción de desgaste y es altamente recomendable. Implementar una inducción profunda, disminuirá la cantidad de fuerzas laterales de pared ejercidas en la tubería de revestimiento. 6.2 Control de Desgaste de Tubería de Revestimiento Ciertas áreas han sido identificadas y que requieren ser consideradas durante la planificación de pozo para minimizar el desgaste de tubería de revestimiento. En el campo se puede correr un registro MFCT antes y después de que el desgaste predicho, mida la extensión del daño.

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6.2.1 Material de la Tubería de Revestimiento No se puede asumir que mientras mas alta sea la fuerza para resistir colapso y ruptura, mayor será la resistencia al desgaste. Los materiales deben ser observados de cerca en caso de que un desgaste de tubería de revestimiento significante, sea de esperarse.. 6.2.2 Bujes, Combinaciones, Centralizadores y Cementación La inspección regular de los bujes es importante basado únicamente en la cantidad de veces que han estado expuestos a juntas viajando hacia adentro y hacia fuera del agujero. Cuando se realiza una combinación entre dos diferentes pesos y grados de tubería de revestimiento, esta sección necesita ser soportada debido a la diferente inflexibilidad de las dos secciones. El soporte puede venir, ya sea del cemento o centralización adecuada, de otra manera ser podría desarrollar una pata de perro local. La pared interna de la combinación es doblada y experimentara desgaste de las juntas de la tubería de perforación, el doblez deberá ser sostenido, lo más posible. Es prudente localizar el tope planificado del cemento, lejos de una zona de altas fuerzas laterales de pared, debido a que es posible que se desarrolle una pata de perro local, inmediatamente por encima de la tubería cementada. Los centralizadores deberán colocarse través del cuerpo de la tubería, en vez de colocarlos en los coples. El alejamiento adicional provisto por los centralizadores podría resultar en una pata de perro local, estableciéndose por encima de los coples. 6.2.3 Banda Dura de Tubería de Perforación Hoy en día la vasta mayoría de las bandas durazno “una aleación resistente al desgaste”. Tales como Armador M y Arnco 200 XT, las cuales exhiben una dureza uniforme de superficie en vez de necesitar carburo de tungsteno. No obstante aun es importante revisar lo que se esta recibiendo, para así asegurarse de que sea “amigable al uso”. 6.2.4 Protectores de la Tubería de Perforación Estos son colocados en el cuerpo de la tubería de perforación, a unos cuantos pies por encima de la junta para proveer espacio entre la junta y la tubería de revestimiento. Ellos son un elastómero y son fabricados para ser ½” más largos que el OD de la junta. Durante su uso requieren calibramiento regular por desgaste y su subsiguiente renovación. Una alternativa es la de agregar substitutos rotantes de casquillo dentro de la sarta de perforación. 6.2.5 Tipos de Lodo Lodos Base Agua Desgaste adhesivo severo con fricción. Causado por la falta de barreras sólidas en el lodo. Lodos Base Aceite Fricción reducida. Potencial para desgaste de la tubería de revestimiento dependiendo del bandeo duro de la tubería de perforación y las presiones de contacto de paredes laterales. Lodos Sin Peso/Pesados Incorporar el material de peso, proveerá sólidos al sistema de lodo, que actuara como una material particular entre la junta y la tubería de revestimiento, proveyendo una capa entre las superficies rodantes. El tamaño y la dureza de las partículas son relevantes; una partícula grande proveerá mejor espaciamiento y un material más suave, se desempeñará mejor. Por ejemplo la baritina se desempeña mejor que las adiciones de hematina y cuarzo.

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Arena/Sedimento Las partículas de arena son demasiado grandes para “rodar en el espacio entre la junta y la tubería de revestimiento. Sistemas sin peso experimentan tanto desgaste adhesivo, que hacen que la influencia abrasiva de la arena, pase inadvertida. En sistemas con peso, el efecto de arena pasa una vez más, inadvertido, debido al efecto diluidor del producto de peso. Lubricantes Su efecto depende de las condiciones de superficie de la tubería de revestimiento/junta y las cantidades de solidos en el sistema. Los lubricantes producen una película que yace sobre la tubería de revestimiento y la junta, proveyendo una superficie de baja resistencia. Sin embargo el contenido de solidos penetrara la película de manera de prevenir cualquier contacto película/película, rindiendo el lubricante de manera inefectiva. En caso de lubricantes sean incluidos, el control de solidos pasara a ser de alta prioridad. 7.0 SELECCION DE MATERIALES Dos tipos de servicio necesitan ser considerados: • Sartas expuestas a salmueras y lodos • Sartas expuestas a fluidos de reservorio 7.1 Sartas Expuestas a Salmueras y Lodos El material de la tubería de revestimiento es comúnmente compuesto de carbono o aceros bajos en aleación; existe un gran rango disponible, como es mostrado en API 5CT. Dependiendo de la localización geográfica, el comprador podría tener acceso a tuberías estándar no-API, que claman tener un mejor desempeño. Cuando se trata con salmueras de completación y lodos de perforación, la resistencia a la corrosión muchas veces no es crítica para el diseño. Sin embargo si se anticipa exposición al sulfuro de hidrogeno, deberán ser seleccionadas, las tuberías de revestimiento que son fabricadas para servicios ácidos. Los grado de acero controlados de API para pozos ácidos de alta presión, pueden llevar a diseños de paredes de tubería de revestimiento, muy pesadas. Existe un creciente interés por utilizar grados especializados de alta resistencia de vendedores no-API. 7.2 Sartas Expuestas a Fluidos de Reservorio Esta sección se ocupa principalmente de la tubería de producción, sin embargo tuberías de revestimiento de producción/”liners”, necesitan ser considerados para una posible exposición, debido a fuga/filtración o falla de la tubería. Una guía a grandes rasgos para material requerido, basado en presiones parciales de bióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno, en la fase de gas: 1. CO2 < 3 psia y H2S < 0.05 psia 2. CO2 < 3 psia y H2S > 0.05 psia 3. CO2 > 3 psia y H2S < 0.05 psia 4. CO2 > 3 psia y H2S > 0.05 psia Para determinar la presión parcial en la fase de gas, multiplique la fracción de mole por la presión de fondo. Por ejemplo: 10,000 psi presión de fondo con 50 ppm H2S = 0.5 psia (50 / 1,000,000 x 10,000)

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10,000 psi presión de fondo con 3% CO2 = 300 psia (3 / 100 x 10,000) 1. CO2 < 3 psia y H2S < 0.05 psia Aceros carbonos o con bajo contenido de impureza. Si los aceros carbonos son seleccionados, se debe dar una rigurosa mirada a su vida de servicio y se requerirá potencial de corrosión. 2. CO2 < 3 psia y H2S > 0.05 psia Aceros carbonos o con bajo contenido de aleación. Sin embargo los materiales requeridos necesitan estar en concordancia con los estándares de. NACE MR0175-G91. Los grados que son para servicios ácidos, se pueden encontrar en API 5CT y NACE MR-0175-91. 3. CO2 > 3 psia y H2S < 0.05 psia No es recomendado utilizar aceros carbonos o aceros con bajo contenido de aleación, ya que tendrán resistencia de corrosión insuficiente. Inhibidores y tubería cubierta con plástico, es una opción, sin embargo el trabajo comienza a complicarse un poquito. Un material que ha sido probado en el campo son las tuberías con 13% de cromo. A pesar de que existen un número de limitaciones, por encima del grado C-95, el material se vuelve quebradizo cuando esta en formaciones acidas y por encima de 125 C, existe un riesgo incrementado de corrosión diseminada o corrosión general. Si el grado o temperatura esta afectando el diseño, entonces se requerirá una tubería mas exótica como por ejemplo una tubería de acero inoxidable duplex. 4. CO2 > 3 psia y H2S > 0.05 psia. Este ambiente es indicativo de un pozo corrosivo y un pozo acido. Para el diseño son necesarias las aleaciones resistentes a la corrosión y metales resistentes a los esfuerzos de quiebre, cloruros/sulfuros. Tuberías de acero con 13% de cromo, no son adecuadas, pero se pueden tomar en consideración las que contienen 22% o 25% de cromo, pero con una presión parcial de H2S sobre 1.5 psia, se debe utilizar acero inoxidable austentico. La mayor cantidad de información sobre las condiciones de operación, es necesaria para completar la selección final. Tal como: • Tiempo de vida del diseño • Tipos de fluido • Presiones parciales de CO2 y H2S • Presiones operativas y de diseño • Temperatura operativa • Velocidad de flujo/régimen • Posibilidad de producción de arena • Química del agua • Existen cambios probables durante la vida del campo/tuberías? • Es el levantamiento de gas, probable? 7.3 Consideraciones para las Aleaciones Resistentes a la corrosión 7.3.1 Cloruros y Bromuros Niveles altos e inesperados para el diseño de tubería de revestimiento, probablemente causen corrosión diseminada y quiebre de esfuerzo de cloruro. Un incremento de temperatura, aumentara este factor. Tal vez sea necesario restringir los niveles de la temperatura y/o cloruro/bromuro, para completar el diseño. 7.3.2 Propiedades Mecánicas

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Propiedades de Tensión La fuerza de resistencia puede ser cualquier cosa hasta 10 % menos en dirección transversal con materiales que dependen, por su fuerza, de trabajo en frío. En caso de que se requiera una aplicación especifica, entonces el monto exacto por el cual es reducido, necesita ser determinado. Las fuerzas de resistencia que son citadas en los manuales para una temperatura ambiental, y por lo tanto para cualquier incremento en la temperatura, una disminución en la fuerza de resistencia, ocurrirá. Esto es particularmente importante cuando se seleccionan aleaciones resistentes a la corrosión y la cantidad de reducción para la temperatura diseñada, necesitara ser conocida.. El grado más alto recomendado cuando se utilice duplex y aceros austénticos con alto contenido de aleación, es de 125k psi. En este grado o sobre este, existe la posibilidad de que haya una reducción en la resistencia a la corrosión. Dureza Esto varia con temperatura y las tuberías pueden ser dúctiles o quebradizas. Se debe evitar el comportamiento quebradizo, ya que esto puede ser responsable por fallas repentinas. Una medida de control que puede ser utilizada es la Prueba de Impacto Charpy (“Charpy Impact Test”), la cual es relativamente económica. Erosión - corrosión La velocidad del fluido puede hacer avanzar la corrosión de tubería y el diseño del sistema necesita quedarse por debajo de la velocidad crítica. La velocidad critica, variara naturalmente, entre las distintas aleaciones. 7.4 Mecanismo de corrosión Bióxido de Carbono El bióxido de carbono se combina con agua para formar acido carbónico y atacara los aceros carbonos en donde la capa de hierro carbonate se encuentra faltante, y por lo tanto la corrosión localizada, se desarrolla. La cantidad de corrosión es controlada por cierto número de factores incluyendo presión parcial CO2, pH, temperatura, velocidad del fluido y otros químicos. Sulfuro de Hidrogeno Las fuentes incluyen: Fluidos de Pozo Actividad Bacterial Trastorno de productos de otros aditivos químicos El sulfuro de hidrogeno se disuelve en el agua y puede formar una capa de protección de escamas de sulfuro de hierro. La corrosión ocurre en donde la escama no esta presente. El hidrogeno derivado natural de la corrosión de agua y las moléculas de hidrogeno son muy grandes para esparcirse dentro del metal. En la presencia de sulfuro de hidrogeno los átomos de hidrogeno son prevenidos de combinarse dentro de las moléculas, dejando a los átomos esparcirse dentro del metal. Los átomos de hidrogeno tienden a concentrarse en áreas que ya se encuentran bajo esfuerzo. Su acumulación incrementa los niveles de esfuerzo y reduce la fuerza del material. Las áreas bajo esfuerzo se esfuerzan aun mas, resultando en la quiebre, el cual puede ocurrir rápidamente. Oxigeno

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El oxigeno disuelto ataca el hierro convirtiéndolo en oxido y/o hidróxido. El grado de corrección es controlado por medio de la habilidad del oxigeno de difundirse a este área para soportar el proceso de corrosión. Esto puede ser un problema cuando se utilizan un lodo de perforación con base agua y en un sistema de inyección de agua. Basureros son adicionados al lodo y desgasadores o unidades de prevención son asociados con inyección de agua. Iones de Halita Causa corrosión diseminada localizada y/o corrosión de hendidura en material utilizado para equipos de fondo. Los iones de halita también son responsables de causar esfuerzos de corrosión de quiebre, , en particular en materiales tales como acero austentico. El quiebre ocurrirá normalmente, sobre los 50oC y el resultado es falla quebradiza de pozo por debajo de las fuerzas de resistencia materiales. Erosión - corrosión El daño es incrementado debido a la velocidad del paso de un fluido. Los limites de velocidad para minimizar este tipo de erosión, están relacionados a API RP 14E. Corrosión Galvanica La corrosión que aparece cuando dos metales son emparejados en un ambiente erosivo. Un metal actuara como un ánodo y corroe mas rápido, el otro como cátodo. Los controles en este tipo de erosión son la conductividad del medio corrosivo, el área de superficie de los dos metales y la diferencia en potencial equilibrio de los dos metales. Corrosión Localizada Corrosión diseminada en donde ciertas áreas del metal actúan como un ánodo. El proceso es realzado por medio de oxigeno disuelto y se encuentra fuertemente influenciado por temperatura. La corrosión diseminada es particularmente dañina, ya que es más penetrante que la corrosión general. La corrosión de hendidura es localizada y confinada a un espacio entre dos materiales. Dentro de este espacio el ambiente puede ser bastante diferente al del exterior, realzando el proceso de corrosión. Temperaturas elevadas son conductivas a este proceso. 8.0 PREDICCION DE LA PRESION DE LOS POROS Y DEL GRADIENTE DE FRACTURA 8.1 Predicción de Presión de Poros La presión de los poros puede ser predicha antes, durante y después de perforar, aplicando varios métodos, algunos directamente y otros indirectamente o por correlación. El “antes de la perforación” es importante como base del diseño del programa de perforación. El “durante la perforación”, servirá para confirmar el diseño, mientras que la determinación “después de la perforación”, proveerá la data para futuros diseños de pozos en el área, dando como resultado un mayor nivel de confianza. Estimación antes de la perforación: Correlación de litología – conocimiento sobre formaciones anormalmente presionadas puede ser aplicado a acontecimientos de la misma litología, si es predicho a lo largo de la senda propuesta del pozo.

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Sísmica de poca profundidad (lugares brillantes) – utilizados para detector gas poco profundo y puede inferior características del lecho marino, por ejemplo, firmeza para auto-elevación. Correlación sísmica de profundidad – utilizada para identificar estructuras Salinas y predecir profundidades de rocas, cuyas firmas fueron determinadas en pozos desviados anteriores. Ploteos sísmicos de intervalos de velocidad – si un punto de disparo corresponde con la localización del pozo, puede ser utilizado como un registro sónico. Durante la perforación: Corregido d exponente dc – en zonas sobrepresionadas, las tendencias de compactación son reducidas y las formaciones son más porosas/permeables que lo esperado. Por lo tanto las velocidades de perforación se incrementan, debido a que existe menor resistencia (menos fuerza de fricción hacia abajo creada por los recortes de perforación). Data de MWD – similarmente y como las tendencias de compactación, disminuyen en zonas sobrepresionadas. EL MWD identificara porosidades más altas que las predichas en una tendencia normal. Influjos o Manifestaciones – indican que la presión de los poros es mayor que la hidrostática. Pruebas de formación – mide directamente la presión de los poros Cambios en las indicaciones de la presión de los poros: Lodo de gas cortado-indica incremento de presión en los poros Cambios de temperatura en la linea de flujo. Cambios en la velocidad de perforación Cambios de cloruro – se incrementa a medida que se incrementa la presión en los poros (influjos de agua de formación). Torsión y arrastre – disminuye a medida que se incrementa la presión en los poros. Volumen, forma y tamaño de los recortes – incremento en la resistencia de presión de los poros “derrumbes de presión”, en cantidades en incremento. Estimación después de la perforación: Registros de pozo-cualquier registro que permita la determinación de porosidad y resistividad, por ejemplo registro sónico, de densidad. Las lecturas deberán ser tomadas en lutitas y evitar deslaves. Una vez mas las desviaciones de líneas de tendencia de formaciones normalmente presionadas, indicaran la existencia de una zona anormalmente presionada. Evaluaciones o surveys de presión de fondo. Nota 1. Las líneas de tendencia y la correlación de presión pueden variar de área en área e inclusive con formaciones de diferente edad geológica dentro de la misma columna litológica. 2. El análisis asume propiedades consistentes de lutitas, lo cual no es probable. 3. En áreas de roca dura (secuencias de carbonato), las tendencias de compactación son interrumpidas, debido a que los carbonatos no compactan de la misma manera que las arcillas. 8.2 Predicción del Gradiente de Fractura Las predicciones de gradiente de fractura es ahora y en su mayor parte, basado en el trabajo realizado por Hubbert y Willis, en 1957. Esta predicción basada en trabajo de presión de fractura para fracturas verticales basadas en una relación entre el gradiente de presión con sobre peso, gradiente de presión de poros y el coeficiente de esfuerzo de matriz (proporción de esfuerzo horizontal hasta vertical). Ellos asumieron que la presión de fractura era igual a la presión de los poros más el componente horizontal del esfuerzo vertical en la roca. Hoy en día los trabajadores han desarrollado esta relación básica en formas más usuales. Mathews y Kelly 1967: F = P/D + Ki(σ/D)

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Donde F = gradiente de fractura, psi/pies P = presión de poros de formación, psi σ = esfuerzo matriz en el punto de interés, psi D = profundidad en el punto de interés, pies tvd Ki = coeficiente del esfuerzo matriz, sin unidades Eaton 1976: F = ((S/D – Pf/D).(y/(1-y)) + (Pf/D) Donde Pf = presión de formación, psi D = profundidad en el punto de interés, pies tvd S = gradiente de sobrepeso, psi Y = relación de Poisson (esfuerzo cortante/esfuerzo axial) Información de pozos desviados producir información de pruebas de filtración que puede ser ploteada contra la profundidad vertical y la litología y correlacionarlo contra el plan de proposición de pozo, para producir puntos de referencia adicionales de gradiente de fractura.

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SECCIÓN 8 CEMENTACIÓN Contenido 1.0 Objetivos

1.1 Cementación Primaria 1.2 Cementación Secundaria o Remedial

2.0 Planificación 3.0 Problemas Comunes de Cementación 4.0 Tipos de Cemento 5.0 Propiedades del Cemento

5.1 Rendimiento 5.2 Densidad de la Lechada 5.3 Agua de Mezcla 5.4 Tiempo de Fraguado (Bombeo) 5.5 Fuerza de Compresión 5.6 Perdida de Agua 5.7 Permeabilidad

6.0 Aditivos del Cemento 6.1 Aceleradores 6.2 Retardadores 6.3 Reducción de densidad 6.4 Incremento de densidad 6.5 Aditivo para Control de Filtrado 6.6 Dispersantes (Reducción de Fricción)

7.0 Prueba de Cemento 7.1 Fuerza de Compresión 7.2 Contenido de Agua 7.3 Tiempo de Fraguado 7.4 Densidad de la Lechada 7.5 Perdida de Agua o Filtrado 7.6 Permeabilidad 7.7 Reología

8.0 Espaciadores 8.1 Características de los espaciadores

9.0 Equipo 9.1 Zapata de Revestimiento 9.2 Cuello Flotador 9.3 Centralizadores 9.4 Raspadores 9.5 Cabezales de Cemento 9.6 Tapones de Cemento

10.0 Practicas de Cementación

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10.1 Cementación Primaria 10.2 Cementación por Etapas 10.3 Cementación con Tubería Interna 10.4 Cementación con “Liner” 10.5 Cementación Forzada

10.5.1 Forzada con Alta Presión 10.5.2 Forzada con Baja Presión 10.5.3 Forzada Continua 10.5.4 Forzada con Estáticos 10.5.5 Forzada con Preventores 10.5.6 Forzada con Empacadores

10.6 Tapones de Cemento 10.6.1 Posicionamiento del Tapón

11.0 Evaluación de Trabajo de Cemento 12.0 Cálculos de Cementación

12.1 Ejemplo 12.2 Ecuaciones y Conversiones útiles

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1.0 OBJETIVOS 1.1 Cementación Primaria • Aislamiento de la Zapata de Revestimiento. • Aislamiento de las Zonas de Producción – previene flujo cruzado entre los intervalos a diferentes presiones. • Protección de zonas acuíferas – previene la contaminación de fluido de perforación de los acuíferos. • Aislamiento de Intervalo Problema – perdidas extremas, control de pozos, entrada por ventana. • Protección de Tubería de Revestimiento – de fluidos corrosivos de formación, es decir H2S, CO2. • Soporte de la Tubería de Revestimiento – es decir soporte para el conductor. 1.2 Cementación Secundaria o Remedial Cementación adicional realizada en una fase posterior, es decir sellado de perforaciones, cementación de anillos en conductor, reparación de fugas en la tubería de revestimiento, forzar zapata de revestimiento, colocar tapones, etc. 2.0 PLANIFICACION La planificación para un trabajo de cemento consiste en evaluar cierta cantidad de características, incluyendo: • Avalúo de condiciones del agujero abierto (limpieza de agujero, tamaño, desgastes del agujero, temperatura). • Propiedades del lodo • Diseño de Lechada • Posicionamiento de la Lechada • Equipo Adicional (equipo de flotación, centralizadores, ECP’s) 3.0 PROBLEMAS COMUNES DE CEMENTACION Problemas comunes que afectan todos los trabajos de cemento incluyen: • Condición pobre del agujero (patas de perro, estabilidad del agujero descubierto, desgastes, llenado del agujero, cama de recortes, etc.) • Condición pobre del lodo (altas fuerzas de gel y punto de resistencia, alta perdida de fluido o filtración, enjarre grueso, alto contenido de sólidos, perdida de material de circulación, incompatibilidad de lodo/cemento). • Centralización pobre (el cemento no se coloca uniformemente alrededor de la tubería de revestimiento, dejando lodo en el sitio). • Perdida de Circulación • Presión Anormal • Presión Subnormal • Presión Alta 4.0 TIPOS DE CEMENTO La API define 9 diferentes clases de cemento (de A a H) dependiendo de la proporción de los cuatro componentes químicos fundamentales (C3, C2S, C3A, C4AF siendo C = calcio, S = silicato, A = aluminato y F = fluoruro).

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Clases API Agua de Mezcla gal / sx

Lechada wt. ppg

Profundidad en pies

BHST °F

A (Portland) 5.2 15.6 0-6000 80-170 B (Portland) 5.2 15.6 0-6000 80-170 C (Alta Temprana) 6.3 14.8 0-6000 80-170 D (Retardada) 4.3 16.4 6000-10000 170-230 E (Retardada) 4.3 16.4 6000-10000 170-230 F (Retardada) 4.3 16.4 10000-16000 230-320 G (California Básico) 5.0 15.8 0-8000 80-200 H (”Gulf Coast” Básico) 4.3 16.4 0-8000 80-200 Notas Clase A y B – Uso en poca profundidad. Composición 50% C3S, 25% C2S, 10% C3A, 10% C4AF Clase C – Produce alta resistencia temprana debido al alto contenido de C3S Clase D, E y F – Cementos retardados debido a molienda gruesa o inclusión de retardadores orgánicos (lingosulfanatos) Clase G y H – Para uso general, compatible con la mayoría de los aditivos y puede ser utilizado en un vasto rango de temperaturas y presiones. H es mas grueso - mejor retraso en pozos mas profundos. Clase G es el tipo de cemento comúnmente utilizado. Otras variantes comunes del cemento, bajo las especificaciones de API, incluyen: Mezcla Pozolan de cemento – 50% Portland, 50% Pozolan (ceniza volcánica de fondo) y 2% Bentonita Cal de cemento – Mezcla de cemento Portland y cal. Utilizado para trabajos remediales. Diesel de cemento – "Forzada Gunk”. Mezcla de cemento básico con base aceite utilizado para sellar zonas de perdida. Se asentara en caso de haber presencia de agua. Polvo de Sílice – a temperaturas superiores a los 230°F, el cemento primero se reforzara y después se debilitara debido a la subsiguiente formación de Silicato de Calcio Hidratado (C2SH). Al adicionar 30-40% de polvo de sílice al cemento, se forma CSH en preferencia al C2SH extendiendo de esta manera la velocidad de temperatura de la mezcla. 5.0 PROPIEDADES DEL CEMENTO 5.1 Rendimiento El rendimiento del cemento en pies cúbicos por saco, es el volumen que será ocupado por el cemento, el agua de mezcla y los aditivos una vez que la lechada este mezclada. Esto variara dependiendo de la clase de cemento. 5.2 Densidad de la Lechada Una mezcla estándar que comprenda 5 galones de agua y 94 libras (1 saco) de cemento, creara una lechada con una densidad de 15.8 ppg. La densidad de la lechada es ajustada variando, ya sea la proporción del agua de mezcla o el uso de aditivos. La mayoría de las densidades de lechada se encuentran en un rango 11-18.5 ppg. Los aditivos para ajustar la densidad incluyen: Materiales reductores de densidad • Bentonita (SG 2.65) – reduce una lechada de 15.8 ppg a 12.6 ppg con 12% de bentonita

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• Diatomeas • Gilsonita (SG 1.07) • Puzol (SG 2.5) – una mezcla 50:50 con 2% de bentonita creara una lechada de 13.3 ppg Materiales incrementadores de densidad • Baritina (SG 4.25) • Ilmenita (SG 4.6) • Hematites (SG 5.02) 5.3 Agua de Mezcla Las proporciones de agua de mezcla detalladas anteriormente, dependen de: • La necesidad de una lechada bombeable. • Un monto mínimo de aguas libres en caso de permitir que se quede/asiente. Reducir la proporción de agua de mezcla tiene el siguiente efecto: • Causa un incremento en la densidad, fuerza de compresión y viscosidad de la lechada • La lechada se hace más difícil de bombear • Se construye menos volumen de lechada por saco de cemento utilizado, es decir, baja la resistencia. Durante una operación de cementación típica una lechada de llenado o relleno y lechada principal o de amarre son muchas veces utilizados. La diferencia entre estas es debido a la reducción en la cantidad de agua de mezcla siendo usada. Un incremento en contenido de agua para la lechada de amarre, va a permitir tiempos de bombeo y tiempo de asentamiento mas largo pero resulta en una fuerza de compresión menor y en agua libre adicional. El agua libre puede volver a ser utilizada con adicionando bentonita en la lechada para ligar el agua libre. 5.4 Tiempo de Fraguado (Capacidad de Bombeo) El tiempo de fraguado es el tiempo disponible para la mezcla de una lechada, bombeada y desplazada dentro del anular antes de que comience a fraguar y a asentarse. Este tiempo va a depender de los aditivos utilizados (retardadores para incrementar el tiempo y aceleradores para reducir el tiempo) y las condiciones dentro del agujero descubierto (un incremento en la temperatura, presión y perdida de fluido o filtración va a reducir el tiempo de fraguado). El tiempo de fraguado es determinado durante las pruebas de laboratorio. El tiempo para alcanzar 100 Unidades Bearden (Bc) es registrado como el tiempo de fraguado. La capacidad de bombeo normalmente cesara alrededor de 70 Bc. 5.5 Fuerza de Compresión Una fuerza de compresión de aproximadamente un mínimo de 500psi, incluyendo el factor de seguridad, se hace necesaria para apoyar la sarta de revestimiento y soportar diferentes presiones antes de continuar perforando. Para tuberías de revestimiento o sartas de “liner” una fuerza de compresión de aproximadamente 2000 psi es muchas veces requerida para perforar. El periodo de “Esperar por Cemento” (WOC), permite a la fuerza del cemento a desarrollarse por completo. El periodo de tiempo depende de la temperatura, presión, proporción de agua de mezcla y del tiempo transcurrido desde el mezclado, en el agujero descubierto. Aceleradores (es decir CaCI2) puede reducir el tiempo de WOC hasta menos de 3 horas. 5.6 Perdida de Agua El proceso de asentamiento del cemento es el resultado de una reacción química que resulta en deshidratación. De modo que es importante que cualquier pérdida de agua sea controlada hasta que el cemento sea colocado para asegurar que se mantenga bombeable. La cantidad aceptable de perdida de agua dependerá del tipo de trabajo que se esta realizando.

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Trabajo Forzado – esto requerirá una perdida de agua controlada (usualmente 50-200mls) para así permitir a la lechada de cementación el ser bombeada a las formaciones antes de que se cree un enjarre significante e impermeable. Cementación Primaria – la pérdida de agua es menos crítica y estará usualmente en el orden de los 25-400mls. Trabajo con “Liner” – perdida de fluidos o filtración alrededor de los 50mls. Hueco Horizontal – pérdida de fluidos o filtración menor a 50mls. 5.7 Permeabilidad Una vez asentado el cemento tiene una permeabilidad menor a 0.1 milidarcy (las piedras areniscas compactas tiene alrededor de 1-10 millidarcies). Disturbios durante el asentamiento, es decir, colado del gas o prueba de presión, puede incrementarse por varias ordenes de magnitud. 6.0 ADITIVOS DEL CEMENTO La mayoría de las lechadas de cementación contendrán algunos aditivos para mejorar las propiedades individuales, dependiendo del trabajo. Los aditivos podrían ser requeridos para: • Variar la densidad de la lechada • Cambiar la fuerza de compresión • Acelerar o retardar el tiempo de asentamiento • Controlar la filtración y la pérdida de fluido • Reducir la viscosidad de la lechada Los aditivos podrían ser secos/granulares o líquidos o podrían estar mezclados con el cemento. Las cantidades de aditivos secos normalmente son expresados en términos de porcentaje por peso de cemento (% BWOC). Los aditivos líquidos normalmente son expresados en términos de volumen por peso de cemento (gal/sx)

Tipo de Aditivo Ejemplo Producto Típico de Schlumberger

Acelerador CaCl2 NaCl

S1 D44

Retardador Calcio Lingosulfanato CMHEC Solución Salina Saturada

D13, D81 D8, D120

Incremento de densidad Baritina Hematites

D31 D76

Disminución de densidad Bentonita Diatomeas Pozolan

D20 D56 D61

Reductor de fricción Polímeros Calcio Lingosulfanato

Perdida de fluido Polímeros Orgánicos CMHEC

Flac D59, Flac D60 D8

6.1 Aceleradores Reduce el tiempo de WOC (tiempo para alcanzar 500 psi de fuerza de compresión Usado en pozos poco profundos (someros) con bajas temperaturas. Aditivos comunes: Cloruro de Calcio 1.5 – 2.0% Cloruro de Sodio 2.0 – 2.5% Agua de Mar

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Estos actuaran con retardadores en concentraciones más altas. 6.2 Retardadores Utilizado en secciones más profundas en donde las altas temperaturas promueven un asentamiento más rápido. Si el BHT estático es mayor de alrededor de 260F, el efecto del retardador debería ser medido por una prueba piloto. Calcio Lingosulfanato 0.1 – 1.5% Solución Salina Saturada 6.3 Reducción de Densidad Utilizado para reducir el peso de la lechada en donde exista una preocupación por exceder la inclinación de la fractura. También reduce la fuerza de compresión e incrementa el tiempo de fraguado. Permite mayor uso de agua de mezcla (crea un mayor volumen de lechada – y por lo tanto son denominados “prolongadores” 2-20% de Bentonita prehidratada, reduce la fuerza compresiva y la resistencia del sulfato. Mezcla 50:50 de Pozolan con cemento Portland reduce en fuerza compresiva e incrementa en resistencia de sulfato. Diatomeas 10-40% 6.4 Incremento de Densidad Utilizado cuando se cementas en zonas sobre-presurizadas. Baritina BaSO4. Utilizado para densidades de hasta 18ppg Hematites Fe2O3 Densidades de hasta 22ppg Arena Clasificada 40 – 60 malla. Da un incremento de densidad de 2ppg 6.5 Aditivo para Control de Filtrado Utilizado para prevenir la deshidratación de la lechada y fraguado prematuro. También reduce el contenido de agua libre. Celulosa CMHEC 0.3 – 1% 6.6 Dispersantes (Reducción de Fricción) Adicionado para mejorar las propiedades de flujo. Reduce la viscosidad permitiendo alcanzar flujo turbulento a una presión circulante menor – menor riesgo de incurrir en perdidas o filtrados. Polímeros 0.3 – 0.5lbs/sx de cemento Sal 1 – 16lbs/sx de cemento Calcio Lingosulfanato 0.5 – 1.5lbs/sx 7.0 PRUEBA DE CEMENTO Las recetas de cemento deben ser probadas en concordancia con las 10 especificaciones API. Inicialmente, se diseñará una formulación que se adapte el trabajo de cemento propuesto, es decir, una lechada de agujero de superficie (conductor) diferiría de una receta con “leer” en términos de sus requisitos de perdida de agua o filtrado, tiempo de asentamiento, etc. Una muestra mezclada fresca, que incluya cemento, agua de mezcla y químicos del equipo de perforación, será entonces probada en el laboratorio ANTES de que el trabajo en si se realice para asegurar que no existan problemas de contaminación. Puesto que el trabajo de prueba requiere un mínimo de 24 horas para completarse, es importante que las muestras frescas sean despachadas al laboratorio desde el equipo de perforación, lo antes posible. 7.1 Fuerza de Compresión

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Esto solía ser la presión no-confinada requerida para aplastar un cubo de cemento de 2”. Se realizaran una serie de cubos de cemento utilizando moldes y permitiendo el asentamiento. Periódicamente, uno de los cubos será sustraído y probada su destrucción. Una prueba mas reciente incluye el uso de ondas acústicas y ultrasónicas. El Analizador Ultrasónico de Cemento (UCA) continuamente monitorea el desarrollo de la fuerza de una muestra de cemento asentado bajo condiciones simuladas de temperatura y presión dentro del pozo. Una impresión de la grafica plasma la historia de asentamiento. 7.2 Contenido de Agua Idealmente, una lechada de cementación debería tener una viscosidad (consistencia) que le permita desplazar lodo de manera eficiente mientras que permite que se forme una fuerte unificación entre el cemento y la tubería de revestimiento. Esto significa que la lechada debe ser asentada sin que se forme ningún agua libre. Agua libre es agua que es forzada fuera del cemento que se asienta, creando bolsas o una capa superficial encima del cemento. Cantidad Máxima de Agua – proveerá un volumen de asentamiento con máximo de 1.5% de agua libre. El agua libre es determinada al permitir a una muestra de lechada recién mezclada (20 minutos) descansar en un cilindro medido. Cantidad Normal de Agua – proveerá una lechada con una consistencia de 11 Bc’s (Unidades Beardon – unidades de consistencia) después de 20 minutos de mezclado. Cantidad Mínima de Agua – proveerá una lechada con una consistencia de 30 Bc’s después de 20 minutos de mezclado. Nota: Las pruebas de cemento utilizan unidades Beardon para medir la viscosidad, porque estas están basadas en torque y arrastre. 7.3 Tiempo de Fraguado Esto es medido utilizando un probador de tiempo de fraguado de alta presión/alta temperatura (consistometro). Comprende un contenedor cilíndrico rotativo de lechada con un remo estacionario, siendo todo el lote encerrado en una cámara de presión. Es capaz de simular condiciones de pozo con BHST’s de hasta 500 F y un exceso de 25,000 psi. El contenedor de la lechada rota a una velocidad estándar hasta que se incremente la temperatura y la presión, a una velocidad determinada El torque creado en el mango del remo, y debido al cemento que se asienta, es medido en un grabador de banda. El limite de bombeo o tiempo de fraguado es alcanzado cuando la consistencia de la lechada alcanza 70-100 Bc’s. 7.4 Densidad de la Lechada Esto es típicamente medido utilizando un balance presurizado. Una muestra de cemento es decantada dentro de la cámara de muestrero y una tapa es atornillada a la misma. Más adelante se puede inyectar más lechada a través de la válvula sin retorno que se encuentra en la tapa, con una bomba de mano. Esto somete a la lechada a suficiente presión para eliminar las burbujas de aire atrapadas. 7.5 Perdida de Agua o Filtrado La prueba de perdida de fluido mide el filtrado generado en un lapso de 30 minutos a través de un filtro de prensa revestido con una malla medida de 325. La prueba puede ser conducida a 100 o 1000 psi y a temperaturas de hasta 400 F y con ya sea mezcla de lechada fresca o una que haya estado en el probador de fraguado por un rato. Sin aditivos, todas las lechadas de cementación puras, tienen una perdida de fluido en exceso de 1000 mls. Con largas cadenetas de polímeros aditivos en concentraciones de 0.6 a 1% por peso de cemento (bwoc), la perdida de fluido puede ser reducida a 50-150 mls.

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7.6 Permeabilidad Puede ser medida utilizando un equipo medidor de permeabilidad, pero por lo general no es parámetro principal en el diseño de la lechada de cementación. 7.7 Reología La reología de cementación es determinada utilizando un reómetro de seis velocidades equipado con la manga de rotor apropiada y el muelle de torsión y “bob”. Después de grabar las lecturas de dial correspondientes a las seis velocidades rotarias preseleccionadas (600, 300, 200, 100, 6 y 3rpm), los diferentes parámetros reológicos pueden ser calculados – valores PV, YP, n y K. 8.0 ESPACIADORES Durante el desplazamiento parte de la lechada se contaminara con lodo residual y enjarre de la operación de la perforación. El efecto de la contaminación alterara las diferentes propiedades del cemento. Los efectos de la contaminación son minimizados al bombear varios espaciadores antes de la lechada principal. Antes de bombear cualquier lechada, usualmente se bombearan una serie de limpiadores/espaciadores, incluyendo silbase aceite (para OBM), limpiadores detergentes, “lodo desperdicio” (para recuperar fluido de perforación valioso) y una pastilla de viscosidad. El propósito de los espaciadores es el de: • Separar físicamente el lodo del cemento – no pueden existir problemas de compatibilidad. • Remover lodo/enjarre de pared del espacio anular – se prefiere un régimen de flujo turbulento. • Dejar mojada la tubería de revestimiento y la formación de agua- sulfatantes • Proveer menos hidrostática de cabeza, es decir, reducir las presiones de bombeo – aceite o agua. 8.1 Características del Espaciador • Características de perdida de control de fluido (reducir las presiones de bombeo). • Se prefiere un régimen de flujo turbulento para generar un desplazamiento y erosión del enjarre de pared, eficiente. • Un mínimo de tiempo de contacto de 10 minutos, es considerado suficiente y determinara el volumen bombeado • Bajo condiciones de flujo laminar, la densidad y presión de fricción del espaciador debería ser mayor que la del fluido desplazado. 9.0 EQUIPO 9.1 Zapata de Revestimiento Correr el fondo de la tubería de revestimiento. Perfil redondeado para asistir la corrida den del agujero. Se le conoce como zapata flotadora cuando es corrida con una válvula de bola. 9.2 Cuello Flotador Usualmente localizado 2 o 3 juntas sobre la Zapata y actúa como un alto para los tapones de cemento. El cuello flotador asegura que habrá cemento sellando las últimas juntas de la tubería de revestimiento cuando cese el bombeo, es decir, cuando el tapón sea “golpeado”. Algunos programas de perforación permiten un desplazamiento adicional hasta un máximo de la mitad de la pista de la zapata, en un intento por corregir un error de eficiencia de bombeo y observar un golpe de tapón.

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Esto también minimiza el volumen de cemento a ser perforado después. El cuello flotador también contiene una válvula de bola, la cual previene que el cemento que se encuentra en el espacio anular fluya de regreso a la tubería de revestimiento, cuando el desplazamiento haya terminado. Una prueba de flujo (o flujo de retorno) es conducida después de bombear, para confirmar el soporte correcto. Cuando se corre la tubería de revestimiento y ya que el flotador prevendrá el flujo de retorno, es usual el tener que llenar periódicamente la tubería de perforación (cada 5 juntas). En caso de que esto no se haga se podría llegar a colapsar la tubería de revestimiento completa. 9.3 Centralizadores Estos son ya sea de tipo de fleje con bisagra o sólidos de tipo espiral o "rígidos" y ambas sirven para centralizar la tubería de revestimiento en el hueco. Ventajas de una tubería centralizada: - Mejora la eficiencia de desplazamiento (excentricidad mínima) - Reduce el riesgo diferencial de atrapamiento - Previene problemas clave de asentamiento - Reduce el arrastre en pozos direccionales

Influencia de empate o remoción de lodo 9.5/8" Tubería de revestimiento en un agujero de 12¼"

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Efectos del Empate o Desplazamiento de Lodo Los centralizadores están amordazados a la tubería de revestimiento utilizando un mecanismo de bisagra o de clavado, mientras que un collar de parado sirve para colocarlos en posición. El espaciado y cantidad de centralizadores depende del ángulo del agujero, peso de la tubería de revestimiento y peso del lodo. Los suplidores pueden proveer un programa óptimo para el uso de los espaciadores, utilizando el criterio recomendado por API. Típicamente los centralizadores se concentrarían en las secciones críticas, de mayor ángulo, la zapata y justo debajo del colgador, mientras que el resto de la tubería de revestimiento los espaciara muy esporádicamente.

9.4 Raspadores Cepillos de acero que pueden ser amordazados a la tubería de revestimiento y aseguradas con collares de parada. Utilizados para remover físicamente el enjarre, lodo gelificado y escombros.

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9.5 Cabezales de Cementación El cabezal de cemento conecta a la línea de descargue de la unidad de cemento hacia la parte superior de la tubería de revestimiento. Para una aplicación completa al agujero, la tubería de revestimiento es corrida de regreso al piso del equipo de perforación y los tapones son cargados a la superficie del cabezal de cementación. El lanzamiento incluye remover el reten y bombear el tapón adentro del hueco. 9.6 Tapones de Cemento Los tapones de cemento son utilizados para separar la lechada de cementación del espaciador o lodo y prevenir la contaminación. En corridas de tubería de revestimiento largas, tapones adicionales son bombeados antes y entre el tren de espaciadores para minimizar la contaminación causada por varios regimenes dentro de diferentes espaciadores y para maximizar su efectividad cuando salgan hacia el espacio anular. Los tapones son normalmente fabricados de goma. Varios aparatos propios son utilizados para "enganchar” los tapones unos a otros para permitir una perforación mas fácil (muchas veces denominado perforable PDC). El tapón de fondo tiene un delgado diafragma en su centro. Después de que aterriza en el collar flotador, el diafragma se ruptura cuando una presión diferencial predeterminada es alcanzada. Normalmente se lanza antes del espaciador o del cemento. El tapón de fondo tiene un centro sólido. 10.0 PRACTICAS DE CEMENTACION 10.1 Cementación Primaria • Asegurarse de que se ha realizado una simulación del trabajo de cementación para establecer velocidades de fluido, mínimas y máximas y ECD’s. • Condicionar el lodo para reducir la reología (YP, gels) antes de la corrida final. • Confirmar que los tapones están correctamente colocados en el cabezal de cementación – fondo (diafragma) tapón por debajo, tope (solido) tapón. • Correr la tubería de revestimiento hasta a unos cuantos pies del fondo. Romper la circulación en caso de ser requerido, durante la corrida. • Circular por lo menos un volumen de la tubería de revestimiento para asegurar que no haya nada que taponee la zapata y para remover cualquier gas que se haya acumulado durante el viaje adentro del agujero. • Bombear espaciadores, soltar el tapón de fondo y bombear la lechada de cementación (de llenado y amarre). • Soltar el tapón de tope, despejar la línea de cementación y comenzar el desplazamiento. • La velocidad de desplazamiento debe ser alterada dependiendo de lo que se encuentre en el espacio anular (lodo, espaciador o cemento). La mayoría de los espaciadores y cementos, requieren de un flujo torrente (de ser posible) para maximizar la remoción de lodo y reducir la contaminación del lodo. • Cuando el tapón de fondo llega al collar flotador, el diafragma se debería romper permitiendo el bombeo continuo. • El volumen de desplazamiento para colocar el tapón de tope, deberá ser calculado con anterioridad. • La velocidad de desplazamiento debería ser reducida cuando el golpe de tapón se este realizando, para prevenir presiones excesivas y cualquier choque al momento que el tapón se colocado.

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• En caso de que el golpe no suceda, es practica común, desplazar hasta la mitad de la pista de la zapata nótese que algunos operadores han adoptado una filosofía de “bombear hasta golpear”). • Todos los retornos de lodo deberían ser monitoreados por perdidas, lo cual podría ser evidencia de la fractura de la formación. • En caso de que se observen perdidas, la velocidad de desplazamiento puede ser ajustada para reducir el ECD, i.e. perdidas de presión en el espacio anular. • El tapón debería ser golpeado con aproximadamente 1000 psi de diferencial, previamente confirmado que el margen de seguridad de ruptura de menos presión de la tubería de revestimiento, no va a ser excedido. • En caso de ser requerido la presión puede ser incrementada en este punto y se puede realizar una prueba de presión de la tubería de revestimiento (es necesario confirmar la presión de todos los componentes antes de realizar la prueba). • La presión deberá ser entonces liberada para confirmar que la válvula flotadora esta funcionando y esta soportando la presión diferencial de fondo debido al pesado cemento en el espacio anular. 10.2 Cementación por Etapas Utilizada en aplicaciones en donde largas secciones de tubería de revestimiento requieren cementación, pero existe preocupación por: • Largos tiempos de bombeo • Altas presiones de bombeo • Presión hidrostática excesiva debido a la columna de cemento – excede la inclinación de fractura. Primera etapa Repetición de la cementación primaria Segunda etapa Esta necesita la inclusión de un collar DV, en la tubería de revestimiento, a una profundidad predeterminada. La primera etapa coloca al cemento en el espacio anular desde fondo arriba hasta el collar DV. Los puertos del collar DV pueden entonces ser abiertos lanzando un dardo especial (bomba) y trasquilando los pines retenidos (1000-1500 psi). La circulación es entonces establecida a través del collar DV. El procedimiento de cementación primaria puede entonces ser repetido, pero sin la reciprocidad de tubería. Más etapas podrían ser incluidas, de ser necesario. 10.3 Cementación con Tubería Interna Accesos de cementación convencional con tubería de revestimiento de gran diámetro, resultaran en: • Grandes volúmenes de desplazamiento • Duración extendida de desplazamiento • Un volumen significativo de cemento permanece en la pista de la zapata. Como una alternativa, la tubería de revestimiento podría ser cementada a través de la tubería o el conducto de perforación. Se utiliza una zapata flotadora especial, la cual permite al conducto de perforación clavarse al proveer un sello hidráulico. La tubería de perforación se corre normalmente, entonces se corre la sarta interna y se clava dentro de la Zapata flotadora. El trabajo de cementación procede igual, pero utilizando tapones de tubería de perforación, mas pequeños. Después del desplazamiento y confirmación de que la zapata flotadora esta conteniendo la presión diferencial, la tubería o conducto puede ser retirada. Se necesita tener cuidado con esta técnica, ya que la posibilidad de que la tubería de revestimiento colapso, se incrementa significativamente.

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10.4 Cementación con “Liner” Una sarta de liner usualmente incluye una Zapata y un collar flotador, junto con una tubería de revestimiento mas larga y un colgador de “liner” (colocado hidráulica o mecánicamente) para asegurar la parte superior. Todo el ensamble es corrido con tubería de perforación y luego se coloca el colgador a unos 300-500 pies dentro de la tubería de revestimiento anterior. Una vez asentado, el lodo es circulado para asegurar una vía de cemento libre de obstrucciones, alrededor del “liner”. Antes de la cementación la herramienta corrida es retraída del colgador del liner para garantizar la remoción posterior de la tubería de perforación. Las recetas de cementación con “liner” usualmente contienen aditivos extras para control de perdida de fluido, retardo, posible bloqueo de gas, etc. Debido a que las proporciones de mezcla son criticas y no existe lechada de relleno, es usualmente mezclado en cargas antes de llevar a cabo el trabajo. Esto garantiza la calidad y densidad del trabajo. Una típica operación de cementación con “liner”, procedería como sigue: • Posicionar el “liner” a la profundidad requerida • Circular fondo arriba – asegurar una reología baja (YP y gels mínimo); rotar el “liner” • Colocar el colgador del “liner” • Soltar una herramienta activadora y quitarle peso a la sarta (10-20Klbs) • Bombear espaciador • Probar con presión las líneas de superficie • Bombear la lechada premezclada • Soltar el tapón • Bombear espaciador • Desplazar cemento fuera del “liner” y hacia el espacio anular – rotar el “liner” de ser posible • Bombear el tapón hacia abajo, suelta el tapón de limpieza del “liner”. • Ambos tapones son bombeados hasta el nivel del “liner” hasta que queden ajustados en el collar de aterrizaje. • Golpear los tapones con 1000 psi • Desfogar la presión y revisar si existe flujo de retorno • Levantar, posicionar la tubería final en el tope del “liner y circular exceso de cemento hacia fuera desde arriba del “liner. 10.5 Cementación Forzada Utilizar presión hidráulica para forzar al cemento adentro del espacio anular o formación. Sus aplicaciones usuales: • Sellar las zonas de producción de gas o agua para mejorar la producción. • Reparar las fallas de la tubería de revestimiento. • Sellar las zonas perdidas • Trabajo remedial en trabajos de cementación primaria, es decir trabajos “top up” • Prevenir migración vertical de fluido de reservorio a la zona de producción • Prevenir el escape de fluidos de las zonas abandonadas Para bombear cemento a la formación, se requerirá una permeabilidad de 500 darcies. Ya que esto normalmente no ocurre, se deberán utilizar varias técnicas para compensar. 10.5.1 Forzada con Alta Presión • Se fractura la formación y el cemento es forzado (se prefieren formaciones densas e impermeables). • Utilizar fluido de fractura libre de sólidos. La creación del enjarre de lodo prevendría la fractura. • Debido a que el sobrepeso generalmente provee el máximo esfuerzo principal (acción vertical), las fracturas iniciadas serian orientadas verticalmente, es decir, apartando la roca horizontalmente contra la dirección del mínimo esfuerzo principal.

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• Una vez que la fractura ha sido realizada, el cemento se localizara contra la zona de fractura y luego bombeado hacia la formación, una vez cerrado el pozo. • La presión de inyección deberá incrementarse gradualmente a medida que el cemento rellena la fractura. 10.5.2 Forzada con Baja Presión • Aquí la presión siempre se mantiene debajo de la presión de fractura • Las perforaciones deberán limpiarse – libre de lodo y otros materiales taponantes. • Una prueba de inyección, utilizando agua, deberá ser conducida primero para confirma la posibilidad de realizar una cementación forzada. • Un acrecentamiento de presión, forzaría al fluido del cemento hacia los poros dejando un enjarre ha ser formado en la superficie, inhibiendo gradualmente el proceso. • Cuando el proceso de inyección termina en una locasión, puede comenzar en un sitio distinto y continuara hasta que un sello impenetrable ha bloqueado todas las zonas de perdida. • Los adictivos de perdida de fluidos son importantes. El uso de cemento puro y por si mismo, resultaría en la deshidratación de la lechada, debido a la alta perdida de fluido del cemento puro. Esto crearía punteo antes de que toda la zona permeable haya podido ser sellada. • Propiedades preferibles de lechada: perdida de fluido 5—200mls; agua: radio de solidos de 0.4 por peso. 10.5.3 Forzada Continua • El cemento es bombeado lenta y continuamente hasta que se obtiene la presión deseada. Utilizado para reparar daños a la tubería de revestimiento. 10.5.4 Forzada con Estáticos • Se detiene el bombeo periódicamente para permitir a la lechada hidratarse y crear el enjarre. Usualmente se bombea en incrementos de 0.25 – 0.5 bbls cada 10-15 minutos 10.5.5 Forzada con Preventores • El cemento es bombeado a través de la tubería de perforación, localizado y forzado después de cerrar los BOP’s. • Debido a que el cemento no puede ser movido al espacio anular, es forzado hacia cualquier zona perdida. • Opción de forzada a baja presión • Es difícil colocar el cemento con exactitud. • No puede ser utilizada para perforaciones selectivas forzadas. • A medida que la tubería de revestimiento es presurizada, restringido por las especificaciones de ruptura. 10.5.6 Forzada con Empacadores • El empacador permite a la forzada de cemento para ser más exacto con el objetivo • Debido a que el espacio anular es sellado, se pueden utilizar presiones más altas (no esta limitado por la ruptura de la tubería de revestimiento). • La profundidad de asentamiento es importante – si el asentamiento se hace a demasiada altura el cemento se contaminara con lodo y exceso de fluido bombeado en la formación, antes que el cemento. Si el asentamiento se hace demasiado bajo se corre el riesgo de cementar el empacador. • El empaque se colocara, normalmente, a 30-50 pies sobre la zona de interés con o sin la tubería de amarre. • Empacador recuperable • De uso individual

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• La válvula trasera de presión previene el flujo de retorno después de la forzada • Empacador recuperable • Usos múltiples • Si ocurre el flujo de retorno después de soltar el empacador, vuelva a colocar y fuerce nuevamente. 10.6 Tapones de Cemento Estos son utilizados para llenar las secciones del hueco y prevenir el movimiento interno de fluido. Aplicaciones típicas son: • Abandonar zonas depletadas • Sellar zonas de pérdida de circulación • Proveer una plataforma de inicio par alas ventanas • Aislar una zona para pruebas de formación • Abandono de un pozo completo – provisión de barreras (las regulaciones Gubernamentales especifican que los tapones deben sellar las zonas de producción, acuíferos, etc.)

El mayor problema durante al colocar tapones es la contaminación del lodo, lo cual se puede minimizar por medio de:

Ventana o Reentrada

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• Utilizar una sección medida del pozo • Utilizar un volumen de tapón suficiente para permitir algo de contaminación - típicamente 500 pies de altura. • Condicionar el lodo de antemano. • Realizar un prelavado antes del cemento. • Utilice lechada ya pesada, que contiene menos agua. 10.6.1 Posicionamiento de Tapón Tapón Balanceado – intenta desplazar suficiente cemento fuera de la tubería de perforación, de modo que la columna de cemento, en ambos, tubería y espacio anular, sea de igual altura. La tubería de perforación o aguijón puede entonces ser retirado, dejando el tapón en sitio. Tapón Aislante – estos pueden ser posicionados a profundidad con un tapón de cemento de 500 pies colocado encima del mismo. Este método da mejor control de profundidad y reduce el riesgo de contaminación. Tapón Dual – colocar un tapón balanceado inicial, que puede entonces ser etiquetado para marcar una base de referencia e indicar si un segundo tapón puede ser posicionado (la altura del tapón depende de la posición inicial del tapón inicial). Nota: Cuando se posicionan una serie de tapones de cementación, es recomendable bombear un dardo de limpieza o bola, después de cada tapón para asegurar que la tubería/”aguijón” no se taponee a si misma con cemento. 11.0 EVALUACION DE TRABAJO DE CEMENTO Un trabajo de cementación ha fallado y requiere trabajo remedial, cuando existe alguna de las siguientes situaciones: • El cemento no llena el espacio anular a la altura requerida • El cemento no provee sellado en la zapata • El cemento no aísla formaciones indeseables. La efectividad del trabajo (y por lo tanto la necesidad de trabajo adicional) puede ser medida por varios medios: Evaluación de temperatura – correr un termómetro dentro de la tubería de revestimiento para detectar el tope del cemento. El proceso de hidratación de asentar el cemento es isotérmico (despliega calor) y es detectable desde el interior de la tubería de revestimiento. Registro de radiación – rastreadores térmicos pueden ser adicionados al cemento antes de que el mismo sea bombeado (Carnolite, por ejemplo). Registro de mezcla/unión del cemento (CBL) – este es un registro sónico capaz de detector el tope del cemento y determinar la calidad de la capa de cemento. Es corrido con registros eléctricos, emite señales sónicas y debe ser centralizado para generar resultados creíbles. Esto pasa por la tubería de revestimiento y es recogido por un receptor a unos 3 pies de distancia. Ambos, el tiempo de transito y la amplitud de la señal son utilizadas para indicar la calidad de la mezcla del cemento. Debido a que la velocidad del sonido es mayor dentro de la tubería de revestimiento que en la formación o el lodo, las primeras señales en retornar son las que provienen de la tubería de revestimiento. Si la amplitud de esta señal (E1) largues grande, esto indica que la tubería esta libre (mezcla pobre). Cuando el cemento esta firmemente unido a la tubería de revestimiento y a la formación la señal es atenuada (debilitada) y es característico de la formación detrás de la tubería de revestimiento. La señal también puede indicar en donde el

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cemento esta unido a la tubería de revestimiento pero no a la formación. El efecto de canalización también puede ser detectado. El CBL usualmente da una curva de amplitud y un Registro de Densidad Variable (VDL), el cual indica la fuerza de las señales por medio de la intensidad de las líneas oscuras y claras. Las señales de la tubería de revestimiento aparecen como líneas paralelas. Una buena mezcla es representada por líneas onduladas. No hay una escala estándar de API para medir la efectividad del CBL y muchos factores pueden resultar en malas interpretaciones: • Durante el proceso de asentamiento, la velocidad y amplitud de las señales varía significantemente. Es recomendable no correr el CBL hasta 24-36 horas después del trabajo de cementación, para obtener resultados reales. • La composición del cemento afecta la transmisión de la señal. • El espesor del cemento causara cambios en la atenuación de la señal. El CBL reaccionara a la presencia de un micro-espacio anular (un pequeño espacio entre la tubería de revestimiento y el cemento). Esto usualmente se solventa con el tiempo y no es un factor crítico. Algunos operadores recomiendan correr el CBL bajo presión para eliminar este efecto (la tubería de revestimiento sufrirá el efecto de “balonamiento” y ocupara cualquier micro-espacio anular.

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Una de las limitaciones del CBL es que solo da una vista dimensional, cuando la mezcla del cemento esta a una profundidad aceptada. Una herramienta alternativa que puede ser corrida es la Herramienta de Evaluación de Cemento (CET) que utiliza transductores ultrasónicos y los principios de una resonancia de espesor de la tubería de revestimiento para dar una imagen radial completa de la mezcla de cemento que se encuentra alrededor de la tubería de

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revestimiento. Esto es extremadamente útil para saber si hay un canal presente y en pozos direccionales, la orientación exacta de este canal. 12.0 CALCULOS DE CEMENTACION Los cálculos principales requeridos para un trabajo de cemento son: • La cantidad de lechada requerida para llenar el espacio anular fuera de la tubería de revestimiento, hasta la altura programada. • La cantidad de lodo necesaria de bombear para desplazar el cemento, es decir, golpear el tapón de superficie. En todos los cálculos de cemento es necesario conocer la resistencia por saco de cemento siendo utilizado, para poder confirmar que hay suficiente material en la locasión (incluyendo material para contingencias). La resistencia/saco depende de la cantidad de aditivos en el cemento y la densidad final requerida de la lechada. Los esquemas son invaluables para clarificar los volúmenes requeridos incluyendo detalles con respecto a las capacidades anulares (agujero descubierto y agujero descubierto con tubería de revestimiento), diferentes grados de tubería de revestimiento, longitud de las secciones, etc. 12.1 Ejemplo Un “liner” de 7” debe ser asentado según el esquema a continuación:

Calcule lo siguiente: • El monto de agua por saco requerido para resultar en 16 ppg de lechada • La resistencia en pies cúbicos/saco • El volumen requerido de lechada • El tonelaje de mezcla de cemento requerido • El desplazamiento de lodo para asegurar el tapón de limpieza

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• El desplazamiento de lodo para bombear el tapón • Tiempo Requerido de Fraguado Asumiendo lo siguiente: − 30% exceso de volumen del agujero descubierto − Temperatura estática de fondo 270ºF − Formulación de lechada − Clase G + 35% BWOC Polvo de Sílice − D603 @ 0.4 galones por saco − D109 @ 0.09 galones por saco − Agua fresca Nota: BWOC = por peso de cemento D603 aditivos - un aditivo liquido de perdida de fluido D109 es un retardador de líquido de alta temperatura Agua fresca es utilizada como el agua de mezcla, ya que el agua de mar aceleraría el tiempo de fraguado. Cálculos La cantidad de agua por saco requiere resultar en 16 ppg de lechada. Usando una variación de la densidad de la ecuación = masa / volumen, es posible el calcular la cantidad de agua requerida Primero es necesario el calcular el peso combinado y el volumen de los componentes de la lechada por saco de cemento seco. La mayor forma de hacer esto, es en forma de tabulador, como se muestra a continuación:

Material Peso (lbs) Volumen Absoluto (gal. /lb.)

Volumen (gal)

Cemento 94 0.0382 3.59 Polvo de Sílice 32.9 0.0456 1.50 D603 3.6 0.110 0.40 D109 0.9 0.096 0.09 Agua Y / 0.12 0.12 Y TOTAL 131.4 + Y / 0.12 5.58 + Y Para tablas de cálculo de cementación, realice la lectura del volumen absoluto para todos los componentes de la lechada. Un saco de cemento pesa 94 lbs 35% BWOC polvo de sílice pesa 35% x 94 lbs = 32.9 lbs Todas las figures en negro son tomadas de la formación de la lechada. Todas las figures en azul son calculadas dividiendo el volumen entre el volumen absoluto para dar como resultado el peso. Todas las figures en rojo son calculadas multiplicando el peso por el volumen absoluto para dar como resultado el volumen. Y es el monto de agua requerida

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De modo que para 16 ppg de lechada, los totales pueden ser representados como: 16 = 131.4 + Y / 0.12 5.58 + Y Re-acomodando esto nos da: 16 x (5.58 + Y) = 131.4 + 8.33Y Y = 5.49 gal / saco La resistencia en pies cúbicos / saco La resistencia es el volumen de lechada obtenido de la mezcla de 1 saco de cemento con los aditivos especificados y agua de mezcla, expresada en pies cúbicos/saco de cemento. Este es el volumen total de la tabla de arriba convertida de galones a pies cúbicos. Por lo tanto Resistencia = (5.58 + 5.49) gal x 0.1337 pies cúbicos / gal Resistencia = 1.48 pies cúbicos / saco El volumen requerido de la lechada El volumen requerido de la lechada es la suma de lo siguiente: • Volumen de la pista de la zapata • “Liner” / 8½” volumen del agujero descubierto • “Liner” / 12¼” volumen del agujero descubierto • Exceso del agujero descubierto • “Liner” / volumen de la tubería de revestimiento Las tablas de cálculo de cemento son invaluables para estos cálculos, ya que tiene las capacidades y volúmenes precalculados. Volumen de la pista de la zapata = (13,135 pies – 13,040 pies) x 0.0371 bbl/pies = 3.52 bbl “Liner” / 8½” volumen = (13,135 pies – 11,070 pies) x 0.0226 bbl/pies = 46.67 bbl “Liner” / 12¼” volumen = (11,070 pies – 11,050 pies) x 0.0982 bbl/pies = 1.96 bbl Exceso del agujero descubierto = (46.67 bbl + 1.96 bbl) x 0.3 = 14.59 bbl “Liner”/Volumen de la tubería de revestimiento = (11,050 pies – 10,555 pies) x 0.0256 bbl/pies = 12.67 bbl VOLUMEN TOTAL = 3.52 + 46.67 + 1.96 + 14.59 + 12.67 bbl = 79.41 bbl o 445.9 pies cúbicos El tonelaje de mezcla de cemento requerido El tonelaje de mezcla de cemento requerido es calculado, primero tomando el numero total de sacos de cemento requerido (volumen total de la lechada dividido entre la resistencia), convertido a tonelaje y luego adicionando un 35% (asignación para el polvo de sílice). Sacos de Cemento requeridos = 445.9 pies cúbicos / 1.48 pies cúbicos / saco = 301.3 sacos Tonelaje de cemento requerido = 301.3 sacos x 94 lbs / saco / 2205 lbs / toneladas métricas = 12.84 toneladas de cemento Tonelaje de mezcla requerido = 12.84 toneladas x 1.35 = 17.33 toneladas

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Conociendo el número total de sacos de cemento requeridos, es ahora posible calcular las cantidades totales de aditivo requeridas y la cantidad de tanques de mezcla de fluido requeridas (incluyendo la asignación para cualquier espacio muerto). El desplazamiento de lodo para asegurar el tapón de limpieza El desplazamiento de lodo para asegurar el tapón de limpieza es simplemente el volumen de la tubería de perforación hasta el tapón de limpieza. Recuerde utilizar un ID promedio de la tubería de perforación (calibrando una cantidad de de juntas y tomando el ID promedio y hacer una asignación para el disturbio interno de la junta de la herramienta). No asuma que la capacidad de la tubería de perforación es igual a las tablas cotizadas. Esto es de igual importancia cuando se asientan tapones de cemento balanceados. Para este ejemplo una capacidad de DP de 0.0179 bbl/pies es asumida Volumen para asegurar el tapón de limpieza = 10,579 pies x 0.0179 bbl/pies = 189.4 bbl Para trabajos de cementación con “liner” la habilidad de observar a la tubería de perforación correr el aseguramiento del tapón de limpieza del “liner”, es una herramienta útil que permite el re-computo del volumen del desplazamiento total, en caso de ser requerido. El desplazamiento de lodo para bombear el tapón. El desplazamiento de lodo para bombear el tapón, es la capacidad del “liner” desde el tapón de limpieza hasta el cuello flotador. Volumen para golpear el tapón = (13,040 pies – 10,579 pies) x 0.0371 bbl/pies = 91.3 bbl Tiempo Requerido de Fraguado El tiempo de fraguado requerido es el tiempo total para mezclar, bombear y desplazar la lechada, Algunas veces es requerido asumir, pero siempre es útil realizar esta revisión y compararla contra el tiempo de fraguado determinado en las pruebas de laboratorio. En caso de que exista tiempo de fraguado insuficiente o excesivo, entonces una nueva formulación de lechada es requerida. Asumiendo lo siguiente: Velocidad de mezcla de lechada de 3 barriles por minuto. Velocidad de desplazamiento de 8 barriles por minuto. Tiempo de contingencia de 30 minutos (permitiendo la presencia de fallas, problemas con el equipo) Tiempo de Fraguado Requerido = Volumen Total de Lechada dividido entre 3 + Volumen Total de Desplazamiento dividido entre 8 + 30 minutos = (79.41 / 3) + [(189.4 + 91.3) / 8] + 30 = 92 minutos La velocidad de mezclado de la lechada debe ser determinada para la unidad de cementación en uso y la velocidad de desplazamiento debe ser modificada de acuerdo al tiempo estimado de desplazamiento calculado, para asegurar la óptima eficiencia del desplazamiento. Una velocidad mínima debe ser determinada en caso de que se encuentren perdidas y la velocidad de desplazamiento es reducida.

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12.2 EQUACIONES Y CONVERSIONES UTILES Pies Cúbicos = Barriles x 5.6146 Galones = Pies Cúbicos x 7.4805 Gallones = Barriles x 42 Barriles por Pie Lineal = (D2 – d2) x 0.0009714 Pies Cúbicos por Pie Lineal = (D2 – d2) x 0.005454 Donde D = diámetro del hueco o diámetro interno de la tubería de revestimiento más larga, en pulgadas d = diámetro exterior de la tubería de revestimiento o del “liner que se esta cementando, en pulgadas. 1 saco de cemento = 94 lbs 1 saco de cemento = 1 pie cúbico

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SECCIÓN 9 REGISTROS Y PERFORACIÓN DIRECCIONAL Contenido 1.0 Registros Direccionales

1.1 Por que Registrar? 1.2 Modelos de la Tierra 1.3 El Geoide 1.4 El Esferoide 1.5 Sistemas de División Terrestre

1.5.1 Cuadriculado Universal Transverso (UTM) 1.5.2 Proyección Cónica de Lambert 1.5.3 Otros Sistemas de División

1.6 Declinación Magnética 1.7 Mapas de División 1.8 Resumen

2.0 Herramientas de Registro 2.1 Factores de Selección de Herramientas 2.2 Herramientas Magnéticas

2.2.1 Herramientas de Registro Magnético 2.2.2 Disparo Individual Magnético 2.2.3 Registro Magnético de Caída 2.2.4 Disparo Magnético Múltiple (MMS) 2.2.5 Disparo Magnético Electrónico Múltiple (EMS)

2.3 Herramientas de Evaluación Giroscópica 2.3.1 Giroscopio de Disparo Simple 2.3.2 Giroscopio de Disparo Múltiple 2.3.3 Giroscopio de Lectura en Superficie (SRG) 2.3.4 Medidor Guía Láser Inercial – “RIGS”

2.4 Sistemas de Medición y Registro Mientras se Perfora MWD 2.4.1 Inclinación en MWD 2.4.2 Interferencia Magnética

3.0 Métodos de Cálculo Direccional de los Registros 3.1 Método Tangencial 3.2 Método de Angulo Promedio 3.3 Método del Radio de Curvatura 3.4 Método de Curvatura Mínima 3.5 Incertidumbre del Registro

4.0 Perforación Direccional 4.1 Por que Perforar Direccionalmente? 4.2 Técnicas de Desviación

4.2.1 Cucharas de Desviación 4.2.2 Propulsión 4.2.3 Perforación Rotatoria 4.2.4 Motores



4.3 Control Direccional con Sistemas Rotatorios 4.3.1 Calibre y Localización de Estabilizadores 4.3.2 Diámetro de Lastra Barrena 4.3.3 Tipo de Barrena 4.3.4 Anisotropía de formación 4.3.5 Dureza de Formación

4.4 Control Direccional con Motores de Fondo 4.4.1 Turbinas 4.4.2 Motores de Desplazamiento Positivo 4.4.3 Inclinación de Barrena 4.4.4 Torque Reactivo 4.4.5 Tamaño y Empleo del Estabilizador 4.4.6 Cálculo de Desplazamiento

5.0 Ensamblajes Típicos de BHA 5.1 Ensambles Rotarios

5.1.1 Ensamble de Fondo (BHA) para mantener ángulo 5.1.2 Ensamblaje para Construir ángulo 5.1.3 Ensamblaje para Reducir el ángulo

5.2 Ensambles Navegables 5.2.1 BHA en agujero de 17½” – Mantener Tendencia 5.2.2 BHA en agujero de 17½” – Tendencia de Construcción 5.2.3 BHA en agujero de 12¼” – Mantener Tendencia 5.2.4 BHA en agujero de 12¼” – Tendencia de Construcción

5.3 Ensambles Rotatorios Navegables



1.0 MONITOREO 1.1 ¿Por qué tomar registros direccionales? Datos precisos acerca de la posición del agujero perforado son requeridos para monitorear y controlar donde se encuentra y hacia donde se direcciona el pozo debido a las siguientes razones: • Alcanzar el objetivo geológico. • Proveer una mayor definición de la geología y datos del reservorio que permitan la optimización durante la etapa de producción. • Evitar la colisión con otros pozos. • Definir el punto de descarga del pozo para planear la contingencia en caso de un reventón. • Proveer datos precisos de profundidad vertical para el propósito de un control de pozo. • Proveer datos para otras actividades operativas tales como la corrida y la cementación de la tubería de revestimiento. • Cumplir con los requerimientos de la legislación local. 1.2 Modelos de la Tierra La Tierra es convencionalmente descrita como una esfera, pero tiene una superficie muy irregular con cadenas montañosas y profundos cañones mayores a las 5 millas por debajo y sobre el nivel del mar. El problema es como representar cualquier punto sobre la superficie terrestre en una hoja plana. Aunque pequeñas áreas de la tierra parecen tener una superficie plana, al ser vistas, en mayor escala muestran las diferencias. Esto ha hecho necesario mirar más de cerca la forma de la tierra, y buscar un método para representarla en una superficie plana. 1.3 El Geoide Una superficie suavizada representando la superficie terrestre y referida como tal es referida con el término de “Geoide”, el cuál puede ser reproducido físicamente, aunque es imposible describir cualquier punto en su superficie en forma matemática. El Geoide suaviza las irregularidades de la superficie terrestre, pero al hacerlo, crea curvas irregulares de si mismo. Si el nivel del mar pudiera ser establecido, este sería considerado la superficie del geoide. Todas las observaciones astronómicas son hechas en base al modelo geoide y las latitudes y longitudes astronómicas son posiciones en el. 1.4 El Esferoide La tierra puede ser representada con mayor precisión en su forma por un esferoide achatado en los polos por aproximadamente una relación de uno en trescientos debido a la rotación. Esto puede describirse matemáticamente por una ecuación algebraica, que puede ser utilizada como base para hacer cálculos. Más de una docena de diferentes elipsoides para describir la tierra han sido generadas y se encuentran en uso hoy en día.



En 1924, se definió un elipsoide oficial (basado en el elipsoide Hayford de 1909) y nombrado Elipsoide Internacional. Este modelo tenía un factor de achatamiento de 1:297, un radio polar de 6,356,911.9 m y un radio ecuatorial de 6,378,388 m. Muchos países no adoptaron este esquema y escogieron definir el suyo debido a las diferentes irregularidades en la forma esferoide en las diferentes partes del globo. La lista de modelos de esferoide más utilizados es tabulada a continuación:



Fig. 2

La Figura 2 representa una sección del meridiano de un esferoide a través de su eje polar OP. OQ representa el plano del ecuador. La figura es una elipse definida por las longitudes OQ y OP. Para calcular los puntos de conexión en su superficie, primero es necesario desarrollar las fórmulas la curvatura de su superficie con los elementos a, b y f como se define a continuación: f = (a – b)/a Donde f = Factor de achatamiento a = Longitud de OQ (Eje Semi mayor) o radio ecuatorial b = Longitud de OP (Eje Semi menor) o eje polar Así, tenemos tres formas que describen la tierra – su forma irregular, el geoide y el elipsoide (definido en forma matemática que encaja con la forma geoide). Las mediciones hechas en la tierra pueden ser referenciadas a la superficie geoide con un mínimo de error. El esferoide que más cercanamente encaja con el geoide puede ser definido por la observación del arco del meridiano (ver Fig. 3).

Fig. 3



La Fig. 3 representa una sección del meridiano a través de la cual la forma del esferoide es comparada con la del geoide. La forma de la elipse PAQ puede ser calculada si las longitudes OQ y OP son conocidas. Las latitudes A y B pueden ser determinadas astronómicamente. La posición de B puede también ser determinada matemáticamente por el análisis de la superficie del esferoide especificada por sus longitudes conocidas OP y OQ y por el uso del punto fijo inicial en A. También puede ser determinado por triangulación. La línea base en A (superficie del esferoide) es dejada al nivel del mar (superficie geoide). La cuidadosa triangulación permitirá que la posición B sea determinada. La diferencia en la el posicionamiento de B entre estos dos métodos y el determinado astronómicamente es una medida de que tan cercano coinciden el modelo esferoide y el geoide. Lo anterior sería repetido muchos meridianos a diferentes latitudes. Gradualmente las longitudes de OP y OQ, son variadas hasta que una coincidencia en los modelos geoide y esferoide es obtenida. 1.5 Sistemas de División Terrestre Los sistemas de división son líneas que corren de Este-Oeste y de Norte-Sur para generar patrones de cuadriculado. En un intento para sobreponer un sistema de cuadriculado en un mapa terrestre, se presentan problemas al tratar de representar la superficie esférica de la tierra en dos dimensiones sin incurrir en demasiada distorsión. El cartógrafo debe decidir las características que desea mostrar con mayor precisión. Diferentes sistemas de cuadriculado se encuentran en uso el día de hoy para proyectar la superficie de la tierra en una superficie plana y son clasificados generalmente de acuerdo a su método de construcción: Cilíndrico (UTM) y Cónico (Lambert). 1.5.1 Cuadriculado Universal Transverso (UTM) Este es el sistema comúnmente utilizado en el mundo y está basado en la proyección cilíndrica desarrollada por Johanes Lambert en 1772. En esta proyección, el esferoide representando la tierra es rodeada por un cilindro que toca la superficie de el esferoide en una línea de longitud específica. (Fig. 4).

Fig. 4 – Mapa de Proyección Transversa Cilíndrica

El cuadriculado UTM divide el mundo en 60 zonas iguales los 80 Grados Norte y 80 Grados Sur y cada uno tiene 6 Grados de amplitud siendo numerados del 1 al 60, Iniciando por la línea de fecha Internacional (180 Grados Oeste) y leyendo hacia el este alrededor del globo. Cada zona es achatada y cuadriculada. Cualquier punto puede ser referido con su número correspondiente de zona, calculando su distancia en metros al ecuador y la distancia en metros al norte o sur de su línea de referencia.



Para evitar números negativos, un valor arbitrario de 500,000 metros al Este es asignado al meridiano central en cada zona. Los valores típicamente fluctúan entre los 200,000 metros a los 800,000 metros al ecuador. (Extendiéndose 3° al meridiano central en cualquier zona). Para puntos al sur del Ecuador, el Ecuador es asignado con un valor arbitrario de 10, 000,000 m y los valores decrecen hacia el Sur.

Fig. 5 Zona Cuadriculada UTM

1.5.2 Proyección Cónica de Lambert Esta proyección fue primero descrita por Lambert en 1772 pero fue poco utilizada hasta la Primer Guerra Mundial cuando Francia hizo uso de dibujos de los primeros mapas de guerra. Este sistema utiliza un cono opuesto a un cilindro para cubrir el esferoide a ser considerado. Lo que produce una representación con líneas de la longitud apareciendo como líneas convergentes y líneas de latitud como arcos de círculos.



Fig. 6 Mapa de Proyección Cónica La escala entre los paralelos es normalmente sin distorsión y un par de paralelos en consecuencia serían seleccionados para una particular área de interés. Este sistema es utilizado en 48 estados de los EU (Incluyendo la mayoría de los estados productores de crudo). El cuadriculado a través de cada estado es medido en pies con los ejes Este-Oeste signado a un valor de cero, mientras que los ejes Norte-Sur están asignados al valor de 2, 000,000 de pies. El ejemplo siguiente es para el Sistema Lambert del Sur de Louisiana.

Fig. 7 – Sistema Lambert del Sur de Louisiana.

1.5.3 Otros Sistemas de División Hay otros sistemas de cuadriculado en uso, tales como: Cuadriculado Estereográfico Polar Universal (UPS) utilizado en regiones polares. Marcador Transverso (Gauss-Kriiger) con zonas en 6° utilizado en FSU, China y el Bloque Este.



1.6 Declinación Magnética La tierra posee un campo magnético debido a su núcleo relativamente rico en Hierro. Las líneas de fuerza asociadas con este campo son horizontales en el ecuador mientras, en los polos, son representados por líneas verticales. El ángulo de declinación, es el ángulo entre las líneas horizontales y las líneas de fuerza magnética. Los polos de este campo magnético “cambian” con el tiempo y la diferencia entre su posición i.e. norte magnético, y los polos geográficos i.e. norte real (los ejes de rotación de la tierra) es conocido como Declinación Magnética. La distancia actualmente medida es de 1000 millas. El ángulo de declinación es tomado como el ángulo entre el componente horizontal del campo magnético de la tierra y las líneas de longitud. La fuerza del campo magnético es medida en micro Tesla (mT) y varía de 30 mT en el ecuador a 60 mT en los Polos.

Fig. 8 – Los Monitoreos Magnéticos siguen las líneas de flujo de la tierra

Una gráfica Isogónica es un mapa entre las líneas de igual declinación sobre impuesta y es usualmente acompañada con la corrección anual, la cual debe ser aplicada siguiendo la fecha de producción del mapa. La declinación puede ser hacia el Oeste o el Este. La declinación al Oeste significa el polo magnético significa que el polo magnético está a la izquierda del norte verdadero. Ejemplo La Declinación Magnética de Houston en la carta Isogónica de 1985 fue de 7° Este. El cambio anual es de 8’ por año al Oeste (1° = 60’). Para 1991, la declinación magnética debe ser cambiada: 8’ por año x 6 año = 48’ Oeste La nueva declinación magnética en1991 = 7° 0’ – 0° 48’ = 6° 12’ Este. Para convertir de norte magnético a norte real es cuestión considerar las posiciones de los dos polos en relación a la lectura magnética:



Ejemplo Convierta las siguientes lecturas del polo norte magnético a lecturas del polo norte real 1. Norte 45 Este (Azimutal 45) con 5° de declinación Este Respuesta: Norte 50 Este (50)

2. Sur 80 Oeste (Azimutal 260) con 5° de declinación Oeste Respuesta: Sur 75 Oeste (255)



1.7 Mapas de División En tierra, las mediciones son corregidas con respecto al Norte Real en tanto que en operaciones costa afuera, son corregidas respecto la Cuadriculado Norte Estándar. Un sistema cuadriculado es un sistema de coordenadas rectangulares esquematizada en un mapa. Un valor arbitrario de latitud y longitud ha sido normalmente seleccionado y en este caso el Cuadriculado Norte coincide con el Norte Real (Fig.10).

Fig. 10 Norte Cuadriculado y Norte Geográfico Cuadricula de Declinación – Corrección angular convirtiendo las lecturas del Norte Magnético al Norte Cuadriculado. Cuadrícula de Convergencia – Angulo entre el Norte Real y el Norte Cuadriculado.



Relaciones entre cuadriculado, Norte Real & Norte Magnético

Malentendidos se han generado en la relación entre estas referencias ocasionando errores en el monitoreo en el pasado. Los diagramas polares, citados, deberán ser incluidos con todos los datos de evaluación para clarificar cual sistema de referencia está siendo utilizado. 1.8 Resumen Usando la información previa, ahora es posible calcular con razonable precisión la posición en relación a otros puntos de la superficie terrestre. De cualquier forma, es imperativo conocer que modelo y que sistema de cuadriculado está siendo utilizado. Ya que habrá variaciones de un lugar a otro. Los mapas de evaluación de la Milicia Inglesa son derivados del Esferoide Aéreo basados en las medidas del Meridiano de Greenwich. Para el Mar del Norte el posicionamiento costa afuera y el trabajo de evaluación, es práctica normal trabajar con el Esferoide Internacional basado en el Meridiano Central (3° Este) en proyección UTM. Cerca de las áreas terrestres del Mar del Norte puede ser confuso respecto a que sistemas son utilizados. El principio es asegurarse que los sistemas que están siendo referenciados con claramente especificados en los datos de evaluación antes de ser utilizados. 2.0 HERRAMIENTAS DE EVALUACIÓN La evaluación es la ciencia de localizar con precisión un punto en el espacio. En la construcción de un pozo esto significa apropiadamente localizar un punto en el agujero. Permite que la localización del fondo del hueco sea determinada en forma relativa a un punto en la superficie a una profundidad vertical dada. También provee información de las irregularidades en la trayectoria del pozo (patas de perro), tendencias durante la perforación y orientación de las herramientas desviadoras.



Los sistemas actuales incluyen la telemetría, paquetes de mediciones eléctricas, sistemas fotográficos y sistemas de lectura en tiempo real. 2.1 Factores de Selección de Herramientas Existen un número de factores que influencian en la selección de la herramienta de monitoreo: • Tamaño del objetivo – El tamaño del objetivo influye en la precisión de la evaluación. • Latitud del pozo – A mayor latitud, mayor la influencia entre el campo magnético y velocidad de las herramientas giroscópicas. • Dirección del Objetivo – Las evaluaciones Este/Oeste requieren procedimientos especiales. • Tipo de instalación – Presencia de interferencia magnética en plataformas con múltiples pozos. • Costo de Equipo de Perforación – El sistema MWD puede ser más efectivo en costo en equipos con altas tasas de perforación. • Máxima Inclinación Propuesta – Algunas herramientas de evaluación tienen limitaciones de ángulo de agujero. • Condiciones de Agujero – Altas Temperaturas o reducidos tamaños de agujero pueden limitar el uso de algunas herramientas. • Profundidad de evaluación – La precisión de la evaluación depende de la profundidad. • Hueco Abierto o Entubado – Impacta en las herramientas magnéticas. 2.2 Herramientas Magnéticas 2.2.1 Herramientas de Evaluación Fotográfica Magnética Todas estas herramientas deben correrse dentro de una lastra barrena no magnética (hecho a base de aleación de Níquel)) para eliminar cualquier interferencia magnética de la sarta de perforación. 2.2.2 Disparo Individual Magnético Usado para grabar simultáneamente la dirección magnética de un agujero no cementado y su inclinación de desviación de la vertical. Sus componentes son: • Cronómetro o sensor de movimiento • Cámara. • Unidad indicadora de ángulo Debido a las incertidumbres concernientes al tiempo que se toma la herramienta para descender de la superficie a la profundidad de medición, un sensor de movimiento fue desarrollado para reemplazar el cronómetro. Después de que la herramienta ha sido “armada” y puesta en un contenedor de protección (1.75” o 1.375”) ya sea en un cable de registro o puesta en caída libre, una vez que permanece estática en el fondo, un circuito electrónico en la herramienta lo detecta y activa la cámara. La cámara previamente enfocada graba la orientación magnética y la posición de la sarta dando el ángulo de inclinación. Los discos de con ángulos indicando las escalas en ellos están disponibles en rangos variados dependiendo del ángulo del agujero: 0 - 10°, 0 - 20° y 15 - 90°. De vuelta en la superficie, el disco es extraído, y sus lecturas interpretadas para conocer la orientación del agujero. El disparo individual es normalmente corrido con registros eléctricos durante la fase de perforación para proveer una medida individual de la orientación actual del fondo del agujero o puede ser en caída libre previa a la sacada de la tubería de perforación.



2.2.3 Evaluación de Caída Magnética Esta herramienta es similar a las excepto que utiliza película de 10 mm para permitir el grabado de diferentes tipos de evaluación. Esta herramienta es corrida y eventualmente asienta en un retenedor por encima de la barrena. Un cronómetro mecánico, es sincronizado con un reloj en la superficie, permitiendo que una serie de evaluaciones sean almacenadas cuando la sarta de perforación es recuperada dando una vista simple de la orientación del agujero descubierto. 2.2.4 Disparo Magnético Múltiple (MMS) Es utilizado normalmente al final de la construcción de una sección y es utilizado para grabar la orientación del agujero perforado. La herramienta es una unidad alimentada por baterías consistente en un cronómetro, una cámara con película de 16 mm y un ensamble de brújula/péndulo normalmente encerrada en un contenedor de 1.75”. Una mini versión multidisparo en un contenedor de 1.375” está también disponible. Esencialmente, la herramienta toma una fotografía de de la brújula/péndulo periódicamente mientras la sarta es levantada. Una vez de regreso en la superficie, la película puede ser revelada, y correlacionada contra la profundidad y la orientación de la sección de hueco dibujado. 2.2.5 Disparo Magnético Electrónico Múltiple (EMS) Es lo último en tecnología y se compone de de ambos: Acelerómetros en tres ejes y magnetómetros para tomar mediciones de ángulo de agujero y dirección. También calcula el ángulo de desviación magnético y el campo de fuerza en cada estación de evaluación. Estos datos son utilizados para calcular la interferencia magnética dando mayor confiabilidad a los datos de monitoreo. Esta herramienta también mide la temperatura en el rango de 0 - 125°C (32 - 257°F). Después de ser armada en superficie, la herramienta es corrida en forma semejante a una de disparo múltiple y puede ser programada para operar en cualquier modo ya sea disparo sencillo, multidisparo o modo de orientación de corteza. Más de 1023 puntos de evaluación pueden ser almacenados



Siguiendo con la evaluación, la herramienta es reconectada a un sistema computarizado y la información procesada utilizando un punto de referencia, por ejemplo la zapata anterior. Como opción puede correrse la longitud requerida de NMDC’s para evitar la interferencia, es posible acortar esto y aplicar un factor de corrección para eliminar la interferencia adicional. 2.3 Herramientas de Evaluación Giroscópica Donde la interferencia magnética no puede ser impedida, los sistemas giroscópicos son utilizados. Hay dos tipos de giroscopios Utilizados – aquellos que varían con el tiempo y aquellos con el sentido de rotación de la tierra Por ejemplo: Los Giroscopios de velocidad. Estos pueden ser corridos sin lastra barrenas no magnéticas ya que la brújula magnética es reemplazada por una brújula giroscópica de disco controlada por un motor eléctrico a altas RPM. 2.3.1 Giroscopio de Disparo Simple Utilizado para orientar herramientas en áreas de alta interferencia magnética. Ej. : Punto de Desvío en una plataforma con otras tuberías conductoras cercanas. Esta herramienta consiste de un cronómetro, una cámara y una brújula giroscópica sensible. El giroscopio es primero orientado a la superficie en una dirección conocida y entonces bajado a la profundidad de evaluación debidamente protegida. Después de grabar los datos, la herramienta es recuperada y la película descargada y revelada. 2.3.2 Giroscopio de Disparo Múltiple Es utilizado para grabar la orientación de un pozo con o sin tubería de revestimiento. La herramienta es alimentada por una batería. La unidad giroscópica es inicialmente alineada con una dirección conocida y un mecanismo para medir el tiempo es sincronizado con un reloj en superficie. Es entonces cuando se corre un registro eléctrico y de evaluación conforma la herramienta desciende. Esto reduce el error debido a la desviación giroscópica la que incrementa la no uniformidad con el tiempo. Para corregir esto, muchas revisiones a la variación son hechas durante la corrida y el sacado de la herramienta. Cuando la herramienta permanece estacionaria, un número de evaluaciones (surveys) son tomadas en la misma locación. Estos pueden entonces ser comparados con posterioridad para permitir la corrección a la desviación 2.3.3 Giroscopio de Lectura en Superficie Ejemplo – Seeker de BHI, Keeper de Sperry Sun Utilizado para perforar y orientar en áreas donde la interferencia magnética es un problema. Por Ejemplo: Desviación en plataforma donde hay otras tuberías conductoras de pozos adyacentes. La herramienta es conectada directamente a la superficie mediante un sistema de lectura vía un cable y un substituto de entrada lateral. Una vez que la orientación deseada ha sido alcanzada, la herramienta es recuperada para permitir que el substituto de entrada lateral sea removido. Otras variantes son ahora equipadas con una conexión humidificada que habilita a que la señal eléctrica sea separada y continuar la perforación rotaria por un periodo de tiempo sin sacar el ensamblaje. El sistema giroscópico usado en “SRG” por sus siglas en ingles, se compone de un eje ortogonal (todos son ángulos rectos con respecto a ellos mismos) acelerómetro y magnetómetro. El acelerómetro mide el vector gravitacional relativo a los ejes de la herramienta de los cuales el frente de la herramienta y la inclinación pueden ser determinados. El magnetómetro mide los componentes de los campos magnéticos de la tierra relativos a los ejes de la herramienta, los que combinados con la lectura del acelerómetro determinan el azimutal. 2.3.4 Medidor Guía Láser Inercial (“RIGS”) Esta es una herramienta de alta precisión, cuenta con un sistema de evaluación de alta velocidad el que colecta datos de evaluación mientras la herramienta es corrida dentro del agujero. Abarca los tres ejes inerciales de navegación y tiene una precisión de 1-2 pies/ 1000pies de hueco registrado con una precisión horizontal de 2.6 pies/ 1000 pies. Estos



resultados son típicamente tres veces más precisos y completados en la mitad del tiempo en comparación con el uso de un giroscopio. Al inicio de la evaluación, la herramienta es alineada para derivar la referencia del norte real mediante la medición de la rotación terrestre. Cuando es bajada en el pozo, el sistema de navegación inercial mide cambios en espacios tridimensionales generando coordenados para norte/sur, este/oeste. Este sistema de monitoreo continuo elimina los errores generados usando el método de cálculo de punto a punto de la geometría del hueco como es hecho con los giroscopios y otros sistemas de evaluación convencionales. Un registro eléctrico de medición de profundidad y un localizador de coples de tubería son usados para verificar el sensor de profundidad y restringir los errores a menos de 0.5 pies / 1000 pies mientras que centralizadores mantienen la herramienta centralizada en el hueco perforado. La herramienta puede ser utilizada solamente en agujeros para tuberías de revestimiento menores a 7” debido a su tamaño físico. Un registro típico utilizando el sistema RIGS consiste de: • Alinear el sensor a la superficie - 12 min. • Hacer un chequeo a la variación – 3 min. • Correr la herramienta en el agujero a 300ft/min. • A la profundidad final, revisar la variación inercial – 3 min. • Recuperar la herramienta mientras se completa la segunda evaluación (survey) a 300ft/ min. • En superficie, completa la variación final – 3 min. Tiempo Total para evaluar un pozo simple de 10,000 pies = 88 min. 2.4 Sistemas de Medición de Evaluación de MWD Los sistemas de MWD de hoy utilizan sistemas transmisión mediante cables a superficie. La energía es generada por una turbina dentro del agujero por la vía de una turbina de lodos o de baterías. Los datos son transferidos por un pulso de presión vía la columna del fluido de perforación (ya sea un pulso negativo o positivo). Estos sistemas fueron desarrollados en los años 70 Por Teleco, siendo la primera compañía en proveer comercialmente el servicio en 1978. Estos tomaron parte en forma común durante los 80 y han continuado desarrollándose con sensores adicionales, siendo ahora la norma como los sensores de Rayos Gama y de Resistividad. Estos sistemas son, sin embargo, basados en mediciones magnéticas y deben ser compensados o protegidos de interferencia magnética. 2.4.1 Inclinación en MWD Ejemplos: “Teledrift” o “Anderdrift” Estos sistemas se componen de un instrumento de señales mecánicas capaz de detectar inclinaciones en el agujero mayores a 10.5° (Anderdrift 5°, Teledrift 10.5°). La transmisión de la señal es por la vía de una serie de pulsos emitidos a través del lodo, los cuales son detectados por un transductor usualmente colocado en la tubería vertical. En principio, la herramienta contiene un péndulo en el fondo que puede moverse a través de una serie de Bordes y un pistón de señal capaz de atravesar una serie de restricciones anulares. Este ultimo crea los pulsos en el lodo. En el sistema Teledrift, hay un sistema de código por lo que la desviación de la vertical se incrementa con el número de pulsos emitidos. Un máximo de siete pulsos pueden ser generados (0.5°/ pulso), lo que significa que la herramienta puede operar en un rango de 3.5° entre 0 y 10.5°. Los ajustes son fácilmente alcanzables en el campo para asegurar que la herramienta pueda responder a cualquier ángulo en el agujero mayor a 10.5°. Muchas otras opciones también existen para permitir que la herramienta detecte un rango



de ángulo mayor en el agujero. Esto se hace incrementando el ángulo medido por pulso el cual puede reportar 1° o 1.5° por pulso. Esto da un máximo, de inclinación de agujero de 15°. El sistema Anderdrift genera pulsos de lodo similares pero es diferente en la relación entre la posición del péndulo y el pistón. El Anderdrift puede generar más de once pulsos, cada uno representando 0.5°, pero esto funciona en sentido inverso. Así un pulso indicará un ángulo de agujero de 5° o más mientras que once pulsos un ángulo de cero grados. Las lecturas, son generalmente tomadas en la conexión. Las bombas deben apagarse por un minuto para permitir que la herramienta mida el ángulo de desviación y se prepare para la señalización. La tubería debe permanecer estacionaria durante este periodo. Las bombas son encendidas nuevamente y puestas a un máximo de 360 gpm, manteniendo el gasto. Con la herramienta Teledrift el primer pulso llega después de 10–15 segundos y las lecturas subsecuentes deben llegar después de un periodo similar. El bombeo debe continuar hasta alrededor de un minuto después de grabado el último pulso. El periodo de pulso para el Anderdrift es de alrededor de 5 Segundos. 2.4.2 Interferencia Magnética Durante el proceso de perforación, los componentes metálicos de la sarta de perforación se magnetizan debido al campo magnético de la tierra. Este magnetismo inducido influencia las herramientas de evaluación (survey) magnéticas por lo que deben se protegidas resguardándolas con coples no magnéticos. La longitud requerida de los espaciadores magnéticos depende de los siguientes factores: • Fuerza del campo magnético del acero magnetizado de la sarta de perforación por encima y por debajo del mecanismo sensor. • Dirección de dirección del agujero como relativo al norte magnético o al sur. • Inclinación de agujero • Locación geográfica (relacionada al “ángulo de inclinación”) 2.4.2.1 Fuerza del Polo Magnético Cuando la sarta de perforación se magnetiza, los dos extremos se convierten en los polos magnéticos de la sarta. En el hemisferio norte, el polo norte es el extremo de la sarta que se encuentra dentro del agujero. La interferencia magnética varía de forma inversa con el cuadrado de la distancia entre la fuente y el sensor/brújula. Fuerza de Interferencia (Fuerza del Polo) / (Distancia)2 Así, si la fuerza F1 es encontrada como resultado de la separación de 4 pies entre el cople de acero magnetizado y el sensor, por lo que a la separación de 12 pies, la fuerza de interferencia F2 sería: F1 x (4)2 = F2 x (12)2

F2 = F1 / 9 Ya que la sarta de perforación es mucho más larga que su diámetro, puede analizarse sin embargo está compuesto de fuentes de puntos discretos localizados en los extremos del agujero. La fuerza de los polos magnéticos depende de los componentes individuales del acero que componen la sarta de perforación. Grindrod y Wolf en1983 presentaron valores para el campo magnético de cuatro diferentes ensambles. Estos valores generalizados son:

Componente Unidades Electro-magnéticos Parte superior de la Sarta de Perforación 300 EMU Barrena, mores de lodo y un substituto curvo 2500 EMU



Barrena, Estabilizadores NB , ensamble corto (packed assy) 200 EMU

Barrena y Estabilizador NB 500 EMU Combinaciones 250 EMU La fuerza aproximada del polo es seleccionada para el polo apropiado – ya sea el superior (UP) o El inferior (LP). Si la fuerza del polo es medida en (µWb), entonces la distancia es en metros; Si la fuerza del polo es medida en Unidades Electromagnéticas (EMU), entonces la distancia es en pies. La distancia superior (UD) y la distancia inferior (LD) son meramente distancias respectivas del sensor a la sección magnetizada más cercana de la sarta. La sarta de interferencia (IF) puede ser ahora calculada: IF (Superior) = UP/(UD)2 y IF (inferior) = LP/(LD)2

Así IF (Total) = IF (Superior) + IF (inferior) o = IF (Superior 1) + IF (Superior 2) + IF (lnferior) Estos dos casos se representan esquemáticamente en las Fig. 13A y 13B.

Ambas sección la superior y la inferior tienen polos individuales

2.4.2.2 Inclinación del Agujero Una herramienta de medición magnética (brújula o magnetómetro) solo utiliza la componente horizontal del campo magnético terrestre. Similarmente, será influenciado por la componente



horizontal de cualquier magnetismo inducido en la sarta de perforación. Cuando la sarta se aproxime a mayores ángulos en los pozos desviados, la fuerza de interferencia será mayor. 2.4.2.3 Dirección del Agujero La dirección (azimutal) en la que la sarta es posicionada es también un factor en la determinación del efecto de la fuerza de interferencia en el sensor magnético. Cuando la dirección es de Este u Oeste, el efecto es mayor. Para un pozo, que esté siendo perforado en dirección Este, el sensor magnético leerá un azimutal que es menos que el azimutal real. Para un pozo, que este siendo perforado en dirección Oeste, el sensor leerá un azimutal mayor que el real.

2.4.2.4 Locación Geográfica Así como el sensor se afectará por la componente horizontal del campo magnético terrestre, también se afectará por la amplitud de la componente horizontal. Esto varía según la locación geográfica (Fig. 8) y es mayor en la zona del ecuador, ya que el ángulo de desviación del campo magnético terrestre aumenta. El efecto resultante de esto es que la componente vertical de campo magnético terrestre aumenta mientras que la componente decrece. Así, cualquier herramienta que dependa de la componente horizontal de campo magnético terrestre Será más fácilmente afectada por otros efectos del campo horizontal más allá del Ecuador . Un sensor magnético será por tanto mas sensible al norte magnético en el ecuador que en los polos. Si no hay fuerza de interferencia presente, se verá mayor influencia en las lecturas direccionales cerca de los polos que en el ecuador Aunque la fuerza de interferencia permanezca igual. En efecto, cualquier Reducción en el campo natural terrestre permitirá que el campo magnético de la sarta tenga mayor impacto. 2.4.2.5 Selección de Lastra Barrenas No-Magnéticas



Los sensores magnéticos deben estar dentro de Lastra barrenas no magnéticos para minimizar los efectos de la interferencia derivados del magnetismo inducido en la sarta de perforación y para prevenir cualquier distorsión del campo magnético terrestre en la cercanía de los sensores. La composición de los Lastra barrenas no magnéticos es regularmente una de las siguientes: 1. K Moneles, en aleación conteniendo 30% Cobre y 65% Níquel 2. Acero Cromo/ Níquel compuesto de 18% Cromo y 13% Níquel 3. Acero Austenítico (Aleación de hierro en forma cristalizada) a partir de cromo y manganeso (> 18% Mn) 4. Aleación de Bronce a parir de Cobre y berilio • Los K Moneles y la aleación Berilio-Cobre son costosas pero resistentes a la corrosión • El Acero Austenítico es el más común, pero es susceptible a la corrosión en ambientes altamente salinos. • El Acero Cromo / Níquel tiende a corroerse, causando daño al enroscado. Como se describe, el número de lastra barrenas no magnéticos y la posición del sensor/brújula, dependen de la inclinación del hueco perforado, el azimutal y la locación geográfica. Los gráficos son provistos por la mayoría de los contratistas desviadores que indican el número de lastra barrenas Requeridos para diferentes inclinaciones y azimutales en diferentes locaciones geográficas. Alternativamente los datos obtenidos pueden ser corregidos por la interferencia magnética de la sarta de perforación, uno de los paquetes computacionales disponibles en el mercado. 3.0 Métodos de Cálculo de Evaluación Una herramienta de evaluación direccional mide la inclinación y el azimutal en un número de estaciones de registro a profundidades especificadas. Estos valores son usados para calcular a una profundidad dada, las coordenadas Norte y Este , la profundidad vertical real según el sistema de referencia especificado. La severidad de la pata de perro y la sección vertical (Desplazamiento horizontal) pueden también ser calculadas. Hay muchos métodos para calcular la localización tridimensional de una estación de evaluación. Estos métodos se listan a continuación por orden de precisión: • Método Tangencial • Método del Angulo Promedio • Método del Radio de Curvatura • Método de la Curvatura Mínima



3.1 Método Tangencial Este fue el primer método utilizado. Los cálculos están basados en el ángulo de inclinación y la dirección del ángulo de desviación (Azimutal) al menor de dos puntos de monitoreo (survey). La distancia de curso (distancia entre dos puntos monitoreados) es tomada como una línea recta. Se asume que la línea tenga el mismo ángulo de desviación y dirección que el punto inferior de registro. Los errores con este método pueden ser significativos y por tanto este método es impreciso. Para dos estaciones de monitoreo, S1 y S2, donde la profundidad medida, MD1 y MD2, la inclinación, I1 y I2, y el azimutal, A1 y A2, son conocidos, el Norte, Este y la Profundidad Real (TVD) pueden ser calculadas en S2 . Norte2 = Norte1 + [(MD2 – MD1) x sen I2 x cos A2] Este2 = Este1 + [(MD2 – MD1) x sen I2 x sen A2] TVD2 = TVD1 + [(MD2 – MD1) x cos I2] Ejemplo



3.2 Método de Angulo Promedio Este método utiliza en ángulo de inclinación y un promedio de la dirección del ángulo de desviación (azimutal) entre dos puntos de evaluación. Este reduce significativamente los errores generados utilizando los métodos anteriores y asume que el curso varia en línea recta entre dos puntos evaluados. El método de pata de perro entre dos puntos registrados debe ser corto. Si la distancia entre los dos puntos es corta, por lo que una trayectoria en línea recta se asume se aproxima de forma cercana al agujero perforado real. Es simple calcular a mano en el campo. Para dos estaciones de monitoreo dadas , S1 y S2, donde las profundidades medidas, MD1 y MD2, la inclinación, I1 y I2, y el azimutal, A1 y A2, son conocidos, Entonces el Norte, Este y Profundidad Real (TVD) puede ser calculado en S2 como se muestra:

Ejemplo



3.3 Método del Radio de Curvatura Este método asume que el agujero es un arco sin irregularidades entre los registros. Requiere de algunos cálculos complejos que son mejor utilizados en una calculadora programable o computadora. El método de cálculo no es afectado por longitudes mayores. Asume que la trayectoria tiene un radio constante de curvatura. Para dos puntos de registro, S1 y S2, donde la profundidad medida, MD1 y MD2, la Inclinación, I1 y I2, y el azimutal, A1 y A2, son conocidos, el Norte, Este y la Profundidad Real TVD pueden ser calculadas en S2 de la siguiente forma

Ejemplo



3.4 Método de Curvatura Mínima Este método toma información de la inclinación y el azimutal de cada punto registrado y crea una curva suavizada. Este es un método complejo no recomendado para hacer cálculos a mano. Es ampliamente utilizado por operadores y compañías de perforación direccional. Para dos puntos de monitoreo, S1 y S2, donde las profundidades medidas, MD1 y MD2, la inclinación, I1 y I2, y el azimutal, A1 y A2, son conocidos, el Norte, Este y Profundidad Real TVD pueden ser calculadas en S2 de la siguiente forma

Ejemplo



3.5 Incertidumbre en la Evaluación La incertidumbre en la evaluación es el rango en 3D en que la posición actual de un punto de registro puede ser comparada con la posición calculada. Este es el resultado de la combinación de datos ambiguos individuales registrados durante las evaluaciones. La magnitud de incertidumbre es determinada por un tipo de herramienta, calidad y modelo combinados con imprecisiones utilizadas para correr la herramienta y el ambiente en el que se utiliza. La incertidumbre se clasifica de dos modos: • Estadística en las lecturas del sensor de los que los valores de inclinación y azimutal son obtenidos. • Sistemática, tales como variaciones en la calibración de linealidad, sensibilidad, sesgo y tendencia. Para evaluaciones normales de hueco descubierto, los cuales tienen una longitud significativa y un numero de puntos de monitoreo significativo, la incertidumbre sistemática dominará la incertidumbre estadística. Por lo que, Wolf y de Wardt introdujeron en 1981 una herramienta sistemática de error. Este acercamiento para calcular la posición se ha convertido en un estándar de la industria. El efecto de estas diferencias es una incertidumbre en las posiciones medidas, resultante en una incertidumbre acerca de la posición calculada para el agujero descubierto. Típicamente, la incertidumbre en la dirección lateral es mayor que las incertidumbres por arriba o por debajo de la profundidad medida.. Consecuentemente, la incertidumbre resultante en una estación de evaluación tiene una forma elipsoidal. La incertidumbre se acumula a través de la trayectoria del pozo, y será la mayor durante la última estación de registro La herramienta FINDS (Herramienta de Dirección Inercial o Ferranti Inercial Direccional Tool, en inglés) ha sido la herramienta mas precisa de evaluación utilizada a 0.5 pies en cualquier dirección. De cualquier modo, su tamaño (10.625”) efectivamente la restringe en corridas de Tuberías de Revestimiento de 13.375”. Actualmente los registros giroscópicos tienen una precisión de 1.5° / 1000 pies y más de 3° / 1000 pies en secciones horizontales. La precisión de las herramientas MWD es cuantificada en variación de grados: Inclinación 0.1 – 0.25° Azimutal 1.0 – 1.5° Frente de Herramienta 1.5 – 3.0° En agujeros menores a 5°, la precisión disminuye y un sistema alternativo debe ser utilizado. 4.0 PERFORACIÓN DIRECCIONAL 4.1 POR QUE PERFORAR DIRECCIONALMENTE? La perforación direccional es la ciencia de dirigir el agujero a través de una trayectoria predeterminada a un objetivo designado en el subsuelo. Las aplicaciones más comunes de perforación direccional son: • Perforación de pozos múltiples de estructuras costa afuera • Inclinación controlada en pozos verticales • Perforación Lateral (Ventana) • Perforación de pozos de alivio • Perforación horizontal o pozos multilaterales para mayor exposición en la formación productora



4.2 Técnicas de Desviación Las principales técnicas de desviación son: • Cucharas de Desviación (Whipstock) • Propulsión • Perforación Rotaria • Motores 4.2.1 Cucharas de Desviación (Whipstock) Este fue el principal método de desviación de pozos utilizado entre 1930 – 1950. Fue reemplazado por la introducción de los motores de fondo. Recientemente se ha visto un resurgimiento debido a los pozos multilaterales y re-perforaciones. Existen dos variantes de esta herramienta, el recuperable y la cuchara permanente. Ambas proveen los medios para orientar mediante una cuña cóncava de acero, la cual es utilizada para desviar la sarta de perforación. Dependiendo del estilo de cuchara utilizada, el número de viajes para iniciar a desviar el agujero, puede ser uno o varios. Mucho depende de como la cuchara es y orientada en el agujero y como se efectué la molienda de inicio. 4.2.2 Propulsión (Jetting) La propulsión puede ser utilizada para orientarse en formaciones suaves y es típicamente utilizada en la parte superior del agujero. El ensamblado consiste de una barrena tricónica Modificada con una de las toberas (jets) significativamente más grande que las otras dos o con una abierta y las otras dos tapadas . En esencia, la barrena es orientada hacia abajo y las bombas de lodos son puestas al gasto máximo por 5-10 pies, la mesa rotaria perfora los residuos y un monitoreo (survey) es tomado en la superficie con un giroscopio . Este procedimiento puede repetirse hasta alcanzar el ángulo deseado y es así como la desviación es obtenida. Esta técnica puede utilizarse para construir ángulos mayores a los 15° y crear patas de perro 3° / 100 pies. El método de propulsión es económico y facilita que el agujero sea rápidamente perforado sin efectuar cambios en el ensamblado de la sarta. Permite que un agujero en calibre sea perforado con pequeños cambios en la dirección en formaciones suaves con horas de rotación reducidas y provee un medio de direccional seguramente en un agujero somero donde existen numerosos conductores de pozos adyacentes . 4.2.3 Perforación Rotaria Históricamente, siempre ha sido posible controlar la inclinación de los pozos direccionales durante la perforación rotaria mediante la corrección del diseño de ensamble y el uso de los parámetros de perforación apropiados. El control de azimutal, de cualquier forma, siempre ha sido difícil. Los factores que afectan el comportamiento de los ensambles rotarios serán discutidos posteriormente . 4.2.4 Motores Motores (ya sean motores de desplazamiento positivo o turbinas), equipados con un substituto curvo o un “bent housing”, permiten que la barrena sea orientada y perfore en la dirección seleccionada sin ninguna rotación de la sarta de perforación. Esto permite un control total sobre el azimutal y la inclinación. Otros factores que afectan el desempeño de estos sistemas de direccionamiento serán discutidos posteriormente. 4.3 Control Direccional con Sistemas Rotatorios Las tendencias direccionales están relacionadas a la dirección de la fuerza resultante en la barrena. Al respecto, el ángulo de inclinación de la barrena (ángulo entre el eje de la barrena y el eje del hueco) se cree influye. Esto es debido a que la barrena está diseñada para perforar



paralelo a su eje. En ensambles rotarios con un estabilizador cercano a la barrena, el ángulo de inclinación de la barrena Es pequeño y la magnitud de la fuerza resultante es un factor clave. La trayectoria está afectada por los siguientes parámetros: • Calibre y localización de los estabilizadores • Diámetro y longitud de lastra barrenas • Peso en la barrena • Velocidad de Rotación • Tipo de Barrena • Anisotropía de Formación (propiedades varían horizontal/verticalmente) y el ángulo de desviación de los planos del lecho. • Dureza de Formación • Gasto • Velocidad de Penetración 4.3.1 Calibre y Localización de Estabilizadores El calibre y la localización de estabilizadores, combinados con los parámetros de perforación, tienen un marcado efecto en la habilidad del ensamble rotario pata construir, caer o mantener la inclinación. Existen tres principios fundamentales: • Principio Fulcrum • Principio de Estabilización • Principio de Péndulo 4.3.1.1 Principio Fulcrum Un ensamble con un agujero en calibre cerca de la barrena tendrá un estabilizador y de 40 – 120 pies de lastra barrenas antes de colocar el siguiente estabilizador que construirá el ángulo cuando se le aplique peso. El aplicar peso causará que las lastra barrenas se flexionen y que cerca del estabilizador de la barrena se cree un Fulcrum o punto de pivote. Esto crea una fuerza de oposición en la barrena la cual crea una curvatura hacia arriba en el agujero hasta que el peso es reducido.



Principio Fulcrum

La velocidad de construcción se incrementa cuando: • Hay un incremento en la distancia entre la barrena y el primer estabilizador – este es el elemento de diseño más importante en un ensamblaje Fulcrum para construir el ángulo. Cuando la distancia se incrementa, la capacidad de construcción se incrementa debido a un mayor efecto de palanca ejercido en el punto de pivote (Cerca del estabilizador de la barrena). Una vez que el estabilizador de la primer sarta se encuentra a los 120 pies de la barrena, no se verá mayor efecto ya que los lastra barrenas estarán en contacto con el agujero descubierto. • Incremento en la inclinación del agujero – Conforme se incrementa, los lastra barrenas tienen una componente mayor en los ángulos rectos al eje del agujero y ejercen una fuerza mayor en el Fulcrum. • Reducción del diámetro de lastra barrenas – la rigidez de este es proporcional a la cuarta potencia del diámetro. Así que, usando un diámetro ligeramente menor la flexibilidad del ensamble se incrementará enormemente. Un lastra barrena más pequeño de la misma forma incrementará el espacio anular y permitirá flexionarse antes de entrar en contacto con el hueco perforado. • Incremento en el peso en la barrena - cuando este se incrementa, dobla las lastra barrenas entre los estabilizadores, lo que incrementa la fuerza de carga en la barrena. • Reducción a la velocidad rotaria – Una velocidad de rotación alta tenderá a enderezar la sarta. Por lo que, Bajas velocidades (70 – 100 RPM) serán utilizadas con estos ensambles. • Reducción en el gasto – En formaciones suaves, un alto gasto de bombeo puede lavar el agujero y reducir las velocidades de construcción. 4.3.1.2 Principio de Estabilización El principio usado es que tres o más estabilizadores en calibre cada uno separado por un cople desviado Incluyendo el cercano a la barrena, estos resistirán cualquier efecto de deflexión y preferirá seguir una trayectoria recta. Estos ensambles son llamados ensambles empacados y típicamente se utilizan en secciones tangenciales en conjunto con altas velocidades de rotación (120 – 160 RPM). 4.3.1.3 Principio de Péndulo Este fue el primer principio direccional desarrollado y se compone de un estabilizador menor al calibre del hueco o de ninguno cerca de la barrena. La barrena experimenta una menor fuerza debido a la gravedad.. Reduciendo el peso en la barrena y manteniendo la posición para ayudar a prevenir la caída puede incrementar el efecto. Si la barrena para el primer estabilizador es muy grande entonces, las lastra barrenas pueden reducir su contacto con las paredes, disminuyendo su efectividad y pueden hacer que la barrena se direccione hacia arriba. Manteniendo una velocidad de rotación (120 – 160 RPM) aunado a un bajo peso en la barrena inicialmente ayudará a iniciar la caída. Una vez que la trayectoria ha iniciado, más peso puede ser puesto para acelerar el proceso. Guías: • Las secciones entre la barrena y el primer estabilizador así como entre el primer y el Segundo estabilizador deben ser tan rígidas como sea posible .



• No se requiere de estabilizador cerca de la barrena si es del tipo PDC o cuando no se presenten problemas de azimutal. Si se utiliza una barrena tricónica o de tres conos, se recomienda el uso de un estabilizador bajo calibre por (¼” o ½”) de diámetro. • Debe haber dos estabilizadores con una longitud no mayor a los 30 pies entre ellos. • Utilice una barrena con bajo peso de forma inicial hasta que la tendencia de caída se hay estabilizado entonces incremente el peso gradualmente. • Use alta velocidad de rotación (dependiendo del tipo de barrena). 4.3.1.4 Estabilizadores de Calibración Variable Estas herramientas permiten que el ensamble rotario se comporte de forma dependiente según el calibre del estabilizador. Ej.: Ya sea en calibre o bajo calibre. La herramienta “Andergauge” se compone de un estabilizador con aspas ajustables creadas por la activación de cilindros, los cuales pueden extenderse o ser retirados para variar el calibre de la herramienta en el hueco . Este es afectado por el peso en la barrena con las bombas fuera para asegurar en su lugar y repetir el procedimiento para retraer los pistones, por ejemplo si se desean que esté bajo calibre. Si se coloca apropiadamente en la parte inferior del ensamble, entonces el ensamble puede comportarse de acuerdo al calibre y como es discutido por ensambles rotarios tradicionales. Las aspas ajustables en el Sperry-Sun AGS™ de estabilizador ajustable, también se componen de de muchas filas de cilindros los cuales pueden ser extendidos y retraídos mediante en uso de “encendido-apagado de bombas”. Este ciclo de bombas permite que los cilindros se retraigan por completo y luego sen asienten alternadamente en posiciones en calibre y bajo calibre . La posición de la herramienta puede ser fácilmente monitoreada por observación de la presión en la sarta (Fig. 16), ya que hay una presión diferencial de 150-250psi entre posiciones.



4.3.2 Diámetro de la Lastra Barrena Proveen de rigidez, así como dan peso al ensamble perforador y pueden ser comparados a cilindros de paredes gruesas para propósitos de diseño. Su rigidez depende de su momento axial de inercia y su módulo de elasticidad (Vea Sección 8 Diseño de Sarta de Perforación). Con un ensamble del tipo Fulcrum, reduciendo el diámetro del cople para incrementar la tendencia de construcción debido a que los coples son mas flexibles y que pueden flexionarse ante de entrar en contacto con el agujero. Una vez que esta situación ocurra, incrementar el peso en la barrena tendrá muy poco efecto adicional. Con ensamble de tipo empacado, el reducir el diámetro del cople puede crear una ligera tendencia construir ya que los coples son más flexibles. Con un ensamble de tipo péndulo, este debe ser tan rígido como sea posible y por tanto los coples más grandes deben ser usados. Reducir el diámetro del cople incrementará el espacio anular y permitirá a los coples flexionarse en la parte inferior antes de hacer contacto. Esto reducirá la velocidad de caída ya que hará que la barrena gire hacia arriba. Utilizando coples de diámetro menor se reducirá el efecto del peso en la BHA y con ello se reducirá el efecto de péndulo debido a la gravedad. 4.3.3 Tipo de Barrena Las barrenas tricónicas no tienen efecto en la construcción, permanencia o ángulo de caída. Pero tienen, un impacto en el azimutal y tenderán a “deslizarse” hacia la derecha . Este efecto es enfatizado con los dientes largos en formaciones suaves, Parcialmente debido a que la velocidad de penetración se acentúa y parcialmente debido a que el cono mayor se contrarresta. De manera contraria, barrenas con dientes cortos en formaciones duras tendrán mucho menos tendencia a deslizarse a la derecha. Las barrenas PDC usando poco efecto de peso en y altas velocidades de rotación han mostrado producir una ligera tendencia al “deslizamiento”. Sin embargo, no producen efecto en el ángulo de desviación. Una barrena con un calibre menor tendrá un mayor impacto en el ajuste del ángulo que una barrena con un calibre mayor, la cual tenderá a mantener la trayectoria. El calibre de una barrena actúa como estabilizador y a mayor calibre, mayor será el efecto estabilizador. 4.3.4 Anisotropía de Formación La anisotropía de formación (la variación en las propiedades de la formación en diferentes direcciones en la roca) tiene cierto efecto en la respuesta direccional. La mayor parte de la perforación petrolera se da lugar en rocas sedimentarias, las que por definición, fueron normalmente depositadas en capas y así exhiben su anisotropía. La experiencia en perforación ha demostrado que la barrena será defeccionada de manera dependiente al ángulo de incidencia de la barrena , diferentes teorías han sido propuestas para describir l reacción de la barrena bajo estas condiciones . La “ teoría de formación de astillas” sugiere que los dientes de la barrena generan un esfuerzo compresivo perpendicular a la cara del diente y que la falla del corte mas fácilmente entre las capas. Así el tamaño de la astilla variará dependiendo del diente/ángulo de capa. Como se muestra en la Fig. 17, la barrena es preferentemente dirigida hacia el área de máxima remoción de astillas por la fuerza de desviación resultante ( Fd ) y la siguiente gráfica, derivada experimentalmente, puede ser usada como guía para indicar tendencias en la deflexión. Esta tendencia a la deflexión no deseada puede ser reducida a través del uso de ensambles empacados. Un estabilizador en calibre cerca de la barrena reducirá el deslizamiento mientras tendencias de deflexión más serias requerirán ser tomadas en cuentas antes de armar el ensamble de perforación.



Formación de Astillas



Máxima fuerza de desviación como función del decremento en la formación

Significado de “Declinación hacia arriba” y “Declinación hacia abajo”



Respuestas a la desviación para diferentes ángulos de declinación

4.3.5 Dureza de Formación Formaciones muy suaves pueden ser lavadas, por la simple acción de la propulsión o la circulación del lodo. Bajo estas condiciones, puede resultar complicado construir un ángulo. Si por anticipado, la barrena puede equiparse con toberas grandes para reducir la velocidad. Gastos reducidos en las bombas pueden ser usados excepto previo a que las conexiones sean levantadas para asegurar que la barrena y BHA no se encuentran obstruidas con recortes. Un lavado excesivo puede producir un efecto de caída aun con un ensamble bastante rígido. En formaciones duras, las BHA se comportan de forma más predecible debido a que el agujero siendo regularmente en calibre y con la habilidad de proveer de mayor fuerza de contacto entre las lastra barrenas crea un ángulo de declive en la barrena. El mayor problema en formaciones duras es crear un ensamble para efectuar la inclinación. La reducción del peso en la barrena puede ser requerida para maximizar la velocidad de caída pero esto posiblemente cree un conflicto con un incremento en peso en la barrena para alcanzar una velocidad de penetración razonable . 4.4 Control Direccional con Motores de Fondo Hay dos clases distintivas de motores – las turbinas y los motores de desplazamiento positivos (PDM’s). Los cuales ofrecen las siguientes ventajas en relación directa a su transmisión de fuerza motriz a la barrena más que transmitir lo a la superficie. • Eliminación de la vibración lateral • Reducción de desgaste en sarta y tubería de revestimiento



• Menor torque en sarta, especialmente en agujeros desviados • Fatiga de carga reducida en tubería de perforación • Puede correrse con poco peso a velocidades continuas • Habilidad para orientarse y perforar hacia adelante 4.4.1 Turbinas El desarrollo de las Turbinas comenzó en 1924 in la antigua URSS y los EU. El desarrollo ha continuado en Rusia hasta el día de hoy para utilizarlos como la norma para la perforación de sus pozos direccionales. Esta situación ha sido favorecida por la falta de suficiente tubería resistente a la fatiga para la perforación rotaria. En otras partes, los PDM han reemplazado a las turbinas como el primer tipo de motor direccional seleccionado, mientras las turbinas son usadas más selectivamente según las condiciones. • Las turbinas solo pueden ser energizadas por un fluido de perforación líquido • Una turbina consiste de aspas y estatores montados en ángulos rectos al flujo del fluido • Los rotores están colocados en la flecha propulsora mientras que los estatores están pegados a la tubería externa • Cada par de rotor / estator son conocidos como un etapa • Las turbinas típicamente están equipadas con 75 – 250 etapas. • Los estatores direccionan el flujo a los rotores accionando la flecha en sentido de las manecillas del reloj • La potencia de "turbodrill" es proporcional al número de etapas • La potencia de salida de cualquier etapa es dependiente de el número de aspas, espacio entre aspas, Ángulo, forma y área de flujo. • Las turbinas de desvío son unidades cortas (30 pies) mientras que las turbinas de ángulo recto son mucho mayores y están compuestas de muchas secciones – sub de circulación, Sección superior de motor, Secciones de Potencia 1 – 2 , una sección de rodamientos y una sección de flecha incorporando el estabilizador cercano a la barrena. • Las turbinas son mecanismos de alta velocidad (500 – 1000 RPM). Cuando hay una vía por la que fluya el fluido, el aplicar peso excesivo causará que se atasque. • Las turbinas regularmente operan mayor en formaciones de mayor dureza o durezas media donde las altas velocidades y el bajo peso en la barrena proveerán los parámetros óptimos para perforación . • Para formaciones altamente abrasivas, las turbinas usadas pueden correrse con barrenas de dientes de diamante. Hoy día con el uso de las barrenas PDC, tiende a reemplazarlas. • El continuo desarrollo del Motor de Desplazamiento Positivo/barrena combinado ha llevado al reemplazo mayoritario de turbinas desde fines de los 80.



4.4.2 Motores de Desplazamiento Positivo (PDM) • Los conceptos originales PDM fueron desarrollados en 1956 basados en el concepto Moineau, principio de la bomba en reversa Ej.: El flujo de un fluido mueve la flecha de una bomba. • La bomba puede ser energizada por el fluido de perforación, aire o gas y se compone de cuatro secciones: 1. Válvula de descarga – una válvula de desviación permitiendo a la sarta llenarse o vaciarse cuando es puesta en movimiento. 2. Ensamble de Motor – Se componer de un estator con forma espiral, una flecha de acero sólido rota a través de la longitud de la cavidad. La parte superior está libre mientras que la inferior está fija a un vástago conector. 3. Vástago Conector – Equipado con una junta universal a cada extremo para acomodar la rotación excéntrica del rotor y transferir esta rotación a la flecha. 4. El rodamiento y el ensamble de la flecha – consisten de rodamientos de empuje y un rodamiento radial para permitir una rotación suave de la flecha. Los rodamientos son lubricados por el lodo. La flecha es conectada a un sub en la barrena la que es la única parte rotatoria externa del motor de lodo. • El motor está diseñado para que el rotor sea forzado a girar en sentido de las manecillas del reloj cuando el fluido de perforación es bombeado a través de las cavidades entre el rotor y el estator. • Los Motores son definidos por la razón del número de lóbulos en la sección del rotor al estator. Siempre hay más de un lóbulo estados y estos pueden variar de 2 a 11 por lóbulos estatores con su correspondiente 1 a 10 lóbulos rotores. • El torque producido por los PDM es proporcional a la presión diferencial a través del motor. Cuando se aplica peso en la barrena, la presión de circulación se incrementa. Cuando la barrena deja de perforar, la presión disminuye. Así, la presión en la bomba puede utilizase como ambas, peso en la barrena e indicador de torque. 4.4.3 Inclinación de la Barrena El control direccional con los motores de fondo está basado en la inclinación de los ejes de la barrena con respecto al eje del agujero y / o creando una fuerza en la barrena. Si la sarta y por consecuencia el cuerpo del motos son rotados desde la superficie, la barrena tenderá a perforar en línea recta hacia delante. Sin embargo, si la sarta no es rotada, la barrena perforará en forma curva determinada por la orientación de la fuerza lateral o la inclinación de los ejes de la barrena. La inclinación de los ejes de la barrena es causada por la incorporación del substituto curvo por encima del motor o por el uso de otro motor con inclinación ajustable. El ángulo de inclinación es dependiente de los requerimientos direccionales. • Un ángulo de inclinación alto es recomendado para iniciar el desvío. Así mismo producirá una mayor pata de perro, que la programada para permitir que una parte de la perforación sea



completada en modo rotatorio el cual producirá una mayor velocidad de penetración. Así, una sección típicamente desviada, será perforara por orientar el desplazamiento de los 10 pies iniciales y los restantes 20 pies perforados en modo rotatorio. Como regla, el ángulo de inclinación seleccionado producirá una pata de perro 1.25 veces la severidad máxima requerida por el plan de pozo. • Cuando se tenga la posibilidad de escoger, un herramienta con una mayor capacidad de pata de perro debe ser seleccionada ya que permitirá que una mayor parte de la perforación sea completado en modo rotario . • Cuando haya tangente o se perfore un agujero recto, un ángulo de inclinación menor es recomendado para reducir el desgaste de la barrena . 4.4.3.1 Substituto Curvo o “Bent Sub” Este es un cople corto que se posiciona directamente por encima del motor, con su sección inferior compensada de la vertical. La cantidad de descentralización varía entre 1 y 3 grados comúnmente. El interior indica la dirección en la que la barrena perforará (frente de la herramienta) y una herramienta de orientación (MWD) es normalmente posicionado por encima del substituto curvo. Este tipo de ensamble ofrece control sobre la dirección, una desviación suave y puede ser usado para construir a hacer un ángulo de descenso. 4.4.3.2 “Bent Housing” Ajustable Un elemento ajustable de inclinación es posicionado en el motor que también mantiene el acople flexible/conexión del vástago. Este toma lugar por debajo del ensamble del motor y cercano a la barrena, dando un mayor control direccional (Fig. 21). El rango del ángulo de inclinación “bent housing” es entre los 0 a 3 grados y es fácilmente reasentable en el sitio.



Sistema Direccional – Motor/”Bent Housing” 4.4.4 Torque Reactivo El torque reactivo es la tendencia de la sarta para girar en dirección opuesta a la de la barrena. Cuando el rotor gira a la derecha, el estator es sujeto de una fuerza de giro a la izquierda. Dependiendo del tipo de formación y longitud de la sarta, la tubería girará causando que la barrena perfore hacia la izquierda. Este torque hacia la izquierda se incrementa cuando más peso es puesto en la barrena y presión de la bomba es aplicada. La experiencia en la locación puede ser utilizada para controlar este efecto mediante el ajuste de la orientación del substituto curvo. 4.4.5 Tamaño de Estabilizador y Localización La mayoría de las combinaciones “bent housing” / motor los utilizan: • Sistema completamente estabilizado con rodamientos y estabilizadores superiores (primera sarta) • Sistema parcialmente estabilizado con rodamientos • Sistema resbaladizo Ej. Sin estabilización El grado de estabilización es determinado por la respuesta direccional deseada. La severidad de la pata de perro que puede ser generada como función de • El ángulo de inclinación • El tamaño del motor estabilizador y la primera sarta estabilizadora arriba de la barrena



• Las distancias entre la barrena, el motor estabilizador y la primer sarta estabilizada (esta es la combinación del Fulcrum y el principio de estabilización para ensamble rotario). 4.4.5.1 Motor Estabilizador El motor estabilizador posiciona la barrena y el motor en el agujero de forma centralizada. • Es usualmente enroscado o de diseño de conexión rápida. • Siempre es bajo calibre • Típicamente, 1/8” por debajo de los diámetros de agujero, para mayores de 17½” y mayores la diferencia es de ¼”. • La longitud del calibre no debe exceder la longitud en calibre de la barrena. 4.4.5.2 Primer Estabilizador Este es normalmente corrido directamente después del motor o con un cople muy corto como espaciador. • No debe ser mayor que el motor estabilizador y debe ser de un diseño similar. • Para construir o hacer descender la BHA se incrementa el grado de bajo calibre del primer estabilizador • Con motores grandes (los que generan una tendencia de construcción con la rotación), el primer estabilizador debe siempre tener el mismo calibre que el rodamiento estabilizador. • Con motores de tamaño estándar, un bajo calibre del primer estabilizador es requerido para producir una tendencia para mantener el ángulo en la rotación. Para mantener en rotación, use la siguiente guía:

Tamaño de Agujero Calibre del Primer Estabilizador

8-1/2” 8” a 8-3/8” 9-7/8” 9-1/8” a 9-5/8” 12-1/4” 11-3/4” a 12” 14-3/4” 14-1/8” a 14-1/2” 17-1/2” 16” a 17”

Para construir a 0.25°/100 pies en modo rotario, use la siguiente guía:

8-1/2” 1/8” 12-1/4” ¼” 17-1/2” 3/8”

Nota: La anterior no aplica a motores grandes. Note: La anterior debe ser utilizada solo como guía. Los resultados pueden verse afectados por las formaciones perforadas y variarán de una región a otra. 4.4.5.3 Estabilizadores de Calibre Variable Los estabilizadores de calibre variable son normalmente corridos como estabilizadores en la primera sarta estabilizadora para dar un mayor grado de control durante la perforación rotaria. Algunos proveedores también se encuentran diseñando estabilizadores para motores con calibre variable. 4.4.6 Desplazamiento de Perforación



Un estimado de la proporción de deslizamiento de perforación que será requerido puede ser determinado por la siguiente ecuación: % Porcentaje de Desplazamiento en Pies = DL – DLR X 100 (DLO-DLR) Donde DL = Pata de perro requerida DLO = Pata de perro actual orientada DLR = Pata de perro cuando hay perforación rotaria Debe recordarse que el desplazamiento perjudica la limpieza del agujero, especialmente en secciones largas tangenciales a ángulos relativamente altos. Por lo que debe haber un equilibrio entre ser contundente al limpiar el hueco y el desplazamiento. 5.0 ENSAMBLAJES TÍPICOS DE BHA 5.1 Ensambles Rotarios 5.1.1 Ensamble BHA para mantener ángulo Dependiendo de las características de la formación, WOB, RPM, Tipo de Barrena, etc. El ensamble siguiente generalmente mantendrá o mostrará un ligera tendencia de variación de 0.1 – 0.5 °/100 pies. Barrena Estabilizador en calibre cercano a la barrena Lastra Barrena Estabilizador en calibre Lastra Barrena Estabilizador en calibre Lastra Barrena para dar peso a la barrena (WOB) Martillo Lastra Barrena para operar el Martillo Tubería de Perforación Ultrapesada (HWDP) 5.1.2 Ensamble (BHA) para construcción Dependiendo de las características de la formación, WOB, RPM, Tipo de Barrena, etc. El siguiente ensamble normalmente construirá un ángulo de 1.5 – 2.5 °/100 pies Barrena Estabilizador en calibre cercano a la barrena 2 Lastra Barrena Estabilizador en calibre Lastra Barrena Estabilizador en calibre Lastra Barrena para dar peso a la barrena (WOB) Martillo Lastra Barrena para operar el Martillo Tubería de Perforación Ultrapesada (HWDP) El ensamble es comúnmente referenciado como Ensamble de Construcción de 60 pies. Incrementando el espacio entre la barrena y el primer estabilizador se incrementará el ángulo de



construcción. Disminuyendo el espacio entre la barrena y el primer estabilizador disminuirá la velocidad de construcción. 5.1.3 Ensamble (BHA) para descenso Dependiendo de las características de la formación, WOB, RPM, tipo de barrena, etc. El siguiente ensamble creará un descenso de 1.5 – 2.0 °/100 pies Barrena Estabilizador en Calibre Lastra Barrena Estabilizador en Calibre Lastra Barrena para dar peso en Barrena WOB Martillo Lastra Barrena para operar el martillo Tubería de Perforación Ultrapesada (HWDP) Este ensamble es referido comúnmente como Ensamble de Péndulo de 30 pies. Incrementando el espacio entre la barrena y el primer estabilizador se incrementará la velocidad de descenso. El decremento del espacio entre la barrena y el primer estabilizador disminuirá la velocidad de descenso. Un ensamble de Péndulo de 60 pies es a veces utilizado para perforar pozos verticales a través de formaciones suaves o de dureza media, aunque debe tenerse en consideración que si mucho peso en la barrena es aplicado, puede causar puede convertirse en un ensamble de construcción. 5.2 Ensambles de Desviación 5.2.1 Ensamble (BHA) para agujero de 17½” – Tendencia Constante (Mantener Angulo) 17½” Barrena tricónica 11¼” Motor direccional con motor estabilizador de 17¼” 16½” Primer sarta de estabilizador Substituto Flotador 9½” NMDC (Coples No Magnéticos) 9½” MWD 16½” Estabilizador no magnético 2 x 9½” NMDC (Coples No Magnéticos) Combinación 2 x 8” Coples de Acero (incremento o decremento si es requerido) Martillo 8” Coples de Acero Combinación Tubería de Perforación Ultrapesada (Lo suficiente para proveer peso en la barrena) 5.2.2 Ensamble (BHA) para agujero de 17½” – Tendencia de Construcción 17½” Barrena PDC 11¼” Motor direccional con motor estabilizador de 17¼” motor 17¼” Primer sarta de estabilizador Substituto Flotador 9½” NMDC (Coples No Magnéticos) 9½” MWD 16½” Estabilizador No Magnético



2 x 9½” NMDC (Coples No Magnéticos) Combinación 2 x 8” Coples de Acero (incremento o decremento si es requerido) Martillo 8” Coples de Acero Combinación Tubería de Perforación Ultrapesada (Lo suficiente para proveer peso en la barrena) 5.2.3 Ensamble (BHA) para agujero de 12¼”– Tendencia Constante (Mantener Angulo) 12¼” Barrena 9½” Motor direccional con motor estabilizador de 12-1/8” 12” primer sarta de estabilizador 8” NMDC (Coples No Magnéticos) 8” MWD 12” Estabilizador No Magnético 2 x 8” NMDC (Coples No Magnéticos) Martillo 8” Coples de Acero Combinación Tubería de Perforación Ultrapesada (Lo suficiente para proveer peso en la barrena) 5.2.4 Ensamble (BHA) para agujero de 12¼” – Tendencia de Construcción 12¼” Barrena 9½” Motor Direccional con motor estabilizador de 12-1/8” motor 11” primer sarta de estabilizador 8” NMDC (Coples No Magnéticos) 8” MWD 11¾” Estabilizador No Magnético 2 x 8” NMDC (Coples No Magnéticos) Martillo 8” Coples de Acero Combinación Tubería de Perforación Ultrapesada (Lo suficiente para proveer peso en la barrena) 5.3 Ensamblajes Direccionales Rotatorios Los ensamblajes direccionales rotatorios, permiten la inclinación y un control de azimutal mientras se efectúa la perforación rotaria. Estos serán discutidos en la Sección 13- Avances en Tecnología.

SECCIÓN 10 EVALUACIÓN DE FORMACIONES Contenido 1.0 Introducción

1.1 Registro de Lodo 1.2 Toma de Núcleo 1.3 Análisis de Registro 1.4 Tipos de registro 1.5 Invasión de Lodo

2.0 Definición de Reservorio 2.1 Porosidad 2.2 Permeabilidad 2.3 Saturación de Fluido

3.0 Presentación de Registro 4.0 Registros Eléctricos

4.1 Calibrador 4.1.1 Principio 4.1.2 Presentación de Registro 4.1.3 Aplicación

4.2 Rayos Gamma 4.2.1 Principio 4.2.2 Presentación de Registro 4.2.3 Aplicación 4.2.4 Limitaciones

4.3 Registro de Densidad 4.3.1 Principio 4.3.2 Presentación de Registro 4.3.3 Aplicación 4.3.4 Limitaciones

4.4 Registro de Neutrones 4.4.1 Principio 4.4.2 Presentación de Registro 4.4.3 Aplicación 4.4.4 Limitaciones

4.5 Registro Sónico 4.5.1 Principio 4.5.2 Presentación de Registro 4.5.3 Aplicación

4.6 Registro de Resistividad 4.6.1 Principio 4.6.2 Presentación de Registro 4.6.3 Aplicación

4.7 Probador de Formación 5.0 Registro con Tubería de Perforación 6.0 LWD

6.1 Telemetría 6.1.1 Pulso Negativo 6.1.2 Pulso Positivo 6.1.3 Electromagnético

7.0 Seguridad de la Locasión con Registros de Densidad y de Neutrones

1.0 INTRODUCCION Una gran variedad de información del pozo esta disponible y puede ser utilizada por el geólogo y petrofísico para refinar los modelos geológicos y petrofísicos y para obtener un mejor conocimiento del reservorio, establecer cuan grande es el reservorio y como se desempeñará si es colocado bajo producción. La información puede ser obtenida de las siguientes Fuentes: • La data obtenida durante la perforación • Grado de Penetración • Análisis de Cortes • Perdidas/Ganancias de Lodo • Muestras de gas / petróleo / agua • Análisis de Núcleo • Litología • Presencia de muestras • Porosidad • Permeabilidad • Análisis especial de núcleo • Análisis de Registro (registros eléctricos y MWD/LWD) • Registros Eléctricos • Registros Acústicos • Registros de Radioactividad • Mediciones de Presión • Registros Especiales • Pruebas de Productividad • Probador de Formación • Prueba de Sarta de Perforación • Prueba de Producción 1.1 Registro de Lodo La información recolectada durante la perforación es usualmente incorporada como parte de los servicios de registro de lodos. El registro de lodo provee un record de grado de penetración, litología (deducido del análisis de corte) y la descripción de los cortes en base a la profundidad junto con comentarios generales sobre los parámetros de perforación, tipo y propiedades de lodo, muestras de hidrocarburo, corridas de registros, cortes de núcleo, etc. 1.2 Toma de Núcleo Los núcleos proveen información más exacta que los cortes. Sin embargo, y a menos que haya circunstancias especiales dictadas, usualmente solo es efectivo, monetariamente hablando, realizar la toma del núcleo en la sección de reservorio del pozo. Una toma de núcleo permite que se realice una descripción litológica detallada del reservorio. Pruebas adicionales pueden ser realizadas en el laboratorio para establecer la porosidad y permeabilidad de la roca, los cuales pueden entonces ser utilizados para calibrar la respuesta de las herramientas de registro. 1.3 Análisis de Registro

Los registros pueden ser obtenidos corriendo herramientas especializadas en registros eléctricos o, como ya se ha vuelto más común, incluyendo una herramienta de LWD como parte de la sarta de herramientas de MWD. Hágase notar que no todos los registros eléctricos están disponibles como registros de LWD. Un registro es la grabación de las propiedades físicas de las formaciones perforadas, basados en la profundidad. 1.4 Tipos de Registro Los registros se pueden clasificar en tres familias: 1. Grosor del Reservorio (Rayos Gamma y Potencial Espontáneo). Discriminado entre rocas de reservorio y rocas que no pertenecen al mismo. 2. Porosidad (Densidad, Neutrones, Sónico). Utilizado para calcular porosidad, identificar litologías y diferenciar petróleo de gas. 3. Resistividad (Registro lateral, Inducción, Microresistividad). Junto con los registros de porosidad son utilizados para calcular las saturaciones de hidrocarburo. También se pueden correr registros adicionales para medir propiedades específicas. Probador de Formación – mide las presiones de la formación y puede sacar pequeñas muestras. Medidor de Inclinación – mide la inclinación y el acimut de la formación VSP – usado para calibrar evaluaciones sísmicas Calibrador – usado para corregir otras mediciones de los registros, volúmenes del cemento, etc. La respuesta de las herramientas varía bajo condiciones diferidas de presión, temperatura, ambiente de fluidos y tamaño del agujero descubierto. Normalmente se requiere calibración para asegurar la calidad y exactitud del registro. La velocidad de la grabación es una función del tipo de sonda, la calidad de la data requerida y la información ha ser recolectada. La interpretación detallada de registro es realizada por poderosas estaciones de trabajo, muchas veces instaladas en las unidades de registro. Análisis “mirada rápida” pueden aun ser realizadas, sin embargo no es la intención de esta sección el cubrir este tema. 1.5 Invasión de Lodo La mayoría de los pozos son perforados con un hidrostático de lodo que es mayor que la presión de la formación. En otras palabras, allí hay una presión diferencial intentando empujar el lodo que esta adentro del pozo hacia la formación. A través de las lutitas no sucede nada, ya que las lutitas no son permeables, de modo que no hay sitio adonde el lodo de perforación pueda ir. A través de una capa porosa y permeable (un reservorio) esta presión diferencial empuja filtrado de lodo adentro de la roca de reservorio desplazando el líquido de reservorio. La profundidad de esta invasión varia de centímetros a metros dependiendo de la presión diferencial, la porosidad y la permeabilidad de la formación y la habilidad del liquido de perforación para formar el enjarre, el cual ayuda a reducir la cantidad de fluido invasor. La profundidad de esta invasión o zona deslavada puede ser importante, ya que si es demasiado profunda algunas herramientas no serán capaces de leer más allá de ella. 2.0 DEFINICION DE RESERVORIO Un reservorio es una formación porosa y permeable con uno o más fluidos. El reservorio esta compuesto de una matriz rocosa y cierta cantidad de espacios vacíos que contienen fluidos. Puede ser destacado por los siguientes parámetros:

2.1 Porosidad El volumen ocupado por todos los fluidos de la formación. Es el radio del volumen de los espacios vacíos al volumen total.

Donde φ = porosidad Vp = volumen de los espacios vacíos Vb = volumen total 2.2 Permeabilidad La habilidad con la cual un fluido puede fluir a través de la formación. La permeabilidad no es cuantificable y es directamente obtenida de los registros. Se expresa utilizando la ecuación Darcy.

Donde Q = grado de flujo A = área seccional cruzada ∆P = diferencial de presión µ = viscosidad del fluido en flujo L = largo K = permeabilidad La permeabilidad es medida en Darcies, en donde 1 Darcy = 0.9869 x 10-12 m2

2.3 Saturación de Fluido El radio del volumen de fluido presente en los poros al total de volumen de los poros.

3.0 PRESENTACION DE REGISTRO Las mediciones de los registros son presentadas gráficamente en un cuadriculado estándar de API, el cual consiste en tres pistas de información y una columna de profundidad. La pista 1, en el lado izquierdo de la columna de profundidad, siempre tiene una escala lineal y usualmente presenta la data litológica. Las pistas 2 y 3 del lado derecho de la columna de profundidad son muchas veces combinadas y podrían estar, ya sea en una escala lineal o una escala logarítmica o una combinación de las dos. Estas pistas presentan información tal como data de resistividad y porosidad. Varios parámetros pueden ser grabados en la misma pista. La escala vertical de profundidad del registro podría ser 1:1000 o 1:500 para propósitos de correlación, 1:200 para evaluaciones petrofísicas o 1:40 para la correlación con núcleos. En USA las escalas verticales son muy a menudo 1:1200, 1:600 y 1:240.

El colector de registros también contiene información útil sobre el pozo y el fluido de perforación que se esta utilizando al momento que el registro es grabado. 4.0 REGISTROS ELECTRICOS 4.1 Calibrador 4.1.1 Principio Las herramientas calibradoras miden el diámetro y forma del agujero utilizando uno o más brazos, simétricamente colocados en la herramienta de registro. Las variaciones en el diámetro del agujero causan el cierre o apertura de los brazos del calibrador. 4.1.2 Presentación de Registro El registro del calibrador siempre es grabado en la pista 1, a la izquierda de la columna de profundidad, en una escala lineal graduada en pulgadas. Una linea vertical indicada en la misma escala representa el tamaño de la barrena y las fluctuaciones del calibrador alrededor de este valor. Se pueden observar tres casos típicos: • Valor del Calibrador = tamaño de la barrena El agujero se considera en medición-típico de formaciones compactas • Valor del Calibrador > tamaño de la barrena El agujero es sobremedido causado por una formación débil o desconsolidada o una formación que has sido parcialmente disuelta por el fluido de perforación. • Valor del Calibrador < tamaño de la barrena El agujero es considerado sustituto-medido causado por la hinchazón de la formación o la formación de un enjarre grueso. 4.1.3 Aplicación Las mediciones del calibrador pueden ser utilizadas para: • Mediciones de volúmenes del hoyo para cálculos de cementación • Selección de puntos preferibles para tomar pruebas de presión de formación • Selección de asientos adecuados para los empacadores para las pruebas en el agujero descubierto. • Correlación de lecturas de registros para que el efecto del tamaño del agujero y el grosor del enjarre, generen una interpretación mas cuantitativa. 4.2 Rayos Gamma 4.2.1 Principio El registro de rayos gamma mide la radioactividad natural de las formaciones. Los elementos mas comunes que emiten radiación natural son potasio (K), torio (Th) y uranio (U). Estos tres elementos emiten rayos gamma continuamente, los cuales son recogidos por el detector de radiación montado en la herramienta de rayos gamma. La mayoría de las rocas de reservorio (arenisca, caliza y dolomía) no contienen o contienen solamente pequeñas cantidades de estos tres elementos y por lo tanto tienen un nivel bajo de radiación de rayos gamma. Otros tipos de roca (por ejemplo lutitas) contienen una alta cantidad

de átomos de potasio y torio, resultando en un nivel alto de radiaciones de rayos gamma. Este contraste en los niveles de radiación puede ser utilizado para diferenciar entre las diversas formaciones. 4.2.2 Presentación de Registro Normalmente los RG son presentados en la pista 1. Es grabado en una escala lineal, graduada en unidades API, de 0 a 100 o de 0 a 150 API, incrementándose hacia la derecha. Sabemos que los RG son un indicador general de formaciones de lutitas, pero se debe tener cuidado, ya que otras formaciones también pueden exhibir altos valores de RG. 4.2.2.1 Radioactividad en Lutitas o Arcillas El potasio y el torio coexisten con lutitas y arcillas y son muy buenos indicadores de lutitas. 4.2.2.2 Radioactividad en Formaciones Clásicas Generalmente las formaciones clásicas muestran emisiones radioactivas débiles, las cuales dan bajos valores de RG. Sin embargo, y bajo ciertas circunstancias, estas formaciones están asociadas con elementos detríticos, los cuales pueden contener potasio y así mostrar niveles más altos de radioactividad natural. Un ejemplo de esto es la presencia de mica dentro de la secuencia de areniscas “Brent” en el Mar del Norte. 4.2.2.3 Radioactividad en Formaciones de Carbonato Por lo general los carbonatos no son radioactivos. Sin embargo y bajo condiciones inciertas pueden contener materia orgánica, la cual da una respuesta radioactiva debido a la presencia de Uranio 238. También existen carbonatos de lutitas con una radioactividad significante, de acuerdo al tipo de lutitas. 4.2.2.4 Radioactividad en Formaciones Evaporativas Evaporables como la halita y anhidrita tienen valores de RG extremadamente bajos (<5 API). 4.2.3 Aplicación Los RG (Rayos Gamma – también identificados como GR) tiene tres usos principales: • Discriminación entre las formaciones de reservorio y no-reservorio. • Herramienta de correlación • Calculo de contenido de arcilla o lutitas. 4.2.3.1 Correlación Debido a su habilidad de repetir, los RG 4.2.3.2 Calculo del Contenido de Arcilla Se puede realizar una aproximación del contenido de arcilla o lutitas de una formación, utilizando la siguiente formula:

Donde: Vsh = Contenido de arcilla o lutitas RG lectura = Lectura de los RG en el punto de interés RG min. = Lectura de los RG en una formación limpia RG máx. = Lectura de los RG en una formación 100% lutitas 4.2.4 Limitaciones

Para uso cuantitativo la velocidad de registro debería estar alrededor de los 1200 pies/hora. Para uso cualitativo se pueden utilizar velocidades mayores de registro pero dará como resultado una curva llana. Los lodos de potasio incrementaran las lecturas. 4.3 Registro de Densidad 4.3.1 Principio Una fuente fuerte de rayos gamma bombardea la roca con rayos gama de energía media. Estos rayos gamma chocan con electrones en la formación. En el proceso, estos rayos gama pierden parte de su energía y son esparcidos por todos lados. La velocidad de conteo de los rayos gamma esparcidos alcanzando la herramienta de detección, da una indicación de la densidad de la formación. A partir de esta densidad se puede valuar la porosidad de la formación. 4.3.2 Presentación de Registro Generalmente la densidad es grabada en las pistas 2 o 3, muchas veces junto con el registro de neutrones en una escala lineal. 4.3.3 Aplicación Se puede calcular la porosidad a partir de la densidad de bulbo grabada por la herramienta, utilizando la siguiente ecuación:

Donde: φ = Porosidad ρm = Densidad de la matriz de la roca ρb = Densidad de bulbo del registro ρf = Densidad del filtrado de lodo 4.3.4 Limitaciones La herramienta de densidad tiene una profundidad de investigación de 10 a 15 cms., de modo que son solo las grabaciones en la zona deslavada. 4.4 Registro de Neutrones 4.4.1 Principio Una fuente de neutrones bombardea la formación con neutrones de alta energía. A medida que los neutrones chocan con átomos presentes en la formación, bajan la velocidad. Los átomos de hidrogeno los hacen especialmente lentos. La herramienta mide los neutrones que regresan en dos distancias, desde la fuente y en base a esto calcula la cantidad de átomos de hidrogeno en la formación. La herramienta asume que todos los átomos de hidrogeno están únicamente presentes en el espacio de los poros de la formación y en base a eso calcula un valor de porosidad. Las principales herramientas corridas son: • Porosidad de Neutrones en Pared Lateral (SNP), que es una herramienta tipo bloque • Registro Compensado de Neutrones (CNL), que es una herramienta tipo mandril 4.4.2 Presentación de Registro El registro de neutrones es generalmente grabado en las pistas 2 o 3 junto con la curva de densidad. La escala de la curva esta representada en unidades de porosidad (pu). Debido a que la referencia del pu son calizas llenas de agua, se requiere de corrección para las diferentes formaciones.

4.4.3 Aplicación El registro es utilizado para calcular los valores de porosidad de la formación. 4.4.4 Limitaciones En formaciones contenedoras de gas la baja densidad de átomos de hidrogeno causa una lectura de baja porosidad. Cuando es combinada con un registro de densidad, se hace notar un marcado “efecto gas” en donde el registro de densidad se mueve hacia la izquierda (incremento de porosidad/disminución de densidad) y el registro de neutrones se mueve hacia la derecha (disminución de porosidad). Las lutitas contienen agua arcillosa. La herramienta de neutrones interpreta esta agua como porosidad, cuando en realidad no hay ninguna porosidad efectiva presente. La herramienta de neutrones tiene una profundidad de investigación de 15 a 20 cms y solo graba en la zona deslavada. 4.5 Registro Sónico 4.5.1 Principio La herramienta sónica mide el tiempo que le toma a un acústico u onda sonora viajar a través del lodo y la formación. La herramienta corrida comúnmente hoy en día es el Compensado de Hueco (BHC) sónico, que automáticamente corrige las lecturas para cualquier efecto del hueco. Por lo general, la herramienta necesita estar bien centralizada en el agujero. 4.5.2 Presentación de Registro Usualmente el registro sónico es grabado en la pista 3 en una escala lineal, El tiempo de viaje es grabado en microsegundos/pies en un rango de 40 a 140 incrementándose hacia la izquierda. 4.5.3 Aplicación El registro sónico puede ser utilizado como sigue: • Calcular porosidad (no tan efectivo como los registros de densidad o neutrones). • Identificación y correlación de la litología. • Detección de presión excesiva. 4.6 Registro de Resistividad 4.6.1 Principio La herramienta de resistividad mide la resistividad de la formación hacia una corriente eléctrica. La mayoría de las rocas son resistentes a las corrientes eléctricas, comparadas a los fluidos, los cuales son por lo general, buenos conductores, con la excepción del hidrocarburo. En el caso de formaciones porosas, y como resultado de la invasión de fluido, el filtrado de lodo desplaza los fluidos de formación y crea tres diferentes zonas con diferentes resistencias. Estas zonas son conocidas como: • Zonas deslavadas cerca de la pared del hueco con resistividad de Rxo.

• Zona transitoria con resistividad de Ri • Zona virgen o sin invadir con resistividad de Rt De acuerdo a Archie, en las formaciones contenedoras de agua el radio de Rt a Rxo es constante, mientras que en un reservorio contenedor de hidrocarburo el radio no es constante y el Rt se incrementa más que Rxo. Utilizando esta formación, diferentes lecturas pueden ser tomadas en la zona no invadida y en la zona deslavada. En la roca no perteneciente al reservorio no existe filtrado invasorio, de modo que Rxo = Ri = Rt. Largas sondas espaciadoras, tales como el registro lateral (LL), registro lateral dual (DLL) y registro esféricamente focalizado (SFL), realizan lecturas en la zona no-invadida. Ellos tienen largo espaciamiento entre el transmisor y el receptor (24” a 64”) y pueden ser influenciados por el tipo de lodo. Pequeñas sondas tipo bloque, tales como el microregistro (ML) microregistro lateral (MLL) y microregistro esféricamente focalizado (MSFL), leen en la zona deslavada. Tienen espacios pequeños de unas cuantas pulgadas, entre el transmisor y el receptor. Si se utilizan lodos no conductivos entonces los registros de inducción pueden ser utilizados para medir la resistividad de la formación. 4.6.2 Presentación de Registro La resistividad es grabada en la pista 2 en una escala de registro desde 0.2 hasta 2000 ohm m. 4.6.3 Aplicación Utilizado para diferenciar entre intervalos de hidrocarburo y agua. Utilizado para cuantificar la saturación de agua en los intervalos de hidrocarburo. 4.7 Probador de Formación Los probadores de formación (RFT – repetir probador de formación, MDT probador de dinámicas modulares o FMT probador de formaciones múltiples, siendo este ultimo la herramienta de variedades mas comunes) son corridos para obtener presiones de formación, inclinaciones de presión, estimados de permeabilidad y muestras de formación. La herramienta tiene un bloque que contiene un empaque sellador del lado opuesto de un brazo. En la profundidad de interés, el brazo se abre, forzando al bloque y al empaque sellador a entrar en contacto con la formación. Se obtiene información de pre-prueba y de la presión formada. De esta información se puede determinar la permeabilidad de la formación y la presión de la formación. Al revisar esta información a diferentes profundidades, también se pueden determinar las inclinaciones de la presión. Dependiendo de la permeabilidad de la formación podría tomar algún tiempo obtener un juego valido de lecturas. En pozos de sobrebalance alto, el riesgo de que la herramienta se atasque diferencialmente, es alto (el RFT no es conocido como el “Repetir Herramienta de Pesca” por nada!). Planes de contingencia para la recuperación de registros de un probador de formación deberán ser establecidos antes de correr esta herramienta (o cualquier otro registro de importancia). Se debe tener cuidado con la herramienta de MDT, ya que esta herramienta tiene la habilidad de bombear pequeños volúmenes de fluido de formación dentro del agujero. En pozos condensados o de gas, pequeños volúmenes en profundidad pueden fácilmente convertirse en grandes volúmenes en la superficie, de modo que siempre es sabio seguir el programa de MDT con cuidado y no asumir que es solo otra corrida de registro.

5.0 REGISTRO CON TUBERIA DE PERFORACION En pozos altamente desviados (ángulo mayor a 60 grados) y en otros pozos con condición pobre de agujero, es común correr registros eléctricos al final de la tubería de perforación, utilizando la tubería de perforación para empujar los registros hasta la profundidad requerida. Un procedimiento típico para una operación como esta, es como sigue: • Armar sarta de herramienta de registros eléctricos • Conectar el conector húmedo a la tubería de perforación • RIH tubería de perforación hasta la profundidad requerida, rompiendo circulación en intervalos regulares para asegurar que los puertos en el conector húmedo no están bloqueados. • Conectar el sustituto de acople de entrada lateral • Armado de poleas de registros eléctricos • Instalar el conector húmedo y bombear hacia abajo • Asegurar y probar el conector húmedo. Asegurar el sustituto de acople de entrada lateral. • RIH a la profundidad requerida • POOH (Sacar Tubería Fuera del Hoyo) registro según sea requerido • Una vez que el registro este completo POOH al sustituto de acople de entrada lateral. • Recobrar el conector húmedo y desarmar registros eléctricos. • POOH (Sacar Tubería Fuera del Hoyo) Antes de comenzar una operación de registro con tubería de perforación, se requiere una detallada reunión de planificación, que necesita enfocarse en: • Comunicación entre el perforador y el operador de “winche” de registros eléctricos. • Procedimiento de conexión después de correr el sustituto de acople de entrada lateral para minimizar el riesgo de encrespar el cable. • Trabajando con poleas y cables en el mástil mientras se corren bloques hacia arriba y hacia abajo. • Medidas de contingencia en caso de pegar la tubería. • Control de incidentes de pozos (tomar nota que la mayoría de los preventores anulares NO sellaran contra la tubería de perforación y el cable de registros eléctricos). 6.0 LWD Aparte de las mediciones de inclinación y acimut (las herramientas tradicionales de MWD), la siguiente data también puede ser medida y transmitida a la superficie en tiempo real o grabada para análisis posteriores: • Rayos Gamma • Resistividad • Densidad • Porosidad de Neutrones • Sónico • Mecanismos de Perforación (Vibración, Peso en Barrena dentro del Agujero, Torque dentro del Agujero) • presión Durante la Perforación • Calibrador Acústico

Aparte de proveer información sobre las formaciones, igual que con los registros eléctricos, los registros de evaluación de formación (gamma, resistividad, densidad y porosidad de neutrones) también pueden ser utilizados para realizar perforación dirigida en pozos horizontales, asegurándose que la trayectoria se mantiene dentro de una formación predeterminada, o que por lo menos minimice la cantidad perforada de formación no perteneciente al reservorio. Las mecánicas de perforación y los registros de presión durante la perforación provee información que puede ser utilizada para optimizar el desempeño de perforación, reducir problemas asociados con las limpiezas y minimizar problemas asociados con la falla de la sarta de perforación, alertando al perforador y al perforador direccional de vibraciones dentro del hueco y compresión de la sarta de perforación. La evaluación de formación trabaja bajo el mismo principio y tiene la misma aplicación que los registros eléctricos. 6.1 Telemetría La data de registro adquirida durante la perforación, puede ser, ya sea grabada en memoria o transmitida en tiempo real, de regreso a la superficie. Las tres técnicas disponibles hoy en día, son: • Pulso Negativo • Pulso Positivo • Electromagnético 6.1.1 Pulso Negativo La herramienta de pulso negativo utiliza una compuerta deslizante y una válvula de asiento, para ventilar el fluido momentáneamente desde el interior de la sarta de perforación hacia el espacio anular, creando una baja de presión que se propaga a la superficie, en donde puede ser grabada por un sensor en un “standpipe manifold” o múltiple. La amplitud de una señal de pulso negativa es una función de las diferentes presiones entre el agujero de la sarta de perforación y el espacio anular. La mayoría de las herramientas especifican una baja de presión mínima de 350 psi. La mayoría de las herramientas tienen una velocidad de flujo masivo límite para prevenir la erosión excesiva de la compuerta y los componentes de asiento. La válvula de pulso es impulsada por baterías de litio. Si un sustituto de acople flotador esta siendo corrido dentro sustituto de acople para prevenir el flujo de retorno a través de la válvula cuando se tropieza con el daño de prevención. 6.1.2 Pulso Positivo El sistema de pulso positivo es usualmente impulsado por una turbina de lodo que cabe dentro del pulsador del sustituto de acople. La turbina impulsa un generador eléctrico y una bomba hidráulica. El generador provee potencia eléctrica para ambos, el control de circuito del pulsador y los sensores, mientras que la bomba hidráulica provee potencia para el solenoide hidráulico que activa una válvula de alivio para inducir un pulso de presión. Para transmitir data, la válvula de alivio es extendida dentro de un orificio de flujo restringiendo el flujo de lodo dentro de la sarta de perforación y creando un incremento momentáneo de presión que se propaga a la superficie, donde puede ser grabado por un sensor de presión en el “standpipe manifold” o múltiple. 6.1.3 Electromagnético

En el presente los sistemas telemétricos electromagnéticos, solo pueden ser utilizados en pozos en tierra firme. La data es transmitida a la superficie utilizando ondas electromagnéticas generadas por un sustituto de acople de fondo, que vieja a través de las formaciones hacia la superficie. En la superficie las ondas electromagnéticas son recibidas como un voltaje potencial entre una sarta de perforación conductiva y un electrodo de fondo. El electrodo de fondo es usualmente una estaca de metal en el fondo, a unos cientos de pies del pozo. El sistema no requiere de un fluido de perforación para transmitir la data, de modo que es idealmente para perforación bajo-balance. La herramienta normalmente funciona con baterías. 7.0 Seguridad de la Locasión con Registros de Densidad y de Neutrones Debido a que los registros de densidad y neutrones requieren el uso de fuentes radioactivas, se deberá llevar a cabo una reunión de seguridad antes de correr estas herramientas. Solamente el personal autorizado podrá manejar material radioactivo.

SECCIÓN 11 PROBLEMAS DE PERFORACIÓN Contenido 1.0 Introducción 2.0 Pesca 3.0 Perdida de Circulación

3.1 Practicas Preventivas 3.2 Acciones Remediales

4.0 Estabilidad del Agujero 4.1 Lutitas Fracturadas Naturalmente 4.2 Peso Incorrecto del Lodo 4.3 Invasión de Presión 4.4 Invasión de Fluido y Esfuerzo de Hidratación

5.0 Hidratos 5.1 Inhibición 5.2 Control de Posos 5.3 Pruebas de Pozo

1.0 INTRODUCCION Los problemas de perforación cubren eventos no-rutinarios como por ejemplo: • Control de Pozos • Atrapamiento de Tubería • Pesca • Pérdida de Circulación • Estabilidad de Agujero • Hidratos • Contaminación del Lodo • Limpieza del Agujero • Daño de Formación Control de Pozos no será cubierto en este manual. Vea el Manual de Servicios de Perforación- Control de Pozos de de Schlumberger (Schlumberger Drilling Services Well Control Manual). Atrapamiento de Tubería no será cubierto por este manual. Vea el Manual del Perforador de Servicios de Perforación-Atrapamiento de Tubería (Schlumberger Drilling Services Driller’s Stuck Pipe Handbook). Algunos de los temas listados arriba ya fueron cubiertos en secciones anteriores de este manual y no serán discutidos nuevamente. La clave de tratar con problemas de perforación es la de estar al tanto de lo que podría posiblemente ocurrir y tener planes y equipo de contingencia en el sitio, para poder manejarlos. 2.0 PESCA Hay una gran variedad de herramientas de pesca disponibles para cubrir un complete rango de escenarios. Sin embargo la regla más importante es siempre tener equipo de pesca suficiente en el equipo de perforación para poder realizar un primer intento de pescar cualquier herramienta que se haya quedado dentro del pozo. Para lograr esto es importante tener esquemas de todas las herramientas, incluyendo las herramientas de registros eléctricos, que muestren las dimensiones externas e internas de las mismas. Por supuesto, si la logística es un tema, entonces se puede tener equipo adicional en la locasión. Una lista típica de equipo de pesca incluye: • Pescante de Cuñas • Suficientes cuñas (Espiral y/o Canasta) para cubrir todos los tamaños, tanto extra grandes como ultra pequeñas. • Guías de Pescantes de Cuñas y Extensiones • Martillos y Aceleradores de Pesca • Compensadores de Movimiento Vertical • Machuelos • Juntas de Seguridad • Canastas Chatarreras de Circulación Inversa • Molinos

Siempre asegúrese de que las dimensiones de cualquier herramienta de pesca estén disponibles y establecidas antes de correrlas en el pozo. NO SE CONFIE DE ESQUEMAS GENERICOS PARA LAS MEDIDAS. Esto también aplica para herramientas de reemplazo (combinaciones, etc.). Siempre asegúrese que todo el personal relevante esta en conocimiento de como opera cada herramienta en particular. Siempre asegúrese que las herramientas han sido revestidas correctamente antes de correrlas en el pozo. De ser posible, realice una revisión de funcionamiento. Siempre asegúrese que las herramientas de pesca están incluidas en las rutinas de mantenimiento preventivo. Todos los elastómeros (por ejemplo empaques de pescantes de cuñas) tienen una corta vida de almacenamiento. Asegúrese de que estén correctamente almacenados y reemplazados con regularidad. 3.0 PERDIDA DE CIRDULACION La perdida de circulación puede ocurrir en cualquier momento. Las medidas preventivas deberían ser establecidas durante la planificación de pozo y los tratamientos de perdida de circulación deberían ser especificados el Programa de Fluidos de Perforación. 3.1 Practicas Preventivas • Minimizar la carga del espacio anular – el incremento en ECD debido al exceso de cortadores perforados, es una causa común de perdida de circulación, especialmente en las partes superiores del agujero. Esto puede ser minimizado controlando el ROP. • Mantener buenas propiedades del fluido de perforación – mantener las fuerzas del gel, punto de resistencia y viscosidad a niveles que limpiaran el agujero eficientemente. Mantener niveles bajos de sólidos con el uso eficiente del equipo de control de sólidos. • Minimizar las presiones de suabeo y oleada – Rompa la circulación regularmente en los viajes dentro del agujero. Traiga las bombas lentamente hacia arriba después de las conexiones. Rote la tubería antes de encender las bombas. Reduzca la velocidad de viaje en caso de que ocurran perdidas. • Mantenga el ECD a un mínimo – Reduce las restricciones del espacio anular. Mantenga los hidráulicos en el nivel mínimo requerido para limpiar el agujero. Considere controlar el ROP. 3.2 Acciones Remediales Las perdidas deberían ser manejadas tan pronto ocurran. El agujero deberá ser mantenido lleno en todo momento, incluso si esto significa cubrir el espacio anular con agua de mar. En algunos pozos podría ser recomendable tener una presa lista y mezclada con una pastilla de LCM o correr LMC en el sistema de fluido de perforación. Alternativamente, y en especial en la sección de reservorio, LCM tal como carbonato de calcio, puede ser corrido como un agente de peso. La formulación de pastillas de LCM es generalmente diseñada alrededor de la severidad de las pérdidas, utilizando concentraciones mas bajas para perdidas de filtración y concentraciones más altas para perdidas totales. Usualmente una combinación de materiales granulares, escamosos y fibrosos en diferentes grados, es mezclada y bombeada para curar las perdidas. Las formulas y concentraciones típicas, se muestran a continuación. .

Tipo de LCM Filtración 1 – 10 bbl/hr

Parcial 10 – 50 bbl/hr

Severa 50 – 500 bbl/hr

Granular 5 – 10 ppb 10 – 15 ppb 20 – 25 ppb Escamoso 5 – 10 ppb 5 – 10 ppb 10 – 15 ppb Fibroso 0 – 5 ppb 10 – 15 ppb 15 – 20 ppb LCM Granular - Tapón de nuez, Carbonato de Calcio, Grafito LCM Escamoso - Celofán, Mica LCM Fibroso - Celulosa, Fibra de madera, Formica Pulverizada Se debe tener cuidado de no taponar la sarta de perforación (toberas o herramientas de fondo tales como MWD). En caso de que ocurran perdidas totales o si la pastilla de pérdida severa no funciona, entonces se debe considerar el uso de una pastilla de barita o diesel y bentonita (forzada “Gunk”) o diesel, bentonita y cemento o silicato de sodio y cemento. 4.0 ESTABLIDAD DEL AGUJERO La inestabilidad del agujero ocurre generalmente en las lutitas. Las lutitas tienen una baja permeabilidad y están parcialmente compuestas por minerales arcillosos. Las causas principales de inestabilidad de las lutitas son: • Lutitas naturalmente fracturadas • Peso incorrecto del lodo • Invasión de presión • Invasión de fluido y esfuerzo de hidratación • Vibración de la sarta de perforación 4.1 Lutitas Fracturadas Naturalmente Con formaciones fracturadas naturalmente, la roca es mecánicamente incompetente, antes de que la perforación se lleve a cabo. Este es problema, con el cual se debe vivir y los problemas deben ser minimizados estableciendo procedimientos que optimicen la limpieza del agujero, reduzcan fluctuaciones de presión y minimicen la vibración de la sarta de presión. El uso del escariador podría ser necesario en los viajes. 4.2 Peso Incorrecto del Lodo Existe un incremento de esfuerzo en la roca alrededor del agujero, a medida que se perfora el pozo. Este incremento de esfuerzo es contrarestado, en la mayoría de los casos, por la presión hidrostática de la columna de lodo. Si el esfuerzo de la roca es mayor que la presión hidrostática del lodo, es decir, el peso del lodo es demasiado bajo, entonces la lutita puede fallar y fragmentarse. Una vez que la falla ha ocurrido, la lutita fragmentada puede fácilmente caer dentro del pozo. En caso de que la presión hidrostática del lodo sea demasiado alta entonces la roca puede derrumbarse y perdidas pudieran ocurrir. La distribución del esfuerzo alrededor del agujero depende de la inclinación y acimut. Esto tiende a ser peor en pozos desviados, razón por la cual pesos mayores de lodo son muchas veces requeridos para perforar pozos desviados. Graficas de estabilidad del agujero descubierto pueden ser generados por medio de modelos de computadora, para mostrar el peso mínimo requerido del lodo, para perforar a ciertas inclinaciones y acimut.

4.3 Invasión de Presión En formaciones permeables se genera un enjarre en la pared del agujero que actúa como una membrana impermeable. La lutita tiene una permeabilidad extremadamente baja y no se forma enjarre. La presión hidrostática del lodo esta, por lo tanto, directamente en contacto con la formación y se igualara con la presión de los poros alrededor del agujero. Con tiempo, la presión hidrostática se introducirá gradualmente en la formación. Esto se conoce como invasión de presión de poros. A medida que ocurre la invasión de la presión de los poros, los niveles de esfuerzo en la roca, se incrementan. Si los niveles de esfuerzo llegan a un punto en donde son mayores que la presión hidrostática del lodo, la roca fallara y se fragmentara. El suabeo puede muchas veces causar que la roca falle, ya que esto disminuye la presión hidrostática del lodo a un punto en donde el esfuerzo de la roca es mayor, iniciando la falla y fragmentación. La invasión de presión puede ser reducida, utilizando un lodo con base no-agua. 4.4 Invasión de Fluido y Esfuerzo de Hidratación Todas las lutitas tienen el potencial de hidratarse, hincharse y desintegrarse cuando entran en contacto con el agua. El grado de hidratación es determinado por las cargas presentes en las plaquetas de arcilla. Cuando ocurre la invasión de presión de poros en la pared del agujero la hidratación puede resultar en la falla de las lutitas, resultando en cortadores suaves y bolas de arcilla. La hidratación puede ser reducida por medio del uso de sales (KCI) y/o poligliceros o lodo base no-agua. 5.0 HIDRATOS Los hidratos son sólidos en la naturaleza y tienen tendencia de adherirse a superficies metálicas y tienen una estructura de tipo cristalina en la cual las moléculas de gas están completamente encerradas centro de la estructura de cristal de agua congelada. La formación de hidratos es función de la presión, temperatura, composición del gas y la composición de la fase acuosa. Las moléculas naturales del gas, desde el metano hasta el isobutano, sulfuro de hidrogeno y bióxido de carbono, pueden formar hidratos. A medida que las profundidades del agua se incrementan, también la probabilidad de que ocurran los hidratos se incrementa debido a las presiones más altas y las temperaturas mas bajas del lecho marino. El riesgo de formaciones de hidratos debe ser minimizado por medio del uso de suficientes inhibidores del sistema de lodo y practicas apropiadas de control de pozos. En adición, se deberán establecer planes de contingencia que demarquen el curso de las acciones ha ser tomadas en caso de la formación de hidratos. 5.1 Inhibición La inhibición del sistema de lodo puede ser lograda utilizando ya sea inhibidores termodinámicos o quineticos. Los inhibidores termodinámicos bajan el nivel de actividad de la fase acuosa del lodo, suprimiendo la temperatura requerida para la estabilidad de los hidratos a una presión determinada. Los inhibidores termodinámicos típicos son sales, alcoholes y glicol, como se muestra a continuación:

Sales Alcoholes y Glicol Cloruro de Sodio Metanol Cloruro de Potasio Etanol Cloruro de Calcio Glicerol Formiato de Sodio Glicol de Etileno Formiato de Potasio Glicol de Propileno Bromuro de Sodio Glicol Polialcalino Bromuro de Calcio Bromuro de Zinc Sistemas de lodo conteniendo tanto como 20-26% por peso de cloruro de sodio con polímeros han sido utilizados en profundidades de agua mayores a 7,500 pies para prevenir la formación de hidratos. El uso de inhibidores quineticos esta aun en sus inicios. Esencialmente ellos disminuyen la cantidad de formación de hidratos. Todavía queda mucho por aprender de su funcionamiento. 5.2 Control de Pozos Es mas probable que se formen hidratos mientras se circula hacia fuera, un flujo de gas a través del choke y/o linea para matar. La velocidad incrementada y el enfriamiento expansivo en las líneas o periodos de cierre con el flujo de gas cerca del lecho marino, ofrecen condiciones ideales para la formación de hidratos. Obviamente los mejores medios para prevenir la formación de hidratos en esta instancia, es evitando un flujo de gas. Sin embargo se deben tener planes de contingencia en caso de que los hidratos ocurran durante un evento de control de pozos. Esto podría incluir tubería flexible en corrida o una segunda sarta de tubería dentro del “riser” y circulando lodo caliente o químicos generadores de calor en la parte superior del BOP. 5.3 Pruebas de Pozo Siempre incluya un sustituto de acople de inyección química, preferiblemente debajo del lecho marino e inyecte metanol o etanol para reprimir los hidratos de formación. Un tramo de cable con puerto, es requerido para permitir que la linea de inyección química pase por debajo del BOP. Una cantidad adecuada de válvulas deberán ser instaladas por encima y por debajo del tramo de cable con puerto.

SECCIÓN 12 ADELANTOS DE LA TECNOLOGÍA Contenido 1.0 Perforación Horizontal 2.0 Perforación Multilateral de Pozo 3.0 Perforación de Hoyo Esbelto y Perforación con Tubería Flexible

3.1 Perforación de Hoyo Esbelto 3.2 Perforación con Tubería Flexible

4.0 Perforación de Bajo-balance 5.0 MWD, LWD y Perforación Dirigida 6.0 Toma de Núcleo

1.0 PERFORACION HORIZONTAL La perforación horizontal se ha convertido en un procedimiento común durante la última década y cubre, hoy en día, el rango de tipos de pozo indicado anteriormente. Por lo general los pozos horizontales son perforados en áreas de desarrollo en donde las formaciones y presiones, son conocidas. Sin embargo, existe el elemento de tiempo extra requerido para planificar y diseñar un pozo horizontal – tomara el doble de tiempo de planificación, diseño y ordenado del equipo y tomara aproximadamente un 50% de tiempo extra para perforar. Esto es debido al costo adicional de equipo especializado, coacciones de seguridad y el tiempo que toma el completar la construcción a lo largo de la reentrada horizontal. También, mientras mas larga sea la sección horizontal a ser perforada, mas bajo será el rango de construcción. La mayoría de los pozos horizontales son perforados utilizando construcciones de radio mediano. Algunos factores adicionales necesitan ser considerados cuando se perforan pozos horizontales, especialmente la necesidad primordial de control de pozos en donde exista un requerimiento mayor de mantener presión constante de fondo durante el matado de un pozo. La limpieza de pozo también es mas difícil debido a la presencia de “formación de dunas” a través de las secciones de construcción y también puede incrementar las posibilidades de suabeo. La perforación horizontal se ha convertido en la norma en muchas áreas en donde el requisito es maximizar la producción. Los actuales registros de distancia solo se encuentran limitados por las limitaciones de los equipos de los equipos de perforación respectivos, especialmente la capacidad de izamiento y los máximos grados de flujo y capacidad de bombeo. Definición La perforación horizontal es el proceso de dirigir una barrena de perforación hacia el seguimiento de una senda horizontal, aproximadamente a 90 grados desde la línea horizontal. Propósito

• Maximizar la producción • Realzar la producción secundaria • Realzar el último recobro • Reducir la cantidad de pozos requeridos para desarrollar un campo

Tipos Principales

• Radio Corto (1-4 grados / 1 pie) pozos poco profundos, pueden ir desde verticales – horizontales en 50 pies.

• Mediano (8-20 grados/100 pies) Reservorios Fracturados, necesitan 300 pies para alcanzar la construcción.

• Radio Largo (2-8 grados/100 pies) Costa Afuera, reservorios inaccesibles, necesitan 1500 pies.

• Radio Ultra Corto (casi sin construcción) Aplicaciones:

• Reservorios compactos (permeabilidad < 1md). • Reservorios Fracturados • Reservorios Económicamente Inaccesibles • Reservorios de Crudo Pesado • Reservorios de canales arenosos y núcleos de arrecife • Reservorios con agua/problemas de toma de núcleo con gas • Reservorios estratificados delgados

Coacciones:

• Costo • Espaciamiento de pozos y restricciones de otorgamiento de permiso de uso de tierras

(“leasing”) • Características de reservorio

• Métodos de producción • Cantidad de alcance • Coacciones del equipo de perforación – capacidad de izamiento, bombas, etc. • Disponibilidad de equipo – evaluación, toma de núcleo, herramientas de LWD, etc. • Coacciones de la profundidad de inicio • Coacciones del desplazamiento horizontal

2.0 Perforación Multilateral de Pozo Antes de intentar mover hidrocarburo dentro de agujeros descubiertos verticales que podrían no estar bien posicionados, la actual industria esta ahora dirigiéndose hacia el uso de pozos horizontales, multilaterales y ramificados, que mueven el agujero descubierto mas cerca de los hidrocarburos que allí se encuentran. Los sistemas de pozos multilaterales, permiten que múltiples agujeros descubiertos productores sean radicalmente perforados desde una sección individual de un agujero matriz. Una diferencia importante entre este método y la desviación lateral convencional, es que ambos el agujero matriz y las extensiones laterales producen hidrocarburo. Debido a que un solo agujero individual vertical es requerido, los diseños de pozos multilaterales requieren un tiempo menor de perforación, muchas veces tienen requisitos menores de equipo y material e incrementan la producción de hidrocarburo. La perforación multilateral y los métodos de completación han sido practicados desde mediados de los 40. Las primeras aplicaciones fueron desarrolladas para la minería en donde muchos agujeros fueron perforados desde el eje matriz. Estos hoyos cortos y direccionalmente desplazados fueron alcanzados con porta-barrena con ángulo y la convencional tecnología de perforación rotaria, de aquellos tiempos. Muchas patentes fueron emitidas cubriendo herramientas multilaterales o multi-taladro y métodos para uso en minería (“Gilbert”, “Rhem”), pero la tecnología no fue utilizada inicialmente en el campo petrolero. Por años, la fractura hidráulica (a pesar de no ser un competidor de la perforación multilateral moderna) suministro una gran exposición de área entre el pozo y el reservorio. Sin embargo, con los significativos avances en la tecnología de perforación horizontal a mediados de los 80 y su evolución hacia la perforación multilateral a mediados de los 90, el desempeño de un pozo vertical con fractura hidráulica, puede ahora ser rápidamente sobrepasado por un pozo horizontal o multilateral correctamente orientado, en un reservorio anisotropico de gran área. Mas aun, los pozos horizontales proveen mejores resultados en reservorios con grandes topes de gas o acuíferos de agua. La primera aplicación moderna y extensa de perforaciones multilaterales, fue realizada en las formaciones de Austin Chalk en Texas, durante finales de los 80. Altos grados iniciales de producción y altos grados de declinación, requerían incrementación de exposición de la cara del reservorio para lograr el máximo de producción en el menor tiempo posible. Definición La perforación de múltiples hoyos de drenaje desde un agujero descubierto vertical sencillo, horizontal o inclinado para mejorar el recobro de hidrocarburo y minimizar el costo del dólar por barril. Propósitos e Impulsores

• Costo • Consideraciones de los agujeros descubiertos y ha ser descubiertos • Incremento de Reservas

• Incrementar la recuperación general • Reducir el costo general por barril recobrado • Reducir la cantidad de pozos requeridos para el reservorio • Optimizar el recobro secundario • Extender la vida del pozo

Coacciones

• Complejidad – seis tipos diferentes • Aplicaciones limitadas actuales de pozo – 18,000’MD • Estabilidad de Cementación y Juntas • Orientación de la Ventana • Habilidad de re-entrar ambos multilaterales • DRA requerido – incluyendo perforación, completación y reservorio • Tipo Mecánico • Contingencia presupuestaria • Selección de buenos candidatos - mejor en programas de múltiples pozos • Tiempos de Ventaja – tiempo promedio 6 meses

3.0 PERFORACION DE HOYO ESBELTO Y PERFORACION CON TUBERIA FLEXIBLE La perforación de hoyo esbelto es una tecnología que re-emerge, esperándose de ella que haga mejorías paso a paso, en la eficiencia y economía de la construcción de pozo. Los pozos son normalmente clasificados como “hoyos esbeltos”, si el intervalo de producción es intencionalmente perforado con un diámetro de barrena menor de 4.75 pulgadas (Hough 1995). “McCann et al” sugirió un criterio de “hueco angosto” (una sarta de perforación-a-hoyo con un radio de diámetro mayor a 0.8) para distinguir el hoyo esbelto, de pozos de perforación reducida y convencionales. Ambas definiciones son aceptables. Las técnicas principales de perforación de hoyo esbelto, incluyen: • taladrado continúo • perforación rotaria convencional • perforación con motor de fondo y • perforación con tubería flexible Ellos comparten muchos rasgos relacionados al lodo, incluyendo volúmenes pequeños de circulación y hoyo, pequeñas bombas y altas inclinaciones de presión de fricción (dentro de la sarta de perforación y/o anular). Las diferencias claves relacionadas al lodo entre los métodos son la velocidad rotaria de la sarta de perforación y el hueco anular, pudiendo ambos, variar notablemente. La toma continua de núcleo, adaptada y proveniente de la industria de minería de roca-dura, requiere el uso de fluidos de perforación libre de sólidos. La rotación a alta velocidad (hasta un máximo de 1000 rpm) crea fuerzas centrifugas extraordinarias que pueden causar que los sólidos del lodo se enjarren en las paredes internas de la barra de perforación (sarta de perforación) e interfieran con la recuperación de registros eléctricos del barril muestrero. Formulaciones innovativas de lodo basadas en formiato de salmuera (principalmente formiato de potasio, hasta un máximo de 1.6 sg), han producido los mejores resultados (Downs, 1993). Salmueras de alta densidad hechas con formiato de sal son inofensivas (no-peligrosas) y compatibles con ambos, polímeros convencionales de campo petrolero y formaciones de agua conteniendo sulfatos y carbonatos.

La toma continua de núcleo también utiliza, normalmente, huecos anulares muy angostos, algunos menores a 0.25 pulgadas. Perdidas de presión anular que pueden, sin ser esto una característica, exceder las perdidas de presión de la barra de perforación (sarta de perforación), se convierten en críticos para la perdida de circulación y asuntos concernientes a control de pozos. La rotación de la tubería también incrementa la perdida de presión anular (McCann et al., 1993). El alto sobre balance resultante podría contribuir a daños en la formación. Las velocidades de rotación para hoyos esbeltos convencionales perforados (Sagot and Dapuis, 1994) son considerablemente menores (usualmente menos de 350 rpm), mínimos para perforación con motor de fondo y no existentes para perforación con tubería flexible. El contenido ultra-bajo de solidos no es requerido, a pesar de que los solidos (específicamente finos) deberán ser minimizados y controlados con sumo cuidado, para un desempeño máximo. Diferentes tipos de fluidos de perforación han sido utilizados con excito para pozos de hoyo esbelto. Sin embargo fluido de biopolímeros/salmuera tienen ventajas distintivas. Las salmueras proveen densidad libre de solidos, inhibición y estabilidad de temperatura mejorada. Biopolímeros, tales como xantan y “welan gum” son compatibles con las salmueras y proveen una excelente viscosidad, suspensión y reducción de arrastre en flujos turbulentos (en contenido bajo de solidos). Almidón o derivados del almidón pueden ser adicionados para controlar la perdida de fluido y la solubilidad en acido. El carbonato de calcio puede proveer el enlace, en caso de ser requerida. Goodrich et al. (1996) reporto el exitoso uso de fluidos de perforación xantan/salmuera libre de solidos, para un proyecto de tubería flexible en Prudhoe Bay, Alaska. Las afirmaciones incluyen alcance horizontal incrementado, mejoramiento de limpieza de pozo, mejor estabilidad de formación, menores presiones de bombeo y tendencias reducidas de atropamiento de la tubería. La perdida de fluido es controlada por la penetración de filtración de alta viscosidad, en la formación. 3.1 Perforación de Hoyo Esbelto Definición La perforación de hoyo esbelto es definida como los hoyos con barrenas de < 7” de diámetro mientras que una completación de hoyo esbelto es una en donde el tamaño de la tubería de producción es menor a 4 pulgadas de diámetro. Aplicaciones

• Pozos exploratorios • Ahondamiento de pozos existente • Pozos Horizontales y Multilaterales • Pozos con baja producción

Beneficios

• Opción de menor costo (tamaño menor de equipo, menos materiales, menor fuerza laborar, menos espacio.

• Menor impacto ambiental. • Menor riesgo desde el punto de vista monetario/de costo.

Limitaciones

• Disponibilidad del equipo y límites de peso en locasión (incluye el equipamiento del equipo de perforación)

• Control de Pozos • Herramientas de pesca y habilidad para realizar trabajos remediales • Limitado a pozos de menor profundidad

3.2 Perforación con Tubería Flexible Tubería Flexible consiste de: • Tubería Flexible • Cabeza Injectora • Carrete de Tubería Flexible • BOP Equipo Preventor de Arremetida • Unidad de Potencia • Cabina de Control • Motores de Fondo y Herramientas de MWD Coacciones

• Tamaño de Tubería Flexible (1-3 pulgadas de diámetro) • Pozos poco profundos y tamaño de agujero con menos de 8-1/2” • Los tamaños de las ventanas (re-entradas) están limitados a < 2-3/8” • Pozos Multilaterales < 3-3/4” • Hidráulicos limitados para limpieza anular del hoyo • Limites de Pandeo • Limites de Fatiga de la Tubería

Ventajas

• Seguridad • Eficiencia • Equipos de Perforación Pequeños – mucho menos costosos • Menos Personal • Menor Impacto Ambiental • Costo general de perforación menor

4.0 PERFORACION DE BAJO-BALANCE Para la perforación de calcita fracturada, piedra caliza o reservorios depletados, un fluido de perforación muy bajo en solidos es preferido, debido a que el fluido invasor puede ser removido por medio de producción. Una alta carga de solidos en los fluidos podría causar que el lodo entre el sistema de fractura y se gelifique El lodo gelificado podría ser imposible de remover. Algunas piedras calizas o calcitas fracturadas también tienen una permeabilidad baja de matriz, de modo que una perdida de fluido podría ocurrir a consecuencia de las fracturas. Estas formaciones son algunas veces perforadas en bajo-balance con salmuera libre de sólidos. La perforación de bajo-balance permite al petróleo ser producido al mismo momento en que el pozo es perforado, y el petróleo es separado del fluido de perforación libre de solidos, en la superficie. Definición Perforación de bajo balance es un proceso en donde la inclinación de la presión del fluido de perforación del agujero descubierto, es menor que la inclinación de la presión de formación que esta siendo perforada. Requisitos

• Paquete especial rotativo de BOP (Preventores) o tubería flexible para perforación • Equipo de separación de superficie (separación de cuatro fases). • El peso de la manguera de fluidos de perforación puede ser reducido por medio de la

inyección de gas nitrógeno o aire. • Preferiblemente un sistema de circulación de flujo cerrado.

Aplicaciones

• Zonas depletadas por presión • Formaciones débiles y permeables • Formaciones susceptibles a daños por alta producción

Beneficios

• Reducción de daños de formación • Grado Más Veloz de Penetración (Faster Rate of Penetration – ROP) • Podría eliminar tuberías pegadas • Podría eliminar perdidas de lodo en formaciones altamente permeables • Evaluación de formación mejorada

5.0 MWD, LWD Y PERFORACION DIRIGIDA Ninguna otra tecnología utilizada en construcción de pozos ha evolucionado más rápidamente que “mediciones-durante-perforación” (MWD), “registro-durante-perforación” (LWD) y Perforación Dirigida. En los inicios de la historia petrolera, perforadores y geólogos, muy a menudo debatían condiciones ambientales y mecánicas en la barrena de perforación. No fue hasta que los avances en componentes electrónicos, materiales científicos y tecnología de batería hizo tecnológicamente realizable el hacer mediciones en la barrena y trasmitirlas de regreso a la superficie, que las preguntas posicionadas por perforadores y geólogos pioneros, comenzaron a tener respuesta. Las primeras mediciones has ser introducidas comercialmente, fueron direccionales, y casi todas las aplicaciones fueron llevadas a cabo en pozos costa afuera, perforados direccionalmente. Fue fácil demostrar los ahorros de tiempo de equipo de perforación que podían ser alcanzados al implementar mediciones tomadas durante la perforación y transmitidas por medio de la tecnología del día. Los disparos individuales (orientación dentro del hoyo tomada por un instrumento que mide el acimut o inclinación en un solo punto), muchas veces tomaban varias horas del tiempo del equipo de perforación ya que eran corridas hasta el fondo con líneas de acero, que luego tenían que ser recogidas. Mientras, MWD logro cierta cantidad de objetivos de confiabilidad mínima, era menos costoso que disparos individuales y fue ganando popularidad en concordancia. Lograr aquellos objetivos confiables en el severo ambiente dentro del agujero descubierto, es uno de los desafíos duales de la tecnología de MWD y LWD. El otro desafío es suministrar mediciones de registros eléctricos de calidad. A comienzos de los 80, fueron introducidos simples mediciones cualitativas de parámetros de formación, muchas veces basadas en métodos probados con tecnología en los inicios de los registros eléctricos. Geólogos y personal de perforación utilizaban mediciones de resistividad normal y rayos gamma naturales para seleccionar puntos de toma de núcleo puntos de revestimiento. Sin embargo, limitaciones en estas mediciones los restringieron de reemplazar registros eléctricos por evaluaciones cuantitativas de formación. A finales de los 80, las primeras mediciones rigurosamente cuantitativas de parámetros de formación, fueron realizadas. Inicialmente, las mediciones fueron guardadas en memoria de herramienta, pero pronto las mediciones de resistividad, porosidad de neutrones y densidad gamma, fueron transmitidas a la superficie, en tiempo real.

Paralelamente a las mediciones cualitativas y a la telemetría, el extenso uso de sistemas de MWD (combinado con el desarrollo de motores de fondo navegables), hizo que la perforación horizontal fuera mas realizable y, por lo tanto, mas común. Pronto, la planificación y manejo de pozos horizontales, basados en el modelo geológico, se convirtió en algo inadecuado. Aun con litología conocida de pozos desalineados e información sísmica bien definida, la geología de un pozo direccional muchas veces variaba significativamente sobre el intervalo horizontal, por lo tanto la navegación geométrica (por medio del uso de mediciones direccionales) fue rápidamente observada como algo inexacto e inefectivo. En respuesta a estos resultados tan pobres por parte de la navegación geométrica, los primeros motores instrumentados fueron diseñados y desplegados a comienzos de los 90. Recientes desarrollos en la tecnología de MWD y LWD incluyen sensores que miden la velocidad acústica y proveen imágenes eléctricas de formaciones inclinadas. Definiciones Capacidad para perforar, registrar y navegar en pozos de radio largo y mediano, para mantenerse en la zona de producción, reducir la exposición del hoyo y mejorar el control de desvío. Aplicaciones

• Pozos desviados largos y pozos ERD. • Pozos de cama delgada o con falla • Pozos de perfil de diseñador – es decir, pozos Horizontales y Multilaterales. • Pozos con áreas de producción pequeñas e imperfectas.

Beneficios

• Puede perforar, registrar y navegar en pozos de radio largo y mediano. • Puede cambiar la trayectoria del hoyo mientras rota – control total en 3ra dimensión. • Ahora tienen herramientas de FE y MWD disponibles. • Puede delinear reservorios en una escala de tiempo mucho menor. • Agujeros descubierto de mayor valor – capaces de permanecer en la zona de

producción. • Puede reducir la exposición del hoyo y mejorar el control de desvío. • Reducción de cantidad de pozos

En los pozos horizontales y mientras se utilizan herramientas de FE & MWD, se necesita tomar en consideración:

• Limites de flexión de las herramientas. • Posición de los sensores desde la barrena. • Profundidad de Investigación de los sensores • Restricciones Ambientales – fluidos de perforación, etc. • Tiempo Real contra Información de Memoria

Leyenda (de izquierda a derecha y de arriba a abajo)

• Sección de Poder NaviDrill • Collar Flexible • Estabilizador Superior • RNT • Estándar AKO • Modulo de Perforación Dirigida • Arreglo Navegable

6.0 TOMA DE NUCLEO Para la información detallada de formaciones que son objetivos, ambos programas de recuperación, tanto el primario, como el secundario, son esenciales. Las muestras de núcleo pueden producir esta información crítica de subsuelo. Con núcleos de calidad, las compañías petroleras pueden comprender mejor las características de la formación y pueden lograr los objetivos de producción más eficientemente. Los núcleos de alta calidad proveen la información litológica, de porosidad y de permeabilidad más exacta para construir el modelo geológico del reservorio. Estos modelos son herramientas importantes, por ejemplo, al evaluar permeabilidad horizontal y vertical. Las muestras de núcleo pueden proveer al petrofísico y al ingeniero de reservorio de saturación exacta, humedad y propiedades eléctricas de la formación. Cuando un desplazamiento secundario es el objetivo, las muestras de núcleo, son esenciales. La calidad del núcleo es la clave. La muestra debe ser obtenida sin alterar sus propiedades nativas (o “en-sitio”). La aplicación informada de herramientas y técnicas especializadas, puede producir muestras de núcleo de calidad. Los adelantos de tecnología de toma de núcleo, durante los últimos años, incluyen:

• Toma de núcleo durante la perforación (“BHI Coredrill”) • Toma de Núcleo con Baja Invasión • Toma de Núcleo con Gel • Tecnología antigiratoria • Toma de Núcleo con Alta Presión

SECCIÓN 13 EQUIPO DE COMPLETACIÓN Contenido 1.0 Introducción 2.0 Tipos de Completación / Clasificación

2.1 Interfase entre Pozo y Reservorio 2.1.1 Completación en Agujero Descubierto 2.1.2 Completación de Agujero Entubado y No Cementado 2.1.3 Completación de Tubería Cementada y Disparada

2.2 Métodos de Producción 2.2.1 Flujo Natural 2.2.2 Bombeo Artificial (Artificial Lift)

3.0 Equipo de Completación 3.1 Árbol de Navidad

3.1.1 Árboles de Superficie 3.1.2 Árboles de Lecho Marino 3.1.3 Elección de Árbol

3.2 Cabezal de Pozo 3.2.1 Colgador de Tubería de Producción

3.3 Válvula de Seguridad Bajo Superficie (Surface Safety Valve SSSV) 3.3.1 Definiciones 3.3.2 Mecanismos de Cierre 3.3.3 Certificación 3.3.4 Tipos de SCSSV 3.3.5 Sistema de Seguridad Anular (ASV) 3.3.6 No-Ecualizado o de Ecualizado. 3.3.7 Control de Línea Sencillo o Balance de Líneas Dual.

3.4 Juntas de Chorro, Acoples de Flujo y Juntas Cortas 3.4.1 Coples de Flujo (Flow Couplings) 3.4.2 Juntas de Chorro (Blast Joints) 3.4.3 Juntas Cortas (Pup Joints)

3.5 Niples de Aterrizaje 3.5.1 Seguros de Niple 3.5.2 Junta de Diámetro Interno Controlado

3.6 Camisa Deslizante 3.7 Mandriles

3.7.1 Mandril de Cavidad Lateral (SPM) 3.7.2 Mandril de Calibración 3.7.3 Mandril de Inyección Química

3.8 Dispositivos de Expansión y Métodos de Anclaje 3.8.1 Receptáculo de Espacio Pulido (PBR ) 3.8.2 Ensamble con Junta y Sello de Expansión 3.8.3 Niple de Anclaje

3.8.4 Anclador de Corte 3.8.5 Anclador Hidráulico

3.9 Empacador de Producción 3.9.1 Componentes del Empacador 3.9.2 Permanente o Recuperable 3.9.3 Empacador Permanente 3.9.4 Empacador Recuperable 3.9.5 Recuperando y Moliendo 3.9.6 Empacador por Activación Mecánica 3.9.7 Empacador por Activación Hidráulica 3.9.8 Empacador de Doble Espacio 3.9.9 Extensión de Molino (MOE) 3.9.10 Extensión de Sello (SBE)

3.10 Herramientas Activadas a Distancia 3.10.1 Herramienta para Aislamiento de BL de Schlumberger

(LTIV) 3.10.2 Herramienta Ocre 3.10.3 Herramientas Hidrostáticas 3.10.4 Sistema de Herramienta de Baker Oil (Baker Oil Tools Edge

System) 3.10.5 Tapón de Desvanecimiento Halliburton (Halliburton Mirage

Disappearing Plug) 3.10.6 Tapón de Yunque PES

3.11 Cola de Tubería 3.11.1 Junta Perforada 3.11.2 Guía de Entrada de Línea de Acero

4.0 Programa Típico de Completación 5.0 Programa Típico de Reparación

1.0 INTRODUCCION La etapa de completación es el proceso de convertir un pozo perforado en un seguro y eficiente sistema de producción o inyección. Previo al inicio de cualquier diseño debe contarse con la siguiente información • Parámetros del Reservorio − Porosidad, permeabilidad, homogeneidad, espesor, ángulo, perfiles de presión agua/ gas / aceite • Características de Rocas − Dureza de roca, potencial de daño a la formación. • Restricciones de Producción − Manipulación de fluidos, presiones de inyección. • Características de Fluido − Densidad, composición, Relación Gas-Aceite (GOR), toxicidad, punto de fluidez, tendencia a formación de escoria, ceras, asfáltenos, CO2, contaminantes. • Datos de Evaluación del Pozo − Flujos, presión, temperaturas, muestras. • Información de las instalaciones − Línea de control de las presiones de bomba, tamaño de líneas, muestreo / pruebas / monitoreo, restricciones de seguridad • Datos de perforación − Perfil de pozo, programa de entubado (y restricciones), válvula de seguridad y restricciones de profundidad • Aspecto económico del campo − Marco de tiempo e importancia de los fluidos, tiempo de vida del campo, variación entre CAPEX y OPEX e implicaciones de impuestos. Aunque alguna de la información, podría no estar todavía disponible puede ser sometida a discusión con otros miembros del proyecto. Ej. : Si un tamaño de tubería es requerido para proveer un cierto flujo, es necesario que pueda correrse dentro de la tubería de revestimiento de producción, por lo que necesita discutirse con el ingeniero de perforación. La información es usada para determinar que tipo de completación se llevará a cabo, el tamaño de la tubería, la especificación del material y el equipo de completación adicional utilizado. El diseño de tubería (similar al diseño de tubería de revestimiento) es dependiente. Ya que necesita acoplarse a las cargas de tensión, colapso y estallamiento para la completa vida del pozo. Hablando de forma general entre más simple sea el completación mayor será su confiabilidad. 2.0 TIPOS DE COMPLETACIÓN / CLASIFICACION Hay un sin número de formas de clasificar las completaciones. No obstante los principales tipos se muestran a continuación Interfase entre pozo y reservorio − Agujero Descubierto − Agujero entubado y no cementado − Agujero entubado y cementado Método de producción − Flujo natural − Requiere bombeo artificial Etapa de completación − Inicial − Re-completación

− Reparación

2.1 Interfase Entre Pozo y Reservorio 2.1.1 Completaciones en Agujero Descubierto En un completación a agujero descubierto (también conocido en inglés como “barefoot”), la tubería de revestimiento de producción es asentada en la capa rocosa justo arriba de la zona productora, mientras que la parte inferior del agujero permanece sin entubar. Es común que, la última etapa de perforación de la zona sea llevada a cabo con fluidos de perforación especiales no dañinos a la formación o con una columna de lodo bajo balance. Esta forma de completación proviene de la época de la perforación con cable, es raramente utilizada al día de hoy. Ventajas Desventajas

Exposición del pozo a toda la zona productora Incapacidad para controlar la relación gas-aceite y/o aceite agua (excepto en el caso de agua en el fondo)

Evita el costo de disparar Se necesita asentar la tubería de revestimiento antes de perforar o registrar la zona.

La interpretación de datos de registro no es tan crítica

Dificultad para controlar el pozo en la etapa de completación.

Reducida diferencial de presión debido al tamaño del área de flujo

Inconveniente para producir formaciones en capas constituidas de reservorios reparados con propiedades de fluidos incompatibles.

Costo en la tubería de revestimiento ligeramente reducido

Imposibilidad para estimular selectivamente zonas separadas entre el intervalo de completación.

Facilita la profundización del pozo

Requiere de limpiezas frecuentes si las arenas productoras no son completamente competentes o si el borde de la capa de roca entre la Zapata y la cima de la formación no es estable.

Relativa facilidad para convertir el pozo a completación por tubería corta

No existe riesgo de daño a la formación resultado de la cementación de la tubería de revestimiento

2.1.2 Completación en Agujero Entubado y No Cementado Para prevenir los problemas de colapso de las arenas que obstruyen los sistemas de producción, los productores de crudo de antaño colocaban un tubo ranurado o mallas alrededor de la sección del agujero perforado o un filtro de arena en el hueco. El método de completación en tubería corta (liner) más simple y viejo involucra el uso de la corrida de un tubo ranurado dentro del agujero. Las ranuras son cortes los suficientemente pequeños para que las arenas produzcan a través de ellos. Este método es todavía usado en algunos lugares al día de hoy, pero ya que implica muchas de las desventajas inherentes a las completaciones en agujero descubierto. (Ej. Falta de control), su uso no es muy difundido. Para arenas muy finas, mallas de cable enrollado o de bronce son utilizadas en lugar de la máquina cortadora de ranuras. Esta técnica es razonablemente efectiva como método de control de arena en arenas gruesas uniformes con pocas o sin partículas finas. (Ej. En California) Algunas veces este es el único sistema de control de arena que puede ser usado debido a la caída de presión y a las consideraciones de colocación (Ej. En arenas de crudo pesado no

consolidadas) Aunque, de cualquier forma, la completación con liner no cementado no es recomendada más debido a que: • El movimiento de las arenas en el pozo tiende a causar daño a la permeabilidad por la mezcla de arena de diferentes tamaños y partículas de arcillas. • Las arenas finas de formación tienden a obstruir las ranuras o la malla • A altos gastos de producción, la malla se erosiona cuando la arena de formación se mueve hacia el agujero perforado. • Un pobre soporte de la formación pude causar que las capas de arcillas se colapsen y tapen las ranuras o la malla. • Una falla de formación puede causar que el liner se colapse. Para eliminar estos problemas, los operadores han recurrido a métodos de control de arena más efectivos tales como el empaque de grava, en el que el espacio anular ente la malla y el agujero son llenados con arena gruesa clasificada y con el uso de mallas pre-empacadas. En algunos casos, aún donde el control de arena es planeado, puede ser mejor emplear una completación con tubería y un empaque de grava externo – esta configuración se ha convertido en la norma para aceites ligeros y desarrollos de gas por la gran flexibilidad que provee. 2.1.3 Completación en Agujero Cementado y Disparado Por mucho el tipo más común de completación al día de hoy involucra la cementación de la tubería de producción o liner a través de la zona productora, y subsecuentemente proveer comunicación con la formación a través de disparos hechos en la tubería de revestimiento y el cemento. Idealmente, los disparos deben penetrar cualquier zona dañada a través del hueco original y crear un conducto limpio a través de la formación no dañada. Si el pozo está entubado y no ha sido disparado durante las primeras etapas de la operación de completación, el control de pozo será más sencillo y los costos de completación pueden reducirse. Usando varias técnicas de control de profundidad, los intervalos de producción son disparados y puestos a fluir, por consiguiente deben evitarse en lo posible fluidos no deseados (gas, agua), formaciones débiles pueden producir arenas y pueden encontrarse secciones no productoras o barreras de arcillas. Esta selectividad, es completamente dependiente de un buen trabajo de cementación y una perforación adecuada, así mismo permite que un mismo agujero pueda producir de diferentes reservorios separados sin haber comunicación entre ellos. Esto se hace mediante la colocación de empacadores de aislamiento en una sección no disparada del tubo. La selección de los disparos puede así mismo ser usada para controlar el flujo o la estimulación de varias partes de la zona productora. Mediante el cierre o el taponamiento parcial de intervalos seleccionados, pueden inyectarse fluidos los que pueden ser desviados a zonas menos permeables (agua, fluidos de estimulación, o cemento) La cementación de la tubería a la profundidad total TD más que la completación del pozo puede reducir la probabilidad del control de pozo. Además, la decisión de asentar la tubería de revestimiento de producción puede posponerse hasta que los registros eléctricos del agujero descubierto de la prospectiva de la zona productora han sido evaluados, substancialmente reduciendo los costos de pozo seco, si no se encuentra que sea productor. En resumen, las ventajas de una completación de hueco entubado, cementado y disparado incluyen: • Operaciones más seguras. • Selección con mayor información de las zonas a ser completadas. • Reducción a la sensibilidad al daño de perforación. • Facilitar la estimulación selectiva. • Posibilidad de completación en zonas múltiples

• Reducción de costos en pozos secos. • Facilitar el planeamiento de las operaciones de completación. Este tipo de completación es el generalmente usado a menos que haya una razón para preferir la completación de agujero descubierto o completación de liner no cementado. Aún donde el control de arena es planeado, las completaciones disparadas con empacadores de grava internos han resultado ser la norma para desarrollos de crudos ligeros y gas por la gran flexibilidad que proveen. 2.2 Métodos de Producción 2.2.1 Flujo Natural El flujo natural es cuando el reservorio puede fluir a superficie, a un gasto económicamente viable, debido a la presión del reservorio sin ninguna ayuda externa. 2.2.1.1 Completación por Tubería tipo “Tubingless” Las completaciones del tipo “Tubingless” son de bajo costo pero raramente utilizadas como tuberías de producción, ya que están expuestas a la presión del reservorio y a la corrosión. Además de que algunos dispositivos de seguridad no pueden ser instalados. 2.2.1.2 Completación por Tubería de Producción Por mucho, el método más común de completación de pozos es correr una o múltiples sartas de tubería dentro del pozo, dependiendo del número de zonas a ser completadas. 2.2.2 Bombeo Artificial Cuando un pozo no fluye de forma natural a superficie a un gasto económicamente viable, las técnicas de bombeo artificial pueden ser usadas para acelerar la producción. Métodos comunes de bombeo artificial para operaciones costa afuera son: • Bombeo Neumático (Gas Lift) • Bombas Eléctricas Sumergibles (Electric Submersible Pumps ESP) 2.2.2.1 Bombeo Neumático El levantamiento por gas es usado para aligerar la columna hidrostática generada por el fluido dentro del pozo, reduciendo la viscosidad del fluido, reduciendo la fricción de la tubería y añadiendo energía adicional para favorecer el levantamiento del fluido contenido en la tubería y su salida del pozo. Se requieren mandriles de levantamiento por gas, para ser instalados a profundidades seleccionadas a lo largo de la tubería para optimizar el gasto. Las válvulas de levantamiento por gas añaden vías potenciales de fuga a la tubería y los pozos con estos sistemas normalmente requieren de una intervención adicional de registros eléctricos para cambiar las válvulas y asegurar un óptimo desempeño del pozo. 2.2.2.2 Bombas Eléctricas Sumergibles (ESP) Las ESP son usadas para mover grandes volúmenes de líquidos con baja relación de gas / líquido de pozos de agua, pozos de crudo con alta relación de agua y pozos de crudo con alta descarga. Al ser alimentadas eléctricamente, un cable de alimentación debe correrse hacia abajo en el espacio anular entre la tubería de producción y el pozo. La confiabilidad de este equipo puede variar significativamente debido a una multitud de razones. 3.0 EQUIPO DE COMPLETACIÓN

Esta sección esta diseñada para explicar los principales componentes normalmente usados en completación. Aunque toda completación consta de los siguientes elementos, las razones para incluirlos variarán considerablemente. Por lo que debe tenerse en cuenta: • Control de Presión Primario (árbol) • Control de Flujo (del reservorio o posterior a la tubería de producción) • Control de Emergencia del Flujo (Ej. válvula de seguridad) • Inyección de químicos • Adquisición de Datos • Control de Presión y Temperatura (Ej. Aislamiento) • Bombeo Artificial • Capacidad de Reparación 3.1 Árbol de Navidad El árbol de navidad es el sistema de control de presión localizado en el cabezal de pozo. El árbol consiste de una serie de válvulas que proveen de una interfase entre el reservorio, la completación y a través de las instalaciones de producción. Hay muchos otros propósitos del árbol de navidad tales como: • Proveer una fuerte barrera a la presión entre el reservorio y la superficie. • Un medio que permite la producción controlada o la inyección. • Un medio para matar al pozo previo a las operaciones de reparación o mantenimiento. • Un sistema que permite la intervención en las diferentes etapas de trabajo. El tipo de árbol de navidad a ser usado tiene un gran impacto en los costos de completación, el diseño de completación y las capacidades de intervención. Esencialmente hay dos tipos de árbol principales, estos son los árboles superficiales y los árboles de lecho marino. 3.1.1 Árboles Superficiales • Los árboles con brida convencional son usados en la mayoría de los pozos de tierra y en pozos costa afuera con flujos de bajo a moderados. • Los árboles de bloque sólido son utilizados algunas veces en costa afuera, especialmente en pozos de altos flujos y altas presiones bajo condiciones de operación críticas ya que reducen el aumento de la turbulencia y puntos de fugas potenciales. Bajo condiciones altamente turbulentas, una configuración en “Y” es disponible para las salidas. • Los árboles de carrete horizontal, en esta configuración el árbol es instalado antes que los preventores (BOP) La tubería de revestimiento y la de producción son entonces instaladas a través del árbol. Todas las válvulas del árbol están localizadas a un lado del agujero vertical y son por tanto ‘horizontales’. 3.1.2 Árboles de Lecho Marino • Árboles Convencionales de espacio dual. Estos tienen dos espacios verticales para acceder a la tubería de producción y el anular. Están designados por el tamaño del espacio Ej. 4 x 2, 5 x 2 o 7 x 2. Así como hay acceso al anular a través del árbol, cualquier consideración especial como levantamiento por gas debe ser tomada en cuenta. • Árboles Horizontales de Carrete. Como en los árboles horizontales, el BOP es corrido después del árbol. • Árboles en Línea. Estos son de nuevo desarrollo, donde las válvulas del árbol están alojadas en el cabezal de pozo y son parte de la completación. . 3.1.3 Elección de Árbol

Los árboles horizontales tienen la gran ventaja de no tener que retirarse, para recuperar la tubería de producción. Estos tienen el potencial de ahorrar tiempo y dinero en forma considerable cuando se efectúan intervenciones tales como el reemplazo de las ESP. Adicionalmente, ya que todas las válvulas se encuentran lejanas del agujero vertical, la instalación y la adición de sartas dentro de la tubería de producción se facilita. Esto abre a mayores oportunidades para mejorar el levantamiento por gas. Una segunda válvula maestra es usualmente requerida para acidificar en pozos críticos donde la válvula de servicio es difícil (Ej. En lecho marino o pozos satélites) Esto también puede ser especificado en las regulaciones locales. Algunas compañías especifican una segunda válvula maestra debajo de cualquier válvula que sea parte del sistema ESD para facilitar la reparación ya que existe el riesgo de desgaste por cierres. Las dos salidas son regularmente especificadas para alta presión ácida en los pozos críticos para permitir la instalación permanente de una línea de matar. Esto también puede ser especificado en las regulaciones locales, la filosofía de seguridad de la locación o los requerimientos de certificación. Además de ser conveniente para la ecualización de la válvula y la buena limpieza. Donde frecuentes trabajos de reparación a través de la tubería de producción u operaciones de registros sean esperados, una válvula de achique (swab valve) es normalmente usada. Alternativamente, la válvula de achique puede ser temporalmente instalada en, o en lugar de, la tapa del árbol durante operaciones de entrada en pozo. Para el arreglo de la válvula de producción “wing valve”, el estrangulador y la válvula de flujo se debe tomar en cuenta el programa de como se llevará el pozo, como será controlado y como las principales válvulas de ESD serán ecualizadas. Si un estrangulador motorizado ajustable es usado, este deberá ser del tipo de cierre completo para poder resistir la erosión durante la apertura. Las pérdidas de presión a través del árbol de navidad, el estrangulador y la conexión de flujo deben ser consideradas en el pozo en el análisis de descarga y pueden ser significativamente reducidas a la máxima capacidad del pozo, evitando la turbulencia y cambios repentinos en la dirección. La localización de puntos de inyección de químicos y la velocidad de flujo provista deberán tomarse en cuenta, particularmente donde la inyección de químicos es requerida en la tubería de producción para proteger el DHSV y el árbol de los gases hidratados o para ecualizar las válvulas ESD antes de abrirlas. Si las tres válvulas están automatizadas, es altamente deseable tener planteada una secuencia de ESD en la que la válvula “wing” o la válvula de flujo se cierren primero para cortar la salida, antes que el SCSSV y la válvula maestra comiencen a cerrar. En pozos de gas en lugares fríos, es común que la parte más baja de la válvula maestra sea demorada en niveles bajos de alarma para asegurar que algo de metanol sea vertido en el SCSSV antes de que el pozo completo sea aislado. 3.2 Cabezal de Pozo El cabezal de pozo transfiere las cargas de la tubería de revestimiento y de la completación a la tierra vía la tubería de revestimiento superficial y provee un sistema de sello y válvulas para controlar el acceso a la tubería de producción y el espacio anular. Está hecho de uno o más carretes de tuberías de revestimiento, carretes de cabezal de tubería (head spool), el colgador y el árbol de navidad. Las especificaciones del cabezal son expuestas en la especificación 6A del API, la cual fue extensamente revisada en Octubre de1989.

En primera instancia será responsabilidad en el diseño de las tuberías de revestimiento el especificar los requerimientos del cabezal de pozo. Aunque la completación impactará en la selección del cabezal de pozo en varias formas: • Las cargas serán transferidas de la tubería de producción al cabezal de pozo a través del colgador de tubería. El cual normalmente es un problema a menos que el cabezal se encuentre en una plataforma de patas tensionadas (TLP) • Con un cabezal de superficie, puede haber requerimientos de inyección a través del espacio anular por el cabezal (levantamiento por gas, bombas de jet, inhibidores o inyección de agua) La metalurgia y tamaño del puerto necesitarán ser considerados por las caídas de presión, erosión y aspectos de corrosión así como límites de presión y temperatura. Válvulas adicionales (por actuadores o manuales) pueden requerirse para asegurar la integridad o el control. • Ciertas partes del cabezal del pozo serán expuestas a fluidos en el anular (Ej. El colgador de la tubería de revestimiento de producción) Lo que puede impactar en su composición metalúrgica. • El monitoreo de las presiones anulares puede ser requerido. Esto es relativamente fácil, en un pozo con cabezal en superficie. Para un cabezal de lecho marino, puede requerirse de sensores especiales. 3.2.1 Colgador de Tubería de Producción La función del colgador en la tubería de producción es la de transferir el peso de la tubería al cabezal de pozo y contener el fluido del espacio anular entre el revestidor y la tubería de producción. Hay cinco tipos de colgador de uso común: • Colgadores de compresión (Metal a Metal o de tipo elastomérico) de Mandril (tipo dona) • Colgadores de Tensión del tipo Ariete. • Ensamblaje de sellos y cuñas. • Suspensión directa del árbol – Ej. Árboles horizontales • Colgadores de sub-línea de lodo o colgadores de tubería con empacador. El principal problema con la selección del colgador ocurre cuando la tubería de producción debe aterrizarse en tensión (Ej. En algunos pozos de gas), cuando esto es aplicado mecánicamente más que hidráulicamente. El número de agujeros requeridos para que el colgador de la tubería fluya o alimente conductos, líneas de control, líneas de inyección de químicos y línea de acero debe especificarse. Estos podrán sellarse con un sello anular de anillo en un colgador de cuello extendido. En pozos en lecho marino, un agujero es también requerido para el acceso del anular, la orientación apropiada del colgador con respecto a la base guía debe ser tomada en cuenta. El método por el que los principales espacios interiores serán bloqueados a superficie durante la remoción de los BOP o el árbol de navidad deberá así mismo ser considerado. Hay dos alternativas principales: • El uso de un tapón en el colgador. Este puede ser un tapón o una válvula check o el más comúnmente utilizado hoy día, un niple convencional. Es particularmente útil tener un colgador de tubería corriendo y aterrizando la sarta que es ligeramente mayor que la tubería que se esta corriendo. Esto permite el uso de un niple que no impacta en el resto de la completación. • El uso de una linea de acero por debajo del colgador. Este arreglo es particularmente útil en pozos submarinos si al correr los tapones en el niple, el “running tool” asentará dentro del árbol y si aun con el atascamiento pudiera prevenirse el cierre de las válvulas. Nota: Al tener un niple por debajo del colgador, es más difícil acceder si los tapones se atascan o si fragmentos caen en la cima de los tapones. En pozos submarinos en el espacio anular, el uso de un niple por debajo del colgador es recomendado, y en el caso de un tapón atascado, de ser requerido puede ser disparado por encima.

3.3 Válvula de Seguridad Bajo Superficie SSSV Las válvulas de seguridad bajo superficie (SSSV) son instaladas por debajo del cabezal de pozo para prevenir el flujo descontrolado en una situación de emergencia. En el peor de los casos, cuando el cabezal de pozo ha sufrido un daño serio, el SSSV puede ser el único medio para prevenir un reventón (influjo del pozo) El diseño correcto, aplicación, instalación y operación de este equipo es fundamental parra la seguridad del pozo. Los SSSV deben considerarse para todos los pozos que sean capaces de tener flujo natural. En muchas locaciones las regulaciones gubernamentales requieren el uso de los SSSV. En áreas costa afuera como en el Reino Unido, Noruega y los EU, la regulación gubernamental dicta que la válvula debe estar de cumplir con la especificación 14 A del API. 3.3.1 Definiciones Los SSSV pueden ser controlados desde la superficie o bajo ella. Las válvulas de control bajo superficie son controladas por la presión del pozo, por el mismo flujo, o como resultado de una diferencial de presión causada por el flujo. Este tipo de dependencia en las condiciones de pozo como medio de control, las hace inherentemente menos confiables que las válvulas controladas superficialmente, y su aplicación es por tanto limitada. El control de superficie de las válvulas de seguridad bajo superficie (SCSSV) es normalmente cerrado, y regularmente se mantienen abiertos por una presión externa aplicada desde la superficie. Algunos SCSSV son controlados por señales eléctricas, electromagnéticas o señales acústicas. Sin embargo, por mucho la forma más común de control es la presión hidráulica aplicada desde la superficie vía una línea de control. Cuando la presión hidráulica se pierde, la válvula se cierra por medio de la acción de un resorte en el mecanismo de cierre. Con el fin de cerrar la válvula, este resorte debe vencer la presión hidrostática en la línea de control. Cada SCSSV por tanto tiene un máximo de seguridad de profundidad. Las regulaciones costa afuera requieren el uso de SCSSV. 3.3.2 Mecanismos de Cierre de SCSSV Los SCSSV tienen tres mecanismos principales de cierre: • Chapaleta o charnela • De Bola • De disco Los mecanismos de cierre de charnela o de bola son los más usados. Los de disco son en ocasiones utilizados en mecanismos de ecualización y en sistemas anulares. Como el nombre sugiere, los sistemas anulares son utilizados para aislar el anular, Ej. En sistemas concéntricos de levantamiento por gas o en pozos submarinos. El mecanismo de charnela es ahora preferido al mecanismo de bola como resultado de: • Su gran confiabilidad • Su simplicidad en diseño • Menos propensa a daño en el sello • En caso de falla de la válvula, se puede bombear a través a velocidades lo suficientemente altas para matar al pozo. Para abrir la válvula, se aplica presión a través de la línea de control, la cual comprime el resorte de cierre y mueve el tubo de flujo hacia abajo en la charnela. Cuando el flujo en el tubo continúa hacia abajo, la charnela rota sobre su bisagra en la cámara. Cuando se remueve el control de la línea de presión, el resorte presiona el tubo de flujo hacia arriba, permitiendo que el resorte en la charnela mantenga la posición cerrada. En la posición cerrada la charnela se mantiene cerrada por la presión diferencial a través de la válvula. La válvula de bola es operada en forma similar, excepto en este caso en que la presión hidráulica actúa sobre un pistón, el cual rota la bola por medio de una conexión mecánica.

El mecanismo de disco simplemente se basa en un disco de forma cónica el cual sella contra un asiento metálico. 3.3.3 Certificación Todas las válvulas bajo superficie requieren de certificación: • Todos los componentes críticos deberán ser capaces de rastrear en su fabricación y composición. • Diseño calificado a través de pruebas de funcionalidad. • Productos manufacturados, inspeccionados y funcionalmente probados a la norma API 14A. La norma API 14A tiene tres clasificaciones de servicio: Clase 1 Servicio Estándar. Adecuado para servicios en pozos de crudo y gas donde no es expuesto a la producción de arena o fisuramiento por estrés o corrosión. Clase 2 Servicio Arenoso. Adicional al clase 1, la válvula es adecuada para uso en pozos de crudo o gas donde sólidos, Ej. Arena, pueden esperarse para causar la falla o el mal funcionamiento de la válvula. Clase 3 Servicio de Fisuramiento por Estrés o Corrosión. Adicional a las clases 1 y 2, la válvula es adecuada para su uso en pozos de gas o aceite donde agentes corrosivos pueden causar fisuramiento por estrés o corrosión. Dentro de la clase 3 hay dos subdivisiones, 3S para fisuramientos por estrés de sulfuros y 3C para fisuramientos por estrés de Cloruros. 3.3.4 Tipos de SCSSV Adicional al mecanismo de cierre, los SCSSV pueden ser subdivididos en cuatro categorías principales: • Recuperable a través de linea de acero o tubería de producción. • De no-ecualizado o ecualizado. • Concéntricas o de pistón. • Línea de control simple o líneas balanceadas duales. Una válvula puede tener cualquier particular combinación de estas características, Ej. Recuperable por tubería, ecualizante, pistón concéntrico con línea de control simple. La configuración seleccionada será controlada por las condiciones del pozo, el diseño de completación y la experiencia previa. El seleccionar una válvula ecualizante o que se ecualice a si misma provee de flexibilidad operativa en el hecho de que ninguna fuente externa de presión es requerida para presurizar la válvula previa a su apertura. De cualquier forma, el sistema de ecualización introduce mecanismos de falla potenciales adicionales y debe por tanto tener un impacto en su confiabilidad. Cuando utilizar un sistema de ecualización, dependerá de las condiciones operativas y si tal característica proveerá de una ventaja significativa en operación en el campo Ej. Las válvulas ecualizantes son una necesidad virtual en plataformas teledirigidas vía satélite en el Mar del Norte. La potencia hidráulica de los SCSSV es provista por medio de un solo pistón concéntrico o de uno o más pistones envarillados montados radialmente alrededor de la válvula. Los límites en la disponibilidad del control de la línea de presión darán la profundidad máxima de asentamiento de la válvula. Si la válvula debe asentarse a profundidades mayores a los 800 pies, Ej. En el lecho marino o bajo el hielo, entonces la fuerza de un resorte largo y su resultante alta presión de apertura requeridas por una válvula concéntrica harán esta válvula inapropiada, y una válvula de pistón deberá ser utilizada. 3.3.4.1 Recuperación a través de tubería o Recuperación por Linea de Acero Las estadísticas indican que las válvulas de seguridad con recuperación por tubería de producción son más confiables que las válvulas con recuperación por linea de acero. La media

de tiempo de falla es de aproximadamente 6 años para las válvulas por linea de acero y de 15 años para las válvulas de recuperación por tubería. Las válvulas de recuperación por tubería son también de apertura completa y permite un acceso más sencillo. Las válvulas de recuperación por tubería pueden regularmente ser convertidas en válvulas recuperables por linea de acero a través de una intervención. Las válvulas recuperables por tubería controladas desde superficie son por tanto las más confiables y comunes. Su posición es dictada por varias consideraciones: 1. El diámetro externo OD por lo regular impacta en el diseño de las tuberías de revestimiento. Por ejemplo las válvulas de 7” válvulas requieren de TR de 10¾”. Las válvulas de 5½” pueden también no caber dentro de TR´s de 9 5/8” si grandes cables o líneas son requeridos para ir alrededor de la válvula o si un rango de presión de 10,000 psi o más es requerido. Las válvulas de 4½” válvulas pueden no caber dentro de una TR de 7”. 2. Deben estar debajo de los pilares de las plataformas o a la probable profundidad de cráter en caso de un reventón de pozo. 3. Si es del diseño tipo ecualizante, deben idealmente ser posicionadas debajo de la profundidad de formación hidratada (determinada de los gradientes geotérmicos) 4. Si perforación en forma adyacente va a efectuarse en forma simultánea a la producción, la válvula de seguridad dentro del pozo puede ser usada durante la perforación de la sección superior del agujero. Si es cerrada para mitigar las consecuencias de una colisión. Esto evitará la necesidad de correr tapones dentro y fuera del pozo. 5. Regulaciones locales La mayoría de los diseños las ubican por encima o debajo de los puntos de desvío. La profundidad de asentamiento de la válvula debe ser tal que en el evento de una fuga en la línea de control, la válvula falle en seguridad en su posición cerrada. Esta es una función del diseño de la válvula y del fluido en el anular. Es también vital que el sistema de control sea capaz de abrir la válvula con la mayor presión esperada en la tubería. Ha habido ejemplos de sistemas de control que han sido diseñados para presiones inadecuadas. 3.3.4.2 Válvula de Seguridad Bajo Superficie Controlada en Superficie Recuperable (TRSCSSV) La presión hidráulica actuando en el arreglo del pistón concéntrico, el cual es conectado al tubo de flujo, opera la TRSCSSV. Cuando el pistón se mueve hacia abajo el flujo empuja a través de la válvula de charnela y consecuentemente provee el flujo a través de la válvula a la superficie. Cuando la presión hidráulica es desfogada de la línea de control el resorte de potencia empuja el flujo y el pistón se mueve hacia arriba permitiendo a la válvula de charnela cerrarse. Para cerrar la válvula, este resorte debe vencer la presión hidrostática en la línea de control. Cada SCSSV por tanto tiene una profundidad máxima de asentamiento. Las TRSCSSV incorporan un sistema por el cual una linea de acero en una válvula de seguridad puede ser instalada. Esta operación será ejecutada si la válvula de seguridad falla para contener la presión diferencial o falla en su funcionamiento. Hay corridas de linea de acero que son típicamente utilizados con la instalación del inserto en la válvula de seguridad, generalmente estos son como se describe: 1. Introduzca en el agujero y cierre la válvula de charnela. 2. Introduzca en el agujero con la herramienta de comunicación y el sistema de comunicación en posición abierta. Esto mantendrá la comunicación a través de la tubería a través de la línea de control de la válvula de seguridad y la cámara de control. 3. Introduzca en el agujero con y asiente el inserto en la válvula de seguridad. El inserto de la válvula de seguridad soportará el sistema de comunicación proveyendo la integridad hidráulica necesaria para su operación y funcionalidad

3.3.4.3 Linea de Acero Recuperable Como en caso de la válvula recuperable de tubería, la válvula recuperable de linea es operada desde el panel de control en superficie y vía una línea de control que la conecta dentro de un niple en la válvula de seguridad. Cuando se ensambla a un sistema apropiado de aseguramiento la válvula de seguridad es instalada y recuperada usando una linea de acero y aterrizada en un niple de la válvula de seguridad. 3.3.4.4 Concéntrico o Pistón de Varilla La potencia hidráulica para un TRSCSSV es descargada por medio de un pistón simple concéntrico o uno o más pistones de varilla montados radialmente alrededor de la válvula. La nueva generación de válvulas tiende a ser de la variedad de pistones de varilla y son particularmente apropiados para ambientes hostiles como el pequeño diámetro del pistón permita el uso del sello metal a metal a través de la válvula. Las válvulas de pistón de varillas, sin embargo tienen la desventaja de tener menos fuerza de apertura y de cierre y son más propensas a atascamientos con escoria, sólidos o asfaltenos si están presentes. Adicionalmente a los factores descritos, la experiencia pasada del desarrollo de las válvulas en condiciones similares debe ser usada para decidir ente los dos tipos de válvula y un modelo en particular. 3.3.4.5 Control de Superficie. El sistema hidráulico para una SCSSSV se compone de un panel de control superficial, línea de control y accesorios y fluido de la línea de control. Viscosidad, densidad y limpieza son factores importantes en la sección de un fluido de control de línea. La densidad obviamente afecta la presión hidrostática en la válvula, y la viscosidad tiene un impacto en el tiempo de descarga. El decremento de la viscosidad con la temperatura es un factor crítico en el ártico y en los pozos submarinos del Mar del Norte, y fluidos especiales necesitan ser usados tomando en cuenta esto. El aceite mineral, conocido como HLP 32, es usado como el fluido estándar en las plataformas del Mar del Norte. En pozos submarinos, una mezcla de 5:1 mezcla de glicol-erifon diluido a un total de 35% de glicol y agua fresca base HW 540 es típicamente usado. 3.3.4.6 Velocidad Controlada Las Válvulas de Seguridad de Velocidad, que son normalmente válvulas abiertas son cerradas si el flujo del pozo es mayor que el flujo programado de la válvula. Si la pérdida de un control de pozo normal ocurre en la superficie, cualquier incremento en la velocidad de flujo causará que la válvula se cierre, cerrando el pozo desde dentro del agujero. Este tipo de dependencia de la válvula en condiciones de pozo como medio de control, las hace inherentemente menos confiables que las válvulas controladas en superficie, y su aplicación es por tanto limitada. La válvula se re-abrirá una vez que las presiones a través de la presión de cierres son ecualizadas. Las Válvulas de Seguridad de Velocidad son normalmente equipadas con un sub-ensamble ecualizante el cual permite la propia ecualización previa a la recuperación de la válvula y son compatibles con una variedad de candados de líneas de acero. El ajuste del mecanismo de cierre de la válvula es consumado por el cambio en el tamaño de orificio y la velocidad del resorte interno. Este requiere de información específica del pozo y es complementada a través del uso de un programa computarizado diseñado para este propósito. 3.3.4.7 Inyección Controlada Las Válvulas de Inyección Controlada son normalmente cerradas y están diseñadas para automáticamente para atrapar la tubería en el evento de que la inyección sea parada o el flujo retorne. La presión de inyección abre la válvula creando una caída de presión a través del orificio que permite al resorte guía presionar la charnela a la posición abierta. Cuando la inyección cesa, el resorte guía aloja a la charnela para cerrarse. 3.3.5 Sistema de Seguridad Anular (ASV) El sistema de seguridad anular es basado en el principio de los empacadores recuperables diseñados para anclar la tubería de producción en la tubería de revestimiento a un punto por

debajo del cabezal de pozo. El colgador de tubería tipo “Pack Off Tubing Hanger (POTH)” sella el área entre el diámetro interno de la tubería de revestimiento y el diámetro externo de la tubería de producción proveyendo el sello para los espacios adecuados para la producción de una vía de flujo aislada para inyección de gas. El anclado de la tubería esta diseñado primariamente para permitir la recuperación de la completación superior sin necesidad de rotación. La válvula de seguridad en el anular provee un método de controlar el flujo de fluido en el anular y se cerrará automáticamente si la presión del fluido de control se pierde. El sistema completo servirá como un cabezal de pozo redundante capaz de cargar el peso de la tubería de producción seguramente en el evento de una falla catastrófica. La cuña y el sistema de empaque usado en el colgador son diseñados para distribuir las cargas de ambos el sellado en la presión y el peso completo de la tubería de producción seguramente dentro de la TR. El sistema está diseñado para transmitir estas cargas sin dañar la TR, en el evento de que la TR no esté soportada. El colgador es recuperable con la tubería de perforación usando una herramienta especialmente diseñada. Las aplicaciones primarias incluyen las instalaciones de levantamiento por gas y pozos donde la presurización de la parte superior del anular de la TR como resultado de una fuga en el fondo no es permisible. Aplicaciones secundarias incluyen las plataformas de patas tensionadas donde el sistema puede ser usado para garantizar que un mínimo de peso de la tubería es suspendido de la plataforma. 3.3.6 No-Ecualizante o Ecualizante. Las válvulas no ecualizantes son superiores en confiabilidad de sello a las válvulas ecualizantes, esto debido al diseño simplificado y a las reducidas vías de fuga, de cualquier forma requieren de presión en la tubería de producción para ser ecualizadas por encima de la válvula de seguridad para ser abiertas. La selección de una válvula ecualizante provee de flexibilidad operacional en la que ninguna fuente externa de presión es requerida para ecualizar la presión por encima de la válvula previa a su apertura. De cualquier forma, el modelo ecualizante introduce un mecanismo potencial de falla y debe por tanto tener un impacto en su confiabilidad. Cuando usar una válvula ecualizante dependerá del ambiente operativo y donde esta característica provea una ventaja significativa en el campo operativo, Ej. Las válvulas ecualizantes son una necesidad en plataformas guiadas por satélite en el Mar del Norte. La condición ecualizante también determinará la profundidad de la válvula. Si la ecualización es requerida, es mejor tener una válvula poco profunda con el fin de reducir la cantidad de líquidos que tendrán que ser bombeados. Así mismo la cera o los hidratos pueden forzar al uso de una válvula ecualizante sea asentada más profundamente. 3.3.7 Control de Línea Simple o Balance de Líneas Dual. Para vencer algunos de los problemas de la limitante de la profundidad de asentamiento, una válvula de control de balance dual puede proponerse. En una válvula balanceada, una Segunda línea de control es corrida a la válvula y llenada con el mismo fluido de la línea de control principal. El fluido en la segunda línea balancea la presión hidrostática en el pistón independientemente de la profundidad de asentamiento. En teoría, esto deberá dar a la válvula una profundidad de asentamiento ilimitada. Sin embargo, el tiempo requerido para desplazar el fluido a superficie limita el tiempo de respuesta de la válvula y por tanto la profundidad de asentamiento. Aunque estos valores tienen la capacidad de asentamiento profundo, no son recomendados por un número de razones. En particular, son propensos a fallar en la apertura. Si migra gas dentro de la línea de balance y reduce la presión hidrostática, la presión hidrostática original en la línea de control no se encuentra balanceada y puede ser suficiente para abrir la válvula sin la aplicación de presión en superficie. Esto causará que la válvula falle para abrirse.

Una válvula puede tener una combinación particular de estas características, Ej. Recuperable por tubería, ecualizante, pistón concéntrico con línea de control simple. Las condiciones del pozo, el diseño de completación y la experiencia previa regularán la configuración seleccionada. 3.4 Juntas de Chorro, Acoples de Flujo y Juntas Cortas 3.4.1 Acoples de Flujo Los acoplamientos de flujo son secciones cortas de tubo de espesores anchos. Los cuales son hechos de lingotes (como los son la mayoría de los accesorios de completación) Los acoples de flujo están normalmente hechos con espesores iguales a los del diámetro interno de la tubería de producción a través de los diámetros externos del acople. Los acoples de flujo debe considerarse por encima y por debajo de cualquier cambio en el diámetro externo Ej. Combinaciones, Válvula de Seguridad Recuperables, niples de líneas de acero, etc. El propósito de esto es para resistir cualquier erosión causada por el flujo turbulento a través de diferentes diámetros externos de tubería de producción y por tanto favorecer la confiabilidad de una completación exitosa en la vida de producción del pozo. La erosión acelerada es inducida por los niples de aterrizaje o por cualquier otro aditamento que cause un cambio abrupto en el área de flujo. La erosión es acelerada debido a la entrada abrupta a una restricción y una salida abrupta. Por tanto, un acople de flujo por debajo de un niple de aterrizaje es tan importante como uno de estos. El área más crítica es el punto de entrada por debajo del elemento de control bajo superficie. Una buena práctica es tener un acople de flujo que cubrirá el control del flujo debajo del niple. Por encima del acople de flujo o de la válvula de seguridad una longitud adecuada es veinte veces el diámetro interno, aunque un mínimo de 36” es recomendado. 3.4.2 Juntas de Chorro Los acoples de flujo están diseñados para resistir la erosión interna causada por el flujo turbulento. Las juntas de chorro difieren en que resisten la erosión externamente, y son normalmente posicionados a cualquier lado de la camisa deslizante situada en la zona de producción disparada donde la acción de propulsión del fluido puede erosionar la parte externa de la tubería de producción. Una junta de chorro es una junta de tubería con espesor de pared incrementado, y es usualmente hecha de una aleación con tratamiento térmico. La aleación 415H ha probado ser un buen material. El Carburo de Tungsteno o “stellite” pueden ser usados como recubrimiento. 3.4.3 Juntas Cortas Las juntas cortas o “pup joints” son juntas menores de tubería que dan flexibilidad en completar la longitud de tubería de producción deseada. Ej. Cuando se deja un espacio en una completación. Esto es particularmente importante mientras se termina la completación. También son utilizadas por encima y por debajo de los accesorios de completación como parte de un módulo de completación ensamblado y transportado a la locación. Esto permite el fácil y seguro manejo para dar el torque debajo y por encima del ensamble. Es recomendado que todo modulo de completación tenga 5’ o más de junta corta en cada extremo. Cuando se utilicen juntas cortas para espaciar, un limitado rango de tamaños es requerido. Como la tubería es hecha en rangos de longitud, es fácil poner aparte extremos del rango durante el arreglo. En esta forma solo 3 o 4 juntas cortas son requeridas (digamos 5’, 10’ y 20’) 3.5 Niples de Aterrizaje Los niples de aterrizaje también conocidos como “Wireline” o niples de asiento proveen un punto de localización para varios aditamentos de control de flujo en la tubería de producción. Típicamente los niples de aterrizaje son secciones tubulares cortas con un perfil de maquinado

interno. Este perfil usualmente consiste de un aterrizado y un perfil de aseguramiento para localizar y mantener el seguro del niple, y una sección de sello. Hay dos categorías principales de niples de aterrizaje no selectivo y selectivo: • Los niples no selectivos, o los que comúnmente llamamos “niples no-go”, se basan en que el niple cuenta con un diámetro interno menor (no-go) que el seguro. Esta reducción en el diámetro interno puede ser en la cima (top no-go) o en el fondo (bottom no-go) del niple y es usada para localizar el seguro. Una vez que el seguro es localizado en el no-go, está entonces en la posición correcta para asegurarse. • Los niples selectivos utilizan un método diferente de localizar el seguro y no solamente basados en la reducción de diámetro interno. Hay dos métodos básicos, uno donde los niples tienen un perfil selectivo diferente, o la alternativa donde los perfiles son los mismos y la selectividad es alcanzada por la operación de corrida y asentamiento. Con diferentes perfiles de selección en los niples, los pernos de aseguramiento en el seguro deben corresponder con el niple apropiado. Cada seguro puede por tanto ser corrido a través de una serie de niples hasta que encuentra el niple que corresponde. Usando la operación de corrida y asentamiento para alcanzar la selectividad, se permite a todos los niples ser accesados con un seguro, mientras que los niples selectivos obviamente requieren de un seguro diferente para cada niple. Los niples selectivos tienen la ventaja de ser capaces de mantener el mismo diámetro externo durante la completación, mientras que cada niple no-go requiere bajar en diámetro. Esto puede ser importante en completaciones menores. Sin embargo, esta ventaja tiene un inconveniente asociado en el que todos los niples selectivos tienen el mismo espacio de empaque. Lo que significa es que si un tapón debe ser localizado en el niple inferior, la pila de empaques debe ser sacada a través de todos los espacios empacados en los niples superiores. Esto expone la pila de empaques a un alto riesgo de daño antes de alcanzar el niple apropiado, y por esta razón los niples selectivos no son recomendados, particularmente en tuberías de producción de gran tamaño. La locación y tamaño de cada niple debe ser cuidadosamente considerada en la planeación de etapas de la completación para permitir la versatilidad máxima en el posicionamiento de varios accesorios de control de flujo. Los niples de aterrizaje pueden ser usados para las siguientes operaciones: • Tapones de bloqueo como barrera o para probar la tubería de producción. • Tapones de bloqueo para proveer medios de asentamiento hidráulicamente activado de herramientas de completación. • Aterrizaje de válvulas de seguridad del tipo de velocidad – válvulas de seguridad controladas bajo superficie (SSCSV) • Aterrizaje de estranguladores para reducir las presiones de flujo o caídas de presión en el fondo para prevenir el congelamiento en superficie en la producción de gas. • Aterrizaje de válvulas receptoras para ayudar a la recuperación de caídas accidentales de válvulas de levantamiento de gas durante su reemplazo. • Cuando juntas de chorro son instaladas por encima con un niple debajo, la separación de las camisas puede ser instalada para reparar cualquier daño o juntas de chorro erosionadas. • Aterrizaje de instrumentos colgadores con aditamentos tales como medidores de flujo, termómetros y medidores de presión. 3.5.1 Seguros de Niple Un seguro básico de niple consta de un cuello de pesca, un mandril de expansión, aseguramiento de pernos o calzas, un retenedor de camisa para los pernos, resortes para los pernos, un mandril empacado y una pila empacada. Aunque los seguros difieren en su configuración, la función básica de los componentes continúa siendo la misma.

El cuello de pesca puede ser interno o externo y es usado para mantener el seguro y el equipo asociado a la herramienta de corrida o de levante. El mandril de expansión cuando es colapsado fuerza a los pernos hacia afuera dentro del perfil en el niple de aterrizaje. Varios métodos son usados para mantener el mandril en esta posición colapsada, asegurando así el seguro en el niple. El seguro Camco DB usa un mecanismo de collar, mientras que el Baker Sur-Set usa un 'C'-ring. Los procedimientos de corrida para los seguros dependen del mecanismo selectivo. Los seguros No-go y los seguros que utilizan un perfil selectivo son corridos en “wireline”, y los resortes automáticamente localizan los seguros en sus respectivos niples. El mandril asegurado es entonces llevado abajo, asegurando las calzas de forma segura en su lugar. Donde el seguro mismo es selectivo, el procedimiento de corrida es como se describe: • El seguro y la herramienta de corrida son pasados a través del niple. • El ensamble es entonces jalado a través del niple, el que activa las calzas de cierre. • El ensamble es de Nuevo bajado dentro del niple, y las calzas automáticamente localizadas en el niple. • El mandril asegurado es entonces llevado hacia abajo, cerrando las calzas. Con el seguro activado, la herramienta de corrida es recuperada por el corte hacia arriba, liberándola del mandril asegurado. Este procedimiento aplica para todo tipo de seguros. La recuperación es similar: • El levantamiento de la tubería es corrido y localizado en el cuello de pesca del seguro. • La sacudida hacia arriba es usada para jalar el seguro del mandril y permitir a las calzas ser soltadas. Al continuar sacudiendo hacia arriba libera la empaquetadura del sello de agujero. • El seguro puede ser recuperado del niple. 3.5.2 Junta con Diámetro Interno Controlado Las juntas con diámetro interno controlado son esencialmente una evolución de los acoples de flujo que proveen un lugar y un punto de anclaje para varios aditamentos para control de flujo en la sarta de producción. A diferencia de los niples de aterrizaje las juntas con diámetro interno controlado no tienen un perfil interno maquinado. Los dispositivos de control de flujo son diseñados para localizar y sellar en juntas con diámetro controlado, ya que están equipados con un sistema de cuñas bidireccionales similares a la mayoría de los empacadores recuperables. 3.6 Camisas Deslizantes La camisa deslizante es un dispositivo que permite la comunicación entre la tubería de producción y el anular para operaciones de matar el pozo, circulación para tubería o anular y producción de zonas selectivas. La camisa deslizante es esencialmente de apertura total con una camisa interior que puede abrirse y cerrarse por medio de una herramienta. Las aplicaciones principales para las camisas deslizantes son: proveer circulación al anular pre/post reparación, completación multizona y comunicación con el anular para el fluido energizado, Ej. Instalación de la bomba de propulsión. El uso de las camisas tiene una pobre reputación de confiabilidad en algunas áreas, particularmente donde las camisas permanecen sin uso por largos periodos de tiempo, de cualquier forma modificaciones recientes y el uso de sellos de tecnología no elastomérica ha mejorado su eficiencia. Las camisas deslizantes por su diseño crean una vía de fuga en la tubería de completación y por esta razón las camisas deslizantes no son generalmente recomendados. Sin camisa deslizante en la completación, un disparo en la tubería es usado para alcanzar la comunicación previa a la reparación. Como estándar la camisa deslizante está normalmente equipada con un niple en la parte superior de la camisa, con un sello pulido de agujero por encima y por debajo de los puertos, para aceptar una variedad de seguros, dispositivos de empacado y accesorios.

Las camisas deslizantes pueden ser usadas para establecer comunicación entre la tubería y el anular para operaciones tales como: • Desplazamiento de la tubería o el fluido del anular después de que el árbol de navidad es instalado. • Prueba selectivas, tratamiento y producción de zonas individuales en un pozo con zonas múltiples. • Uso de tubería para inducir, por el espacio anular en una completación dual. • Producir más de una zona a través de una sola tubería. • Matar al pozo por circulación. • Levantamiento por Gas. • Aterrizaje de tapón sellante en un niple para cerrar el pozo o cuando se prueba la tubería. • Aterrizaje de una mezcla de estranguladores en un niple. • Circulación de inhibidores para control de corrosión. 3.7 Mandriles 3.7.1 Mandril de cavidad lateral (SPM) El mandril de cavidad lateral (SPM), originalmente diseñado para levantamiento por gas, puede también ser usado como un aditamento alternativo de circulación. El SPM usa válvulas que pueden ser recuperadas, usando una herramienta, la que posiciona el aditamento en la cavidad lateral. Cuando no es requerida la comunicación, una válvula ficticia es colocada en el SPM. Las válvulas de trabajo son usualmente activadas por presión anular y son usadas para el levantamiento por gas, la circulación y la inyección química. Los SPM tienen ambos méritos y funcionar como un dispositivo de comunicación. A diferencia de la camisa deslizante, el dispositivo de control de flujo puede removerse son sacar la tubería. El mandril también permite un flujo sin restricciones a través del hueco. Sin embargo, el SPM tiene un gran diámetro externo y requiere de una tubería relativamente grande. Otra desventaja de los SPM es que los restos pueden acumularse en la cavidad lateral, haciendo el asentamiento y recuperación de la válvula difíciles. 3.7.2 Mandril de Calibración 3.7.2.1 Lectura en Superficie El calibrador permanente de agujero es un sistema de monitoreo de presión que facilita la adquisición en tiempo real de las fluctuaciones de presión en el agujero y el depletamiento del reservorio. Estos sistemas son comúnmente instalados en desarrollos submarinos donde el monitoreo bajo superficie de las condiciones del hueco son esencial parte del gerenciamiento de producción. Situaciones de costo son también un factor decisivo para la implementación de estos sistemas Ej. Costos asociados con corridas de calibradores de memoria donde una plataforma auto elevable o semi-sumergible tendría que se posicionada sobre el pozo para soportar las operaciones de linea de acero. Hay también otras cuestiones atribuidas a un estilo de intervención para adquisición de datos tales como el personal y el costo de equipos, fallas de los equipos, omisiones, seguridad y pérdida de producción durante estas operaciones. En años recientes mejoras hechas a los mandriles, han confirmado mejorar la confiabilidad al largo plazo y precisión en los datos. El monitoreo de la presión de reservorio es un útil para por ejemplo tener información del mantenimiento de presión para prevenir una salida de gas del reservorio. • Información de la presión de flujo del fondo del pozo. Esta puede ser útil para que el pozo pueda ser controlado y prevenir la deposición de asfaltenos en el reservorio por ejemplo, o prevenir las salidas de gas cerca del pozo.

• Información de productividad del pozo – El monitoreo de la productividad del pozo dará indicaciones tempranas de muchos problemas de productividad. Esto permite la acción preventiva o que la acción remedial temprana sea programada. Los ejemplos incluyen la producción de finos o el acumulamiento de escoria. •El desempeño del pozo en flujo natural por conocimiento de la presión en el fondo permite que las curvas de desempeño en la tubería sean correlacionadas de forma precisa. También permite la identificación de incrementos en la presión por fricción (escoria o corrosión de la tubería) o problemas de levantamiento (carga de líquidos por ejemplo) • Resolución de problemas en bombeo artificial – Presión de flujo en el fondo (y además otras mediciones) los que permiten estimar de forma precisa la profundidad de inyección de gas durante el levantamiento o la producción de gas libre para la succión de ESP. • Asignación de producción y pruebas de pozo. Si los flujos dentro del agujero pueden obtenerse, entonces el requerimiento para pruebas de pozo se reduce. Esto es especialmente útil para pozos submarinos unidos con una línea común de flujo. La posición del calibrador es por tanto importante. 3.7.2.2 Calibradores Sin Lectura en Superficie Hay una variedad de sistemas de intervención para calibradores: • El tradicional niple de cola de tubo y la junta perforada en la cola. Esto permite al calibrador ser posicionado por debajo del empacador. El sistema es probado. El mayor problema es que el calibrador crea un punto de bajo flujo en el pozo. Esto permite que restos se acumulen en la cima del calibrador, haciendo difícil o imposible para remover o cambiarlo. • Calibrador colgado en niple. Este sistema usa un niple para soltar un calibrador. El problema es que el flujo puede ser restringido por el calibrador o el seguro en el niple. • Los calibradores recuperables en mandril. Los mandriles de levantamiento por gas convencionales pueden ser usados para contener calibradores estos calibradores pueden ser de sensibilidad interna o externa. Pueden ser pre-instalados en la completación y pueden ser recuperados o reemplazado usando herramientas convencionales. Esta técnica es particularmente adecuada para usarse durante las estimulaciones, cuando las válvulas de levante de gas deben ser retiradas para permitir que la presión anular sea incrementada. Los mandriles pueden también ser construidos sin una vía de flujo al anular, evitando así una vía de fuga potencial. • Calibradores “Interogatable”. Este sistema también usa un mandril calibrador, pero los calibradores no deben ser retirados para extraer la información. Un acople inductivo permite la extracción de los datos usando técnicas de linea de acero. Esto evita múltiples corridas de registros eléctricos puramente para extraer datos y permitir que los datos sean extraídos si los calibradores están atorados en el mandril. • Despliegue de sensores de fibra óptica a través de la línea de control. El sistema de sensor “Highway” usa una línea de control convencional y un fluido para desplegar los sensores (presión, temperatura, tensión, ruido, campos magnéticos, etc.) bajo la línea de control. La línea de control enlaza al agujero y entonces regresa a la superficie. 3.7.3 Mandril de Inyección Química El mandril de Inyección Química es un método de proveer continua inyección química al pozo para tratar pozos para la prevención de corrosión en el fondo, escoria, formación de asfaltenos, etc. El mandril de inyección química es instalado en la sarta de completación con una línea de control conectada. Cuando se usa un mandril de inyección se puede minimizar el uso de alto cromo y materiales exóticos en completaciones. El principal problema con los mandriles de inyección es el bloqueo de la línea de inyección. Por esta razón, tan grande como el espacio lo permita se recomienda de 3/8" o 1/2". El tamaño de la línea de control estándar de 1/4" es fácilmente bloqueada.

3.8 Dispositivos de Expansión y Métodos de Anclaje 3.8.1 Receptáculo de Espacio Pulido (PBR) El Receptáculo de Espacio Pulido (PBR) está diseñado para usarse en aquellas aplicaciones donde un movimiento extremo de la tubería de producción necesite ser tomado en cuenta. Donde movimientos mayores a la tubería son encontrados, la selección correcta de los arreglos de sellos y elastómeros es crítica para mantener la integridad. Fugas en los ensambles PBR en pozos de inyección de agua han conducido al diseño de completaciones de inyección de agua sin mover los sellos. El PBR recuperable puede ser asegurado en el retenedor empacador de producción o colgador del liner por medio de un ensamble de sello anclado a la tubería. El ensamble de sello PBR es mantenido en su lugar dentro del agujero durante la corrida por el anillo de corte. Cuando se combinan con asentamiento de empacadores hidráulicos, la completación completa puede ser corrida y asentar la tubería de producción en un viaje. Si se desea el pozo puede ser embridado y sarta de tubería desplazada previo al asentamiento del empacador. El ensamble completo por encima del empacador es recuperable en dos viajes. El sello de ensamble es recuperado cuando la sarta de tubería es sacada. La carcasa del PBR es fácilmente recuperada en un segundo viaje la herramienta de recuperación específicamente diseñada. El PBR tiene ventaja sobre la expansión de juntas en las que la tubería continua es usada ofreciendo distintas ventajas para la corrida de herramientas de intervención. El mandril interior está normalmente equipado con una guía para asistir en caso de taponamientos, entre otras cosas, de regreso dentro de la tubería durante las operaciones de intervención. 3.8.2 Ensamble con Sello y Junta de Expansión La Junta de Expansión, es una herramienta telescópica que compensa el movimiento de la tubería. Es pretendido que exista como un aditamento de espacio para aterrizar el colgador de la tubería. Esto es particularmente útil cuando hay otro punto fijo en la sarta de completación relativamente cerca de la superficie. Ej. Un sistema de seguridad en el anular. Estos ensambles de sello realizan la misma función que los PBR y son esencialmente un PBR invertido con los sellos localizados en el pescante y el sello en un tubo pulido. Debido a los problemas en el sello en la parte externa de la superficie curva pulida, especialmente con largos movimientos de sello, Ej. Receptáculos sellantes de tubería extra largos (ELTSR), este tipo de ensamble es más difícil de fabricar que un PBR. Los ELTSR ha tendido a ser corridos en conjunción con empacadores permanentes y por tanto no tienen el Diámetro Interno tan grande como los PBR. 3.8.3 Niple de Anclaje El Niple de Anclaje Sellante es un dispositivo sellante que conecta la junta recuperable de tubería a la parte superior del espacio del Retenedor Empacador de Producción. El aseguramiento del niple provee un vínculo con el empacador, y el sello mantiene la integridad de la presión de la conexión. El Niple de Anclaje puede ser provisto con apropiadas Unidades de Sello. El Niple de Anclaje es requerido para el sistema empacador de producción para cumplir las siguientes características: • Proveer una barrera sellante de seguridad en el fondo de la tubería tan cerca de la zona productiva como sea posible. Esto es requerido para proteger la tubería de revestimiento producción de elementos corrosivos de los productos del reservorio y para protegerlo de las altas presiones experimentadas durante operaciones tales como matar el pozo o una estimulación. • Para facilitar la reparación de pozo en caso de tubería dañada sin exposición a la zona de producción fluidos nocivos. Esto es alcanzado por medio de la localización de un niple en el ensamble de cola del empacador de producción.

• Para proveer un punto de anclaje en la tubería para minimizar el movimiento de la tubería o permitir la adherencia a un mecanismo de expansión de tubería. • Para asistir en las operaciones de matar el pozo formando una barrera de seguridad positiva cerca del reservorio, el cual resultará en el requerimiento para disminuir la gravedad específica, matar salmueras pesadas. • Aseguramiento de Presión de integridad a la boca del liner. • Diámetro Interno maximizado. La cima del empacador es una rosca cuadrada con un espacio de sello. En la mayoría de las aplicaciones, este empacador es corrido con un ancla de sello, la que localiza el empacador. Aunque en el empacador sea permanente, la tubería puede removerse aplicando de 5,000 - 10,000 lbs en tensión y una rotación de aprox. 14 - 15 veces a la derecha. 3.8.4 Anclador de Corte El Anclador de corte es una versión modificada del anclador convencional y es equipada con un anillo de corte o pines de corte. El diseño de anclaje para ser recuperado por un levantamiento directo a través de la tubería de producción. Atención particular con los análisis de estrés a la inyección y la estimulación es requerida, según la contracción del tubo el que podría exceder la fuerza requerida para cortar el anclado. Levantando con 5,000 a 10,000lbs y rotando aprox. 14 - 15 veces a la derecha pueden también desencajar el anclador. 3.8.5 Anclador Hidráulico El anclador hidráulico es una herramienta idealmente conveniente para ser corrida entre numerosos empacadores de asentamiento hidráulico corridos en secuencia donde el movimiento descendente del cuerpo es necesario para completar el lanzamiento. Una vez que mecanismo de liberación ha funcionado la herramienta es entonces liberada para pistonear dentro del sello Empacador debido al movimiento causado por cambios de presión o temperatura en el pozo. El mecanismo de liberación es actuado hidráulicamente sin requerir manipulación de la tubería de producción. No se requiere rotación para recuperarse. El anclador se recupera por completo cuando el empacador es recuperado. 3.9 Empacador de Producción El empacador de producción es un mecanismo diseñado para proveer un área de sello entre la tubería de revestimiento y el diámetro externo de la tubería de producción. El empacador está también equipado con un sistema de cuñas que asegura que está firmemente anclado a la TR / Liner. Dependiendo del pozo, los empacadores son usados por una o más de las siguientes razones: • Para proveer una barrera sellante de seguridad al fondo de la tubería de producción tan cerca como sea posible de la zona de producción. Esto es requerido para proteger la tubería de revestimiento de los elementos corrosivos de los productos del reservorio y para proteger la TR de producción de las altas presiones experimentadas durante las operaciones de control de pozo o estimulación. • Para facilitar la reparación del pozo de tuberías de producción dañadas sin exponer la zona productora a fluidos que la dañes. Esto es alcanzado por medio del posicionamiento de un tapón recuperable en el ensamble de la cola del empacador de producción. • Para proveer un punto de anclaje en la tubería con el fin de minimizar el movimiento de la misma. • Para asistir en las operaciones de matar el pozo proveyendo una barrera se seguridad cerca del reservorio, lo que resultará en el requerimiento de un fluido de control de menor gravedad especifica. • Para mejorar las condiciones del flujo vertical y prevenir los flujos erráticos.

• Para separar zonas de producción o separar zonas productoras en el mismo agujero en un arreglo múltiple de sarta de producción. • Para tapar perforaciones preferentemente a cementaciones forzadas (tapones puente) • Para instalar una bomba en la tubería • Para minimizar las pérdidas por calor por el uso de un anular vacío o un aislante térmico • Asegurar la presión de integridad en la boca del liner. • Aislar fugas en la tubería de revestimiento. • Para facilitar las operaciones temporales de servicio de pozo (Ej. Estimulaciones, forzadas) o pruebas en pozo con DST 3.9.1 Componentes del Empacador Hay ciertos componentes básicos que son comunes a todos los empacadores de producción. El sello del ensamble consiste del empacador elastomérico junto con los “back-up rings”. Estos proveen el aislamiento entre el anular y el lado inferior del empacador por su asentamiento contra las paredes de la tubería de revestimiento. Un problema con los elementos de empaque es la extrusión de los sellos, la cual se elimina por los “back-up rings”. Una técnica alternativa es el uso de un elemento de empaque combinado, con un elemento de mayor suavidad dentro proveyendo el sello, los elementos más duros en el exterior reforzarán el sello suave y previniendo la extrusión. La presión diferencial de un empacador será dependiente del estrés inducido en el elemento. Este tipo de empacador es asentado por medio de presión hidráulica en la tubería. La presión actúa sobre el pistón, forzando el pistón a través del anillo de cierre y presionando las cuñas inferiores sobre el cono. Los conos son básicamente calzas metálicas que fuerzan las cuñas dentadas hacia fuera dentro de la pared de la TR. En este caso, las cuñas en cualquier lado del elemento de empaque están opuestas (se mantienen en direcciones opuestas) Cuando el empaque es asentado, las cuñas se separan en segmentos que agarran las paredes de la TR. Una vez que la cuña inferior contacta la pared de la tubería, la carga en los conos y los pines localizados en los conos de corte, permitiendo al comprimirse. Cuando el elemento se comprime, el pin en la parte superior del cono corta, forzando a la cuña superior hacia la tubería de revestimiento. El movimiento de elemento de empaque bajo diferenciales de presión, con frecuencia resultará en la falla del empacador. Para evitar esto, el seguro, o trinquete, ambos aseguran el estrés en el elemento y previene que las cuñas se desencajen. En la cima del empacador hay un elemento de rosca cuadrada junto con el sello de espacio. En la mayoría de las aplicaciones, el empacador es corrido con un anclador el cual se localiza en el empacador. Aunque el empacador es permanente, la tubería de revestimiento pude removerse por la aplicación de 5,000 a 10,000 lbs de jale y la rotación de aprox. 15 veces a la derecha. En el poco probable evento que el empacador requiera ser removido, esto solo puede ser hecho por molienda. 3.9.2 Permanente o Recuperable El uso de un viaje permanente en las completaciones ha ganado aceptación entre la industria petrolera, debido a que los costos ahorrado por la reducción del tiempo que se toma instalar el equipo de completación en el pozo y llevar al pozo a producción. Un solo viaje para bajar el empacador es relativamente sencillo y ha llegado a ser probada como una buena técnica. De hecho es bastante probable decir que la mayoría de los pozos en el Mar del Norte están equipados con empacadores hidráulicos de asentamiento permanente. Los empacadores recuperables tienen su lugar y se usan siempre que las condiciones del pozo no sean demasiado severas y sin demasiadas inversiones de presión en la vida del pozo donde el empacador recuperable ha probado su desempeño satisfactorio.

3.9.3 Empacador Permanente Los empacadores permanentes a causa de su construcción simple y fuerte, son también inherentemente más fuertes y generalmente tendrán un mayor espacio a través de cualquier tamaño de tubería de revestimiento que su empacador recuperable equivalente. Ventajas • El elemento de empaque es más resistente durante la instalación del equipo de completación. • La fortaleza mecánica una vez asentado en la tubería de revestimiento del empacador permanente es más fuerte y resistente a altas cargas en tensión o compresión. • Ciclos completes de cuñas distribuyen la carga mecánica e hidráulica y minimizan el daño a la TR. • Generalmente tienen un diámetro interno mayor a través del empacador. • Normalmente tienen la capacidad de soportar mayores diferenciales de presión que los empacadores recuperables. • Pocos si es que hay O-Rings requeridos. Desventajas • Solo pueden sacarse del pozo por molienda. • No reutilizables una vez fuera del pozo. 3.9.4 Empacador Recuperable El diseño elemental del empacador recuperable y su construcción no están tan bien esquematizados como en el empacador permanente. Las fuerzas hidráulicas y mecánicas imparten el elemento que puede causar extrusión y ese movimiento de los hules crear un medio de fuga potencial durante inversiones de presión. Ventajas • Pueden removerse del pozo intactos sin molerse. • Ciertos tipos de empacadores recuperables pueden ser recuperados con una sarta de completación. • Una vez removidos pueden ser re-utilizados después de revestir (dependiendo en las condiciones de severidad del pozo) Desventajas • Si el empacador no puede removerse por medios normales, la molienda puede ser proceso largo y problemático. • La corrosión del mecanismo de recuperación puede arruinar su recuperación. • Puede no ser fácil proveer la compatibilidad con las condiciones del pozo ya que ciertos componentes pueden requerir ciertos materiales de alta resistencia. En global los beneficios de un empacador permanente sobre un empacador recuperable pueden ser resumidos como "fuerza" y "durabilidad". De cualquier forma una nueva generación de empacadores recuperables ha sido desarrollada los cuales pueden soportar mayores cargas que la mayoría de los sistemas permanentes. El empacador es esencialmente una del sistema de seguridad anular es cual es designado para soportar cargas por encima de las 500,000 lbs en tensión y la misma en compresión. Ventajas • Si se prepara de antemano que puede ser removido del pozo intacto sin molerse. • En modo de reparación puede ser removido del pozo intacto son molienda. • Una vez removido puede ser re-utilizable después de revestirlo (cambio de sellos) • Elimina el requerimiento de un mecanismo de expansión como un empacador que soporte la carga de la tubería.

• La tubería es conectada directamente a la cima del empacador lo que elimina el potencial de una fuga en el elastómero. • El mecanismo de recuperación es protegido contra la corrosión. Desventajas • Si el empacador no puede ser removido por medios normales, la molienda puede ser larga y problemática. 3.9.5 Recuperación y Molienda Hay generalmente cuatro métodos de recuperación de empacador, esto depende del diseño individual de cada empacador. Los empacadores permanentes son los más difíciles, consumen tiempo y son costosos de recuperar. Para recuperar un empacador permanente el anclaje tiene que ser retirado del empacador y la tubería de producción sacada del pozo. Una herramienta de molienda es entonces hecha para la sarta de perforación y correrse dentro del pozo. Si el empacador molido es recuperado del pozo entonces la herramienta de molienda tiene que bajar a pescarlo. Un jalón confirmará que la herramienta de molienda ha pescado el empacador. La mesa rotaria y las bombas de lodos pueden ahora ser encendidas y el peso lentamente aplicado hacia abajo en el empacador. Ya que la herramienta de molienda corta sobre la parte externa del empacador eventualmente caerá dentro para atrapar la camisa de la herramienta de molienda. Una vez que esto sucede la rotaria y las bombas de lodos son paradas. El empacador puede ahora ser retirado del pozo. Empacador Recuperable (dependiendo del diseño) puede ser recuperado en una de dos formas 1. Usando herramientas de recuperación. 2. Por manipulación de la tubería de producción. Cuando son utilizadas las herramientas de recuperación el empacador es recuperado en una forma similar al empacador permanente. El anclaje y la tubería tienen que ser removidos primeros y en un viaje por separado con una sarta de trabajo. En este caso la herramienta de recuperación toma el lugar de la herramienta de molienda. Una vez que la herramienta de recuperación ha pescado el empacador un jalón directo es todo lo requerido para recuperar el empacador. Algunos empacadores pueden ser recuperados por manipulación de la tubería. Este puede llevarse a cabo jalando o con rotación de la tubería. 3.9.6 Empacador por Activación Mecánica Los empacadores de activación mecánica son frecuentemente utilizados en completaciones de zonas múltiples, pruebas de pozo y cuando es utilizado un empacador de drenaje “sump packer” para cortar la producción de agua. Cuando se hace la completación de un pozo con un empacador mecánico, se requiere que sea instalado previo a la tubería de producción. Para instalar el empacador se requiere correr por separado una herramienta de asentamiento hidráulico, esto es normalmente efectuado en una de dos formas: 1. En una herramienta de asentamiento eléctrico. Este sistema es generalmente recomendado para asentamiento de empacadores en pozos verticales o con bajo ángulo, el despliegue del empacador es relativamente rápido, eficiente y económico. 2. En una herramienta de asentamiento con tubería de perforación. Esos ensambles de asentamiento son particularmente útiles para asentamiento de empacadores en pozos desviados o con alto ángulo. Independientemente del que método sea adoptado, la fuerza hidráulica aplicada a la camisa de asentamiento de la herramienta inicia el mecanismo de acción de arriba del empacador hacia abajo. Esta fuerza es transmitida a las cuñas superiores a través del elemento empacante a las

cuñas inferiores. Como resultado las cuñas y elemento de empaque se expanden hacia fuera los cuales giran y se asienta contra la tubería de revestimiento. La fuerza de asentamiento es gobernada por el perno de corte, el perno de corte como la fuerza de anclaje excede sus valores predeterminados permitiendo el asentamiento y desenganche del empacador y ser recuperado. 3.9.7 Empacador por Activación Hidráulica El empacador por activación hidráulica es un desarrollo del empacador por activación mecánica. La ventaja con este sistema es que puede se corrido y asentado en un solo viaje con la sarta de tubería de producción. Si es requerida la completación puede ser desplegada y el colgador de la tubería aterrizado y probado antes de asentar el empacador. El sistema de asentamiento es actuado por la instalación de un mecanismo sellante localizado por debajo del empacador y presurizando la tubería por encima, esto permite que la presión entre en los puertos de asentamiento y actué el pistón de asentamiento. El pistón de asentamiento transmite la fuerza a través de las cuñas inferiores, los elementos de empaque a las cuñas superiores, como en el sistema mecánico las cuñas y el elemento de empaque se expanden hacia fuera lo que gira el ancla y los asienta contra la TR. El pistón de asentamiento cruza el área y la presión hidráulica la fuerza. 3.9.8 Empacador de Doble Espacio Empacadores de doble espacio son comúnmente utilizados en completaciones de sartas múltiples y por su diseño pueden permitir la producción independiente de cada zona a través de tuberías de producción independientes a través de sartas de tubería separadas, y pueden permitir la inyección de agua / gas en una zona mientas producen en la otra. Los empacadores de doble espacio son instalados y asentados mediante la instalación de un medio de taponamiento localizado por debajo del empacador y presurizando por encima de la tubería, esto permite a la presión entrar al puerto de asentamiento y accionar el pistón de asentamiento. La recuperación es normalmente alcanzada por el levantamiento a través de la tubería de producción. Se debe prestar particular atención a la inyección y estimulación, análisis de estrés son requeridos ya que la contracción en la tubería de producción podría exceder la fuerza requerida para recuperar el empacador. 3.9.9 Extensión de Molino (MOE) La mayoría de los empaques de producción son corridos e instalados con una extensión del molino montada en la guía de fondo inmediatamente debajo del empacador. El MOE tendrá un diámetro interno mayor que el empacador y la tubería de producción, esto facilitará la pesca. 3.9.10 Extensión de Sello (SBE) Una extensión de sello es utilizada para proveer de un sello interno adicional cuando un ensamble largo es corrido para acomodar el movimiento de la tubería. La extensión de sello tiene el mismo diámetro interno que el empacador. Los empacadores que tienen extensiones de sello continuas y no cuentan con extensión de molino pueden ser molidos y recuperados utilizando un a herramienta especialmente diseñada. Las extensiones de sello son normalmente usadas en longitudes estándar y pueden ser juntadas por acoples concéntricos para alcanzar cualquier longitud según se requiera. 3.10 Herramientas Activadas a Distancia Las herramientas activadas a distancia algunas veces son referidas como herramientas “inteligentes”, son equipos que no requieren de corridas de intervención tales como línea de acero, tubería flexible, o intervención con presión para operarlos. Estas herramientas son relativamente nuevas y están diseñadas e idealmente convenientes para pozos altamente desviados o pozos horizontales donde la intervención sería extremadamente costosa y difícil o hasta imposible. Las siguientes operaciones pueden ser logradas con herramientas activadas a distancia:

• Prueba de presión de la tubería de producción previa al asentamiento del empacador hidráulico. • Asentamiento de empacador hidráulico. • Proveer una barrera del reservorio a la superficie. • Proveer una barrera de la tubería de producción al reservorio (mecanismo para pérdida de circulación) • Proveer los medios para evitar la comunicación entre anular y tubería. Las herramientas actuadas de forma remota pueden ser operadas en una variedad de formas siendo la más común la hidráulica. Sin embargo este método no es siempre el ideal y puede ser restringido por limitaciones en el diseño de completación. Consecuentemente el uso de una combinación de herramientas que son activadas en modos diferentes puede hacer que la completación sea llevada a cabo. 3.10.1 Herramienta para aislamiento de BL de Schlumberger (LTIV) El LTIV es un mecanismo localizado en la Boca del Liner que aísla el reservorio de la tubería de producción y que puede contener la presión en cualquier dirección. Tiene un sistema de sellado por bola que cuando se encuentra en la posición cerrada provee protección a un reservorio pre-disparado o con mallas de arenas y permite la instalación de la completación superior. El LTIV es operado por un ciclo de presión utilizando una cámara de nitrógeno y un mecanismo de indexado para su operación. Una serie de ciclos de presión aplicados en la tubería de producción para abrir la válvula de bola y ganar acceso completo al reservorio. La válvula de bola puede también ser abierta usando un sistema de intervención de contingencia. El LTIV puede también ser asentado en superficie para abrir a un número predeterminado de ciclos. 3.10.2 Herramientas de Ocre Herramienta de Ciclo Multifunción – Válvula de Aislamiento de Agujero Completo (MFCT-FBIV) Las herramientas de Ocre (MFCT-FBIV) están diseñadas para iniciar la completación llenándose a sí mismas y cuando es deseado aislando la tubería del anular y asentando un empacador hidráulico. La integridad de presión de la tubería es mantenida por una válvula de charnela, la cual mantiene la presión por arriba y por debajo y por tanto puede ser clasificada como una barrera, cuando abre provee acceso al agujero completo por debajo y por encima de la completación. Las herramientas Ocre son también manipuladas por ciclos de presión y utilizan un sistema de movimiento lento el cual también puede ser operado a un predeterminado número de ciclos. La válvula de charnela puede también ser abierta usando una herramienta de intervención de emergencia en caso de falla. 3.10.3 Herramientas Hidrostáticas Las herramientas hidrostáticas utilizan una cámara hidrostática y un sistema de disco de ruptura para actuar. El reservorio tiene que estar aislado por la tubería de revestimiento para hacer que este tipo de herramienta funcione. Una herramienta operada hidrostáticamente no requiere de un mecanismo localizado por debajo de la tubería y está equipado con una cámara atmosférica la que es accionada simplemente por presurización del pozo completo, a diferencia de las herramientas convencionales requiere de una diferencial de presión entre la tubería y el espacio anular. Mayor atención debe darse a la presión de ruptura del disco ya que es afectado por la presión hidrostática. Si esto no es tomado en cuenta entonces podría causar que las herramientas sean operadas de forma prematura. 3.10.4 Sistema de Herramientas de Baker Oil (Baker Oil Tools Edge System) El sistema EDGE usa un pulso de frecuencia basado en la técnica de comunicación para actuar y manipular la completación del fondo equipadas con aditamentos electrónicos. Las herramientas de fondo (las cuales pueden incluir empacadores permanentes o recuperables, camisas

deslizantes, etc.) y son programadas para reconocer uno de 16 comandos de actuación discreta desde una terminal portátil. Una vez en posición, las herramientas son actuadas usando un sofisticado y computarizado sistema de Control de Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA) para controlar en forma precisa la frecuencia de actuación impartida al fluido dentro de la tubería. El sistema SCADA también permite al operador monitorear la calidad de los pulsos recibidos, asegurando así que la comunicación ha sido establecida. Hasta 16 aditamentos pueden ser activados de forma independiente en un solo pozo; y, ya que el sistema es independiente de la presión absoluta en la tubería, no hay necesidad de instalar un tapón para activar el empacador. Mediante el uso de sistemas equipado para su activación electrónica de forma remota, pruebas a la tubería pueden ser efectuadas a todo el rango de la tubería. La ventaja con este sistema es que no hay limitantes que involucren ciclos de presión. 3.10.5 Tapón de Desvanecimiento Halliburton (Halliburton Mirage Disappearing Plug) El tapón de desvanecimiento puede resistir la presión por arriba y por debajo y puede ser considerado con una barrera. Esta herramienta es operada con un ciclo de presión, y el tapón por si mismo está hecho de un material a partir de sal, el cual es soluble en fluido. Después de un número predeterminado de ciclos de presión el tapón se desintegra permitiendo el acceso al hueco. 3.10.6 Tapón de Yunque o Placa PES El tapón de yunque PES tiene una placa de metal sólido que puede resistir la presión por encima y por debajo, constituyendo una barrera. Cuando en la profundidad se aplican 4,000psi a la tubería de producción inicia el mecanismo de apertura subsiguiente a ciclos de baja presión requeridos para completar el proceso. Cuando el ultimo ciclo de presión es desfogado una camisa activada por la presión hidrostática perfora a través de la placa metálica y lo dobla hacia atrás en un receso en el cuerpo del tapón dando completo acceso al agujero. 3.11 Cola de Tubería La cola de tubería es la sección de la tubería de producción por debajo del empacador. Puede consistir de sellos de “liner”, niples, guías de entrada o herramientas actuadas a distancia (para el asentamiento del empacador.) Solo puede ser de unos pocos pies de longitud o de varios miles (en el caso del un empacador que asiente a ángulos accesibles a la línea de acero y en el asentamiento de un “liner” horizontal) 3.11.1 Junta Perforada La junta perforada está localizada en la sección de cola de completación por debajo del empacador de producción y por encima del niple de aterrizaje o la junta de control del diámetro interno. Su propósito es proveer una vía de flujo alterna en casos donde la línea de acero lleve calibradores de memoria, y medidores de flujo que sean requeridos para monitorear las condiciones de fondo en pozos en que el gerenciamiento de producción sea esencial. De cualquier forma, hay una desventaja inherente con este sistema de monitoreo por lo cual bajo condiciones de producción la caída de presión a través de la junta perforada puede causar que restos caigan los cuales se depositan en el seguro de línea de acero. Esto ha causado severos problemas de atascamiento, pesca y problemáticas reparaciones. 3.11.2 Guía de Entrada de Línea de Acero La Media o Completa Zapata Guía de Entrada de Línea de Acero (WEG) está situada en el fondo de la sección de la cola. El propósito de la WEG es proveer de los medios de guiar la sección de completación de la cola a través de la boca del liner y dentro de la sección del liner. Es también utilizada como medio de guía de intervención de juntas de herramienta tales como la línea de acero y tubería flexible dentro de la cola sin colgarse.

Cuidados considerables son requeridos en el diseño para asegurar que ambos biseles interno y externo son apropiados para el acceso requerido. Una instalación de prueba y el uso de sartas de herramienta típicas de intervención son también recomendados. 4.0 PROGRAMA TÍPICO DE COMPLETACIÓN Un programa típico de completación programa tendrá los siguientes pasos. Asumiendo que el pozo ha sido revestidor y cementado y que los disparos serán llevados a cabo después de instalar el equipo de completación.

1. Desplace el lodo de perforación por el fluido de completación (incluyendo los baches de limpieza necesarios)

2. Efectué prueba de presión a la TR de producción 3. Coloque el anillo en calibre / canasta para asentar el empacador a la profundidad 4. Coloque la tubería de producción, incluyendo el empacador, la válvula de seguridad y

cualquier otro equipo de completación 5. Fije el espacio requerido 6. Asiente el colgador de la tubería de producción 7. Desplace la tubería para balancear el fluido 8. Asiente el empacador 9. Efectúe prueba de presión a la tubería de producción 10. Efectúe prueba de presión al anular 11. Efectúe prueba a la válvula de seguridad 12. Instale las barreras (tapones de linea de acero) según se requiera 13. Conecte los BOP 14. Instale y pruebe el árbol de navidad 15. Acople las instalaciones de producción 16. Recupere los tapones 17. Dispare el pozo 18. Fluya y produzca el pozo

5.0 PROGRAMA TÍPICO DE REPARACIÓN

1. Mate el pozo 2. Asiente el tapón en la cola de la tubería 3. Coloque la tubería para que exista la comunicación anular por encima del empacador

(perfore la tubería o deslice la camisa, etc.) 4. Circule a través de la tubería y el anular para matar con un fluido de peso 5. Instale las barreras (tapones de linea de acero) según se requiere 6. Elimine el árbol de navidad 7. Conecte los BOP 8. Recupere los tapones 9. Corte la tubería por encima del empacador según se requiera 10. Recupere la tubería 11. Recupere el empacador 12. Efectúe el trabajo remedial según se requiera 13. Termine el pozo según el programa típico. Si el pozo está en flujo en esta etapa

entonces la operación para asentar el empacador y desplazamiento para balancear el fluido requerirá barreras adicionales.

SECCIÓN 14 LIMITE TÉCNICO DE PERFORACIÓN Contenido 1.0 Introducción

1.1 ¿Dónde estamos ahora? 1.2 ¿Que es posible? 1.3 Desempeño Perfecto

2.0 Premisas Básicas 3.0 Límite Técnico – En la planeación del pozo 4.0 Límite Técnico – En las Operaciones

1.0 INTRODUCCIÓN Límite Técnico de Perforación es un proceso que incrementa el desempeño basado en ingeniería y planificación aplicado al diseño y ejecución de la construcción del pozo. El concepto de límite técnico no es nada nuevo. El primer en usar este termino corresponde a la compañía Woodside, cuando operaba en el Noroeste de Australia en los comienzos de los años noventa. Su trabajo se basaba en las mejoras logradas por UNOCAL-Tailandia al final de los 80 y principios de los 90. Desde entonces Shell adopto una practica similar a la que denomino “Drilling The Limit” (DTL) y Amerada Hess llamo “To The Limit” La filosofía del Limite Técnico se base sobre dos puntos acerca del desempeño. • ¿Dónde estamos ahora? • ¿Que es posible? 1.1 ¿Dónde estamos ahora? Esta pregunta se puede contestar revisando el desempeño pasado o datos históricos. En esencia se basa en desglosar completamente el pozo en actividades y identificando los tiempos muertos y perdidos. Esta información es luego revisada y se toman las medidas para prevenir la recurrencia de estos problemas. Algunos ejemplos de esto son: • Determinar la raíz de problemas de inestabilidad de hoyo en pozos direccionales • Emplear herramientas en la sarta para eliminar vibraciones que son responsables de varias roturas en la sarta. • Utilizar sellos hidráulicos en vez de sellos convencionales en la unión giratoria para eliminar tiempos improductivos. 1.2 ¿Qué es posible? Una vez que se ha determinado el nivel de desempeño actual en un proyecto surge la pregunta de hasta donde podemos elevarlo o que es posible Este es un proceso de dos etapas que primero cuestiona las prácticas existentes (la respuesta usual de que esto es lo que siempre hemos hecho ya no es aceptable) y segundo hace la pregunta de: ¿Que pasa sí? Cuestionar las prácticas existentes se enfocan en lo que se conoce como Tiempo Perdido Invisible (ILT – Invisible Lost Time). Los tiempos ILT no son clasificados como tiempo perdido, pero sin embargo son tiempos no productivos o de ineficiencias. Algunos ejemplos de esto son: • Baja Tasa de Penetración • Tiempos para conexiones excesivos causados por practicas anticuadas. Preguntarse ¿Qué pasa sí? Se enfoca en las mejoras a equipos o a las nuevas tecnologías que pueden mejorar el tiempo que toma realizar una operación especifica. Algunos ejemplos de esto son: • Sartas direccionales de rotación constante (Power Drive)

• Pozos Multilaterales • Torres de Perforación de Actividades múltiples 1.3 Desempeño Perfecto El objetivo de los dos pasos anteriores es definir el tiempo del pozo perfecto o Límite Técnico como se muestra abajo.

2.0 PREMISAS BÁSICAS Para lograr el Límite Técnico se deben cumplir las siguientes premisas: • No se apresura ninguna actividad, la seguridad no se compromete. • Todo el personal es competente y esta completamente informado de sus responsabilidades. • Todas las herramientas, materiales y personal están disponibles cuando se necesitan. • Todas las herramientas (incluyendo el equipo de perforación) están construidas de acuerdo a las necesidades y ninguna de ellas falla. • El mantenimiento es realizado afuera de la ruta crítica. • El programa de Revestimiento es el mínimo necesario para garantizar la integridad del pozo. • Cada sección del hoyo es perforada con un solo BHA y una barrena. • La Tasa de Penetración es el mejor promedio en la región o el campo (incluyendo un tiempo de conexión de 5 min. por lingada). • La condición del hoyo es perfecta y no requiere viajes de repaso y limpieza. Algunas de los puntos mencionados arriba no se pueden realizar en este momento (p.e no se puede realizar todo el mantenimiento fuera de la ruta crítica), sin embargo el objetivo es mostrar que es posible y el proceso de pensamiento. Ahora se debe preguntar como se puede hacer esto de una manera segura y más eficiente en vez de cómo lo hicimos la vez pasada.

3.0 LÍMITE TÉCNICO – WELL PLANNING El Límite Técnico no se debe considerar como una parte del proceso de planificación del pozo sino como parte integral del proceso completo de perforación. El límite Técnico envuelve los siguientes aspectos: • Revisión de los Tiempos Improductivos. Al identificar los areas principales de tiempos improductivos en los pozos vecinos se puede implementar un plan adecuado para asegurar que los tiempos improductivos no se vuelvan a repetir. • Las Revisiones entre compañeros de Trabajo en varias etapas del diseño del pozo asegurar que se identifican las oportunidades y se mitigan los riesgos. • Seminarios de Límite Técnico. Realizar seminarios que incluyan la participación de la compañía operadora, el contratista de perforación y las compañías de servicio para asegurar que todas las partes involucradas comprendan y participen activamente en el proceso de Límite Técnico para: • Cuestionar las practicas actuales, • Identificar oportunidades adicionales • Colocar tiempos de Límite Técnico a cada uno de los pasos que comprende cada etapa. • Plan de Mejora Continua, para que todas las ideas y sugerencias de los pasos anteriores sean incluidas en el plan. El Plan de mejora continua especifica acciones específicas, el responsable y la fecha tope para cerrarlas. Si se requiere el plan de mejora continua puede ser parte de las lecciones aprendidas – Ver abajo. • Comunicación. Un aspecto importante del Límite Técnico es el énfasis que se debe realizar en comunicar no solo el plan de mejora sino también el estado de las acciones incluidas en el plan a todas las partes involucradas. 4.0 LÍMITE TÉCNICO – OPERACIONES El Límite Técnico no debe considerarse como un paso mas en la perforación sino como parte integral del proceso completo de perforación. Consiste de los siguientes pasos: • Comunicación – Un aspecto importante en el límite técnico es hacer énfasis en las comunicaciones. El objetivo es que todo el personal participe, apoye y promueva el cuestionamiento de las practicas existentes y la identificación de nuevas formas de hacer las cosas. • Juntas de planeación antes del trabajo: Se deben realizar por lo menos un día antes del inicio de las operaciones (p.e corrida de TR, Registros, etc.). Participan los supervisores de las áreas involucradas en la operación y otros según la situación lo requiera. El objetivo es revisar el plan de trabajo de acuerdo al programa de perforación, revisar los requerimientos de equipos, las lecciones aprendidas de operaciones anteriores, cuestionar las practicas actuales, y identificar y registrar los cambios que se pueden hacer para mejorar la operación. • Junta de plantación de Tareas. Junta realizada antes de realizar una tarea especifica (p.e Armar BOP´s, armar TP, Preparar para correr Revestidor). Involucra todo el personal asociado con la operación. El Objetivo es revisar el plan específico para la tarea, revisar las lecciones aprendidas de las veces anteriores que se realizo la tarea, cuestionar las practicas actuales, y identificar y registrar los cambios que se pueden hacer para mejorar la operación.

• Junta de Revisión: se realiza después de la operación con el personal involucrado en la operación. El objetivo es hacer una revisión de la operación, capturar las lecciones aprendidas e identificar las posibles mejoras futuras. • Lecciones Aprendidas: El manejo de lecciones aprehendidas es un proceso continuo, no solo se toman lecciones aprendidas de las reuniones mencionadas arriba, sino de conversaciones, reuniones de seguridad, simulacros, reuniones de Arranque. El registro de lecciones aprendidas lo maneja el Technical Limit Champion y esta disponible todo el tiempo para ser utilizado en el proceso de planeación de pozos futuros. • Monitoreo y Reporte. El monitoreo del proceso de Límite Técnico se basa en compararlos resultados contra los objetivos mostrándolo en forma gráfica. La gráfica se pueden desplegar en los equipos de perforación en la oficina para hacer del desempeño algo visible y conocido por todos. También se pueden medir y publicar otros indicadores de desempeño como la corrida de revestimiento, viajes, armado de BOP´s, tiempos improductivos, etc.

tecnología de perforación schlumberger drilling school.pdf

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