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8/15/2019 63779868 05 Disparos de Produccion

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Guía de Diseño para Disparos de ProducciónCONTENIDO1. OBJETIVO 2. INTRODUCCIÓN 3. EXPLOSIVOS a. Tipos y características 4. FACTORES QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO a. Factores Geométricos del disparo b. Presión diferencial al momento del disparo c. Tipo de pistolas y cargas d. Daño generado por el disparo e. Daño causado por el fluido de la perforación f. Daño causado por el fluido de la Terminación 5. METODOLOGÍA DE SELECCIÓN a. Planeación b. Información necesaria para el diseño del disparo c. Selección del sistema óptimo d. Software de diseño APÉNDICE 1. a. Ejemplos b. Nomenclatura Una de las operaciones mas importantes durante laterminación de un pozo es la de disparos de producción, pues la producción de hidrocarburos depende en gran parte de su diseño y ejecución. Esta guía presenta una metodología para seleccionar el sistema de disparos mas adecuado en una terminación, la cuál considera los parámetros mas importantes que determinan una mejor comunicación entre el yacimiento y el pozo.


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Guía de Diseño

1. OBJETIVO Desarrollar una guía práctica para diseñar el sistema de disparos mas apropiado para una terminación de pozo, misma que incluya los aspectos más importantes tales como las condiciones previas y durante el disparo, así como los factores queafectan el índice de productividad. Queda fuera del alcance de esta guía mostrar información que puede ser encontrada fácilmente en catálogos e información técnica que proporcionan las compañías de servicio tales como: Tipos de pistolas, cargas, tamaños, diámetros, especificaciones técnicas, certificados API de desempeño, etc. 2. INTRODUCCIÓN Laculminación de los trabajos en un pozo para obtener producción de hidrocarburos es la operación de disparos, la cual consiste en perforar la tubería de revestimiento, cemento y formación para establecer comunicación entre el pozo y los fluidos del yacimiento. La correcta selección del sistema de disparos es de importancia relevanteya que de esto dependerá la productividad del pozo y la disminución de intervenciones adicionales que implican altos costos. En la actualidad, la tecnología en la construcción de cargas y sistemas de disparos ha evolucionado rápidamente, y es posible encontrar en el mercado un gran número de opciones y proveedores que no serán presentadas en esta guía dado que no es su objetivo principal. 3. EXPLOSIVOS Introducción.- Las cargas para perforar la tubería dependen de los explosivos para generar la

energía necesaria y tener una penetración efectiva de la tubería de revestimiento, cemento y formación. Por esto, el desempeño de la carga está2

relacionado directamente con el desempeño del explosivo. Debido a su enorme relación Energía - Peso se prefieren los explosivos sobre otra fuente de energía. Los explosivos actúan rápidamente, son confiables y pueden ser almacenados por largos periodos de tiempo. Además, se manejan con seguridad tomando las precauciones debidas. a.-Tipos y Características.Los explosivos de acuerdo a su velocidad de reacción puedenclasificarse en ALTOS y BAJOS. Explosivos Bajos Vel. de reacción 3301500 m/s Sensibles al calor (iniciados por flama o chispa) Explosivos Altos Velocidad de reacción > 1500 m/s Iniciados por calor o percusión

Los explosivos altos que se usan mas comúnmente en la perforación de tuberías son: Azida de plomo, Tacot, RDX, HMX, HNS, HTX y PYX. La Azida de plomo y el Tacot se usan en los estopines eléctricos. El RDX, HMX, HNS, HTX y PYX se usan en los cordones detonantes, fulminantes y cargas. Sensitividad.La sensitividad es una medida de la energía mínima, presión o potencia requerida para iniciar un explosivo y nos refleja la facilidad con la que puede iniciarse. Sensitividad al impacto.- Es la altura mínima de la cuál puede dejarse caer un peso sobre el explosivo para que detone. Sensitividad a la chispa.- Es la cantidad de energía que debe tener una chispa para detonar un explosivo. Estabilidad.La estabilidad se refiere a la habilidad de un explosivo para perdurar por largos periodos de tiempo o para soportar altastemperaturas sin descomponerse.

Gerencia de Ingeniería


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Disparos de Producción

Los explosivos usados en los disparos deben tener una alta estabilidad para quepuedan ser almacenados por un tiempo razonable y que puedan operar efectivamente después de exponerse a las temperaturas del pozo. La gráfica de la figura 1 ilustra la estabilidad de algunos explosivos en función de la temperatura y el tiempo.TIEMPO (Horas) TEMPERATURA

pueden ser evaluados usando la Relación de Productividad.

RP =

Producción de una zona entubada y disparada Producción de la misma zona en agujero abierto

Los principales factores que afectan la productividad del pozo son: a. Factoresgeométricos del disparo b. Presión diferencial al momento del disparo c. Tipo de pistolas y cargas d. Daño generado por el disparo e. Daño causado por el fluido de la perforación f. Daño causado por el fluido de la terminación Como se puede observar, los

cuatro primeros factores que afectan la productividad pueden ser manipulados durante el diseño del disparo. Por lo tanto con el análisis de las condiciones del pozo y la selección del sistema de disparo adecuado, se obtendrá la máxima producción del pozo. a. Factores Geométricos del disparo

PYX

HNS & HTX

HMX

RDX

Esta carta es solo para propósitos de referencia.Se recomienda consultar con la compañía de servicios para el uso de un explosivo en particular

Fig. 1.- Estabilidad de los explosivos

4. FACTORES QUE AFECTAN PRODUCTIVIDAD DE UN POZO

LA

La geometría de los agujeros hechos por las cargas explosivas en la formación influyen en la Relación de Productividad del pozo y está definida por los Factores Geométricos. Estos determinan la eficiencia del flujo en un pozo disparado y son:

· · · ·El índice de productividad nos permite evaluar la potencialidad de un pozo y está representado matemáticamente por:

Penetración Densidad de cargas por metro Fase angular entre perforaciones Diámetro del agujero (del disparo)

J=

p ws

q - p wf

(1)


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El índice de productividad de una zona puede ser difícil de determinar, por lo tanto el efecto del diseño del sistema de disparo como son la penetración, fase, densidad, diámetro del agujero, daño del lodo, ..etc.,Gerencia de Ingeniería

Otros factores geométricos que pueden ser importantes en casos especiales son: Penetración parcial, desviación del pozo, echados de la formación y radio de drenaje. Lafigura 2 ilustra los factores geométricos del sistema de disparo

3


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ambién en la relación de Productividad (RP) observando que para una densidad de 3 cargas/m es necesaria una penetración de 16 pulgadas para obtener una RP de 1.0 mientras que para una densidad de 13 c/m se necesitan solo 6 pulgadas. La gráfica supone un pozo sin daño, para el caso mas real de un pozo con una zona de daño debida al fluido de perforación, la penetración mas allá de la zona de daño es relevante para mejorar la RP.

6"

6"

6"

6"

12"

12 "

060

120

180 GRA D OS

240

300

360

0

60

120

180 GR A D OS

240

300

360

Pat rón de Agujeros

Pa t rón de Agujeros

Fig. 3. Patrón de agujeros para pistolas fase 0° y 60°

30º

90º

6"

6"


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6"

6"

12"

12"

0

60

120

180 GRADOS

240

300360

0

60

120

180 GRADOS

240

300

360

Patrón de Agujeros

Patrón de Agujeros

Fig. 4. Patrón de agujeros para pistolas fase 30° y 90°

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R E L 1.2 A C I 1.1 O N D 1.0 E P 0.9 R O D 0.8 U C T 0.7 I V I D 0 A D

PRIMEROS ESTUDIOS 13 C/ M 90 FASE 26 C/ M 13 C/ M

b. Presión diferencial al momento del disparo. El modo en que el pozo es terminado ejerce una gran influencia en su productividad. Existen dos técnicas que pueden aplicarse durante la ejecución de los disparos: Sobre ±balance18 21

6 C/ M

3 C/ M

Fase 90 diam et ro 0.5 sin zona dañada

o

· Phidrostática > Pformación · Phidrostática < Pformación3

6

9

12

15

PROFUNDIDAD DE PENETRACION ( PULG. )

Bajo - balance

Fig. 6.- Efecto de la penetración y densidad en la RP

Efecto de la Fase en la RP La fase angular entre perforaciones sucesivas es un factor importante. La figura 7 muestra una reducción de un 10 - 12 % en la RP parasistemas de 0° y 90° con una misma penetración. Suponiendo que se use un sistema de 0° de fase, con una penetración de 6 pulgadas, se obtiene una RP de 0.9 de la gráfica, mientras que para un sistema de 90° se obtiene una RP de 1.02; esto representa unadiferencia del 11% en la RP.R E L A C I O N D E P R O D U C T I V I D A D

El objetivo de una terminación sobrebalanceada es fracturar la formación al momentodel disparo, sin embargo si la presión no es alcanzada después del disparo y antes de que fluya el pozo, se forman tapones con los residuos de las cargas.Zona dañada por el lodo

Formación Virgen

Residuos de la carga Terminación Sobre-Balanceada Antes de Fluir

Cemento Casing

Zona de baja permeabilidad Compactada Aun existe parte de la zona con baja permeabilidad Terminación Sobre-Balanceada Despues de Fluir Perforación parcialmente tapada por los residuos de la carga


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1.5 1.4 1.3 1.2 1.1 0 1 0.9 0.8 0.7 4 cargas/ pie diametro 0.5 " sin zona dañada 0 3 6 9 12 15 18 21

Terminación Bajo-Balanceada Ideal despues del disparo

90

OFaseO

120 O 180O

Zona de baja permeabilidad y residuos de la carga expulsado por el brote de fluído de formación.

Factores que controlan el desempeño en la Terminación del pozo.

Equivalent e a agujero abiert

Fig. 8.- Efecto de la presión diferencial previa al disparo

PROFUNDIDAD DE PENETRACION ( PULG. )

Fig. 7.- Efecto de la fase en la RP

Después de dejar fluir el pozo, es posible que aun se tenga una perforación parcialmente taponada y una zona compactada de baja permeabilidad.


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Guía de Diseño

Cuando se tiene una terminación diferencial bajo-balanceada, los residuos de las cargas y la zona comprimida podrían ser expulsados por la acción del brote de fluidode terminación. Disparar el pozo con una presión diferencial a favor de la formación es recomendable para obtener la limpieza de los agujeros. Sin embargo, usar presiones diferenciales muy altas es inadecuado ya que arriba de cierto valor no se obtiene ninguna mejora en el proceso de limpiado. Una presión diferencial excesivapuede provocar arenamiento o aporte de finos de formación que impedirán el flujo a través de la perforación, o un colapso de la TR. Debido a lo antes mencionado, para calcular la presión diferencial a establecer durante el disparo se deberán considerar los factores siguientes:

sónico en las lutitas limpias adyacentes a la zona productora. Una formación consolidada tiene los granos de arena suficientemente cementados o compactados para permanecer intactos. Estos granos no fluirán, aún si se tiene un flujo turbulento en los espacios de los poros. Una arena se considera consolidada si se tienen lutitas adyacentes (arriba y/o abajo) compactas con tiempos de tránsito ∆t £ 100 µSeg/pie obtenido de un registro sónico. Si se tiene un registro de densidad, las arenas se cons

ideran consolidadas si la densidad volumétrica rb ³ 2.4 g

s/cm3 en las lutitas limpias adyacentes. Una fo mación No-consolidada es una a ena pob emente cementada o compactada de tal mane a que los g anos pueden flui al habe movimiento de fluidosa t avés de la fo mación.Lu t i t a Lu t i t a A e n a N o -c o n so lid ad a Lu t i t a

· · · · · ·

G ado de consolidación de la fo mación Pe meabilidad de la fo mación Fluido en los po os P esión de colapso de las tube ías y equipo G ado de invasión del fluido de pe fo ación Tipo de cemento

A e n a c o n so l i d a d a

Lu t i t a

L e c tu a s d e eg is t o s e n L u tita: T ie m p o d e t á n sito : ∆ T < 100 µ S e g u n d o s / pie T ie m p o d e trá n sito : ∆ T > 100 µ S e g u n d o s / pie

D e n sid a d volu m é tric a : r b > 2 .4 g a m o s / c m 3

D e n sida d vo lu m é t ica : r b < 2 .4 g a m o s / c m 3

La magnitud de la p esión dife encial negativa depende á básicamente de dos facto es: · ·La pe meabilidad de la fo mación El tipo de fluido

Fig. 9.- Respuesta de los egist os sónico y densidad en a enas

P ocedimiento pa a la estimación de la p esión dife encial bajobalanceada en a enas. Pa a dete mina la p esión bajobalanceada que cont a este el efecto skin, es impo tante clasifica la fo mación en: Consolidada ó No-consolidada. Una fo ma de log a esto es mediante el análisis de la espuesta de los egist os de densidad ó6

Una a ena se conside a No-consolidada cuando las lutitas adyacentes tienen un tiempo de t ánsito mayo de 100 µSeg/pie o una densidad meno a 2.4 g s./cm3. La azón de usa el tiempo de t ánsito de las ba e as de lutitas adyacentes, abajo o a iba, en luga de la a ena misma, es que el tiempo de t ánsito de la lutita está elacionado di ectamente con su compactación. El g ado de compactación de las lutitas adyacentes indica la compactación de la a ena. Si se usa a el tiempo de t ánsito de la a ena pa a


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Ge encia de Ingenie ía


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Dispa os de P oducción

dete mina su compactación, se ía necesa io hace co ecciones po tipo de hid oca bu o, densidad de los g anos de a ena, po osidad de la zona, satu ación de agua, etc., muchos de estos datos no están disponibles y deben se supuestos, po lo que es posible tene un esultado e óneo. Fo mación consolidada.Si la fo mación es consolidada, se debe á encont a un punto medio ent e una p esión bajo-balanceada mínima y una máxima: 1. Dete minación de la p esión bajobalanceada máxima ( ∆Pmax). Hay dos maneras de encontrar la presión diferencial máxima: a) Ya que la formación está consolidada, el flujo de arena no es problema por lo que es posible disparar con la mayor presión diferencial que pueda ser soportada por el elemento o accesorio del pozo que tenga el menor rango de presión: Límite de presión de colapso del casing o tubería, presión diferencial en el empacador u otro accesorio. Para el caso de casing o tubería nueva, el límite de presión será de un 80% de su presión de colapso para tener un factor de seguridad de un 20%.. Para sartas usadas, el factor de seguridad deberá ser mayor de acuerdo a sus condiciones. La mayoría de los empacadores recuperables y herramientas de fondo tienen un límite seguro de presión diferencial de 5,000 psi. b) La resistencia compresiva de formación puede ser usada también para calcular la ∆Pmáx. De acuerdo a pruebas hechas en laboratorio con núcleos de formación, no hay movimiento en la

matriz de formación hasta que el esfuerzo efectivo excede 1.7 veces la resistencia compresiva de la formación. El esfuerzo efectivo es igual a la presión de sobrecarga menos la presión de poro. Por lo tanto, la presión de poro mínima es igual a la presión deGerencia de Ingeniería

sobrecarga menos 1.7 veces la resistencia compresiva. Esto significa que la presión bajobalanceada máxima es la presión de formación menos la presión de poro mínima.

sz = s ob - Ppsz < 1.7 RcPp min =

(2) (3)

s ob - 1.7 Rc(4) pre ión

∆P max = Pf - Pp min2. Determinación de la bajobalanceada mínima ( ∆Pmín)

En base a estudios estadísticos se ha llegado a establecer un rango de valores mínimos para yacimientos de arenas, estos valores se encuentran en la tabla de la figura 10, como se observa en esta tabla, el valor de ∆P depende de 2 factores: La permeabilidad de la formación y el fluido contenido (Aceite o gas). Arena con aceite

:∆P min =Arena con gas:

3500 K 0.37

(5)

∆P min =

2500 K 0.17

(6)3. Determinación del punto medio de presión ∆Pmed. Una vez determinado ∆Pmáx y ∆Pmín en lo


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sos anteriores, se determina el punto medio de presión y la presión diferencial bajobalanceada ∆P de la manera siguiente:

∆Pmed =

∆P max + ∆P min 2

(7)7


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Guía de Diseño

a) Si los registros indican una invasión somera y/o se usó cemento con baja pérdida de agua, ∆P estará entre ∆Pmín y el punto medio. b) Si los registros indican una invasión de media a profunda y/o se usó cemento de media a alta pérdida de agua, ∆P estará entre el punto medio y ∆Pmáx. Si la presión diferencial calculada (∆P) está fuera de los rangos mostrados en la tabla 10, ajustar el valor de la presión al mínimo o máximo. Una vez que se obtiene la presión diferencial requerida para efectuar el disparo, se calculala presión hidrostática a la profundidad del intervalo productor al momento del disparo.

base al lodo de perforación usado para controlar la zona de interés suponiendo :

Pf £ Phl Phl = 1.4228 Dv rl

(11) (12)

En la tabla de la figu a 10 se obse va que pa a zonas de baja pe meabilidad se equie en p esiones dife enciales mas altas pa a fo za a los fluidos a t avés de l

os po

os. De igual fo

ma, en una zona de gas debido a que éste tiene una mayo

comp esibilidad no se expande tan fácilmente como el aceite después de se comp imido du ante la pe fo ación. A enas no consolidada.Las g aficas de las figu as 11 y 12 elacionan la máxima p esión dife encial con el tiempo de t ánsito ∆t o la densidad rb de las lutitas adyacentes pa a a enas noconsolidadas. Si se cuenta con una buena medida de la esistencia comp esiva de la fo mación, es posible dete mina la ∆Pmáx paraformaciones no-consolidadas esto es empleando el mismo procedimiento que se utiliza para arenas consolidadas, el cual consiste en restar la presión de poro mínima para generar movimiento de arena, de la presión de la formación. Sin embargo, si no se tiene la resistencia compresiva de la formación, el siguiente procedimiento puede ser empleado.

Ph = Pf - ∆P

(8)

La densidad requerida para generar la presión hidrostática de la ecuación (8) es calculada como sigue:

rb =

Ph 1.4228 Dv1 y 2 en

(9)

Ve 1

ejemplos

Apéndice

F L U ID O P E R M E A B I L ID A D

A C E IT E

GAS

P R E S IO N D IF E R E N C IA L A F A V O R D E L A F O R M A C IO N P S IALTA K > 100 m d


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200 - 5 00

1000 - 2000

1. Escoja la ∆Pmáx. Presión diferencialmáxima en arenas no-consolidadas con aceite: (13) (14)

B AJA K < 100 m d

1000 - 2000

2000 - 5000

Fig. 10.- Presion diferencial previa al disparo

∆P max = 3600 - 20 ∆t ( psi ) ∆P max = 2340 rb - 4000 ( p i )

La pre ión hidro tática de una columna de fluido e :

ph = 1.4228 * Dv * rf

(10)

P esión dife encial máxima en a enas noconsolidadas con gas:

En el caso de no conta con el dato de la p esión de fo mación puede calcula se en8

∆P max = 4750 - 25 ∆t ( psi )

(15)



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17/40

110 100

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

Presión bajo balanceada máxima para arenas no consolidadas

Fig. 11.- Gráfico para determinar la presión diferencial máxima en arenas no-consolidadas con el registro sónico

Densidad volumétrica de lutita adyacente

1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 2.30 2.40 0 250 500 750 1000

Arena con aceite = 2,340 RHO- 4,000 psi Arena con gas = 2,900 RHO - 4,700 psi

Ar en a

Ar en aco n

co n

ga s

ac ei te1250

1500

1750

2000

2250

2500

Presión bajobalanceada máxima para arenas no consolidadas


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Guía de Diseño

a) Si ∆Pmáx, obtenida del producto WBS (Well Bore Stability) o similar es mayor de 1,000 psi se tomará: Para gas

Ph = Pf - ( ∆Pmáx 0.8)

(18)Para aceite

Ph = Pf - ( ∆Pmáx 0.6)

(19)

b) Si ∆Pmáx, obtenida del producto WBS o similar es menor de 1,000 psi se tomará: para gas

ser aplicable a formaciones de arenas y carbonatos. La aplicación de esta gráfica es

directa, por ejemplo si se desea determinar la presión diferencial mínima adecuadapara efectuar un disparo de una formación de carbonato con 300 md de permeabilidad, de la gráfica de King. eje de las Y's trazamos una recta horizontal hasta interceptar la línea principal. Se baja una recta para encontrar el valor de presión diferencial en el eje de las X's. Para este caso el valor de diferencial es:

Ph = Pf - ( ∆Pmáx 0.6) Ph = Pf - ( ∆Pmáx 0.4)

(20)

∆P min = 300 psiUsar ∆P de 400 - 500 psiD a t o s d e Kin g p a r a p o z o s d e a ce it e y g a s P e r1 ,0 0 0para aceite

(21) (22)

∆P = Pf - Ph

m e a b i l i d a d (m D )

100

Una vez que e obtiene la pre ión hidro tática al momento del di paro, e calcula la den idad del fluido de control requerido para obtener dicha pre ión por medio dela ecuación (9) Ver ejemplo 3 en Apéndice 1 La cantidad o magnitud de la pre ión diferencial nece aria para obtener una mayor productividad y, al mi mo tiempo, evitar la falla mecánica de la formación e crítica para el éxito del di paro. En alguno ca o , la correcta aplicación de e ta pre ión de de balance elimina la nece idad de trabajo po teriore de e timulación. En el ca o de la pi tola bajada con cable, i el intervalo no puede er cubierto en una ola corrida, la ventaja del de balance de pre ión olo e tiene en la primera corrida por lo que e recomienda introducir la mayor longitud po ible de pi tola. Para complementar lo método ya mencionado a continuación e incluye la gráfica de King (figura 13) que mue tra el efectode la permeabilidad para determinar el de balance requerido en pozo de aceite y ga . E ta gráfica, egún el autor puede10

10


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1D e b al an c e in ad e c u ad o D e b al an c e ad e c u ad o

0 .1

0 .0 1 100

1 ,0 0 0

1 0 ,0 0 0

P r e ió n b a jo b a la n ce a d a

Fig 13 Efecto de la permeabilidad en la pre ión bajo balanceada

Por otro lado i e de ea determinar la pre ión diferencial mínima adecuada para efectuar un di paro de una formación de carbonato con 20 md de permeabilidad De la gráfica de King:

∆P min = 1000 psiUsar ∆P de 1200 - 1500 psi Observe que la línea que divide los puntos de desbalanceadecuado e inadecuado define la presión diferencial mínima para asegurar una buena limpieza de la perforación reduciendo el daño.



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c. Tipo de pistolas y cargas Un sistema de disparo consiste de una colección de cargas explosivas, cordón detonante, estopín y portacargas. Esta es una cadena explosiva que contiene una serie de componentes de tamaño y sensitividad diferente y puede ser bajado con cable y/o con tubería. c1.-Pistolas bajadas con cable.- El sistema de Disparo Bajado con Cable (DBC) puede usarse antes de introducir la tubería de producción, o después de introducir la TP. La ventaja de efectuar el disparo previo a la introducción del aparejo es que se pueden emplear pistolas de diámetro mas grande, generando un disparo mas profundo. Los componentes explosivos son montadosen un portacargas el cuál puede ser un tubo, una lamina ó un alambre. Los portacargas se clasifican en : a. Recuperables (no expuestas) b. Semidesechables (expuestas) c. Desechables(expuestas) Recuperables: En los sistemas recuperables (no expuestas), los residuos de los explosivos y lámina portadora son recuperados y prácticamente no queda basura en el pozo. En este sistema no están expuestos los explosivos a la presión y ambiente del pozo, lo cuál lo hace mas adecuado para ambientes hostiles. Desechables: En las pistolas desechables, los residuos de las cargas , cordón, estopín y el sistema portador (Lámina, alambre, uniones de cargas) se quedan dentro del pozo dejando una considerable cantidad de basura. Una ventaja es que al n

o estar contenidas las cargas dentro de un tubo, pueden ser de mayor tamaño con lo que se obtiene una mayor penetración. La principal desventaja es que los componentes explosivos están expuestos a la presión y fluido del pozo, por lo que, normalmente, este sistema está limitado por estas condiciones.Gerencia de IngenieríaSpiral Shogun Enerjet Desintegrable

Semidesechable: Este sistema es similar al desechable con la ventaja de que la cantidad de residuos dejados en el pozo es menor, ya que se recupera el portacargas. La figura 15 ilustra los diferentes sistemas mencionados:

Scallop

Fig. 15. Sistemas de disparos c2.-Pistolas Bajadas con tubería .-En el sistema deDisparo Bajado con Tubería (DBT), la pistola es bajada al intervalo de interés con tubería de trabajo. A diferencia de las pistolas bajadas con cable, en este sistema solo se utilizan portacargas entubados, además la operación de disparos puede ser efectuada en una sola corrida, lo cuál favorece la técnica de disparos bajo balance.El objetivo fundamental del sistema DBT es crear agujeros profundos y grandes favoreciendo la productividad del pozo. También este sistema es recomendado (si lascondiciones mecánicas lo permiten) cuando se dispara en doble tubería de revestimiento, esto con la finalidad de11


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Guía de Diseño

generar una penetración adecuada del disparoCasing Carcaza Cemento Arenisca Berea ANTES DEL DISPARO

Liner Primer

Existe la tendencia de usar lodos que cumplan con el propósito inmediato de perforar segura y económicamente un pozo, pero no siempre se piensa en los efectos del fluido sobre la productividad del pozo El enjarre puede resolver el problema de la invasión del filtrado pero si no es removido completamente antes de depositar el cemento en el espacio anular, las partículas sólidas pueden ser arrastradas dentrodel agujero abierto por el jet del disparo, aunque se use un fluido supuestamente limpio de terminación. f.-Daño causado terminación. por el fluido de la

Explosivo principal Jet DURANTE LA PERFORACION Arenisca comprimida

Explosión Arenisca sin daño DESPUES DEL DISPARO ANTES DE FLUIR

PERFORACION SUCIA (TAPONADA)Residuos

DESPUES DE FLUIR

PERFORACION LIMPIA Zona comprimida

DAÑO A LA FORMACION DEBIDO AL PROCESO DE PERFORACION

El fluido de terminación es de primordial importancia para obtener óptimos resultados. Si existe algún material extraño en el fluido, puede ser empujado dentro de la perforación por el Jet ó un pequeño taponamiento sería el resultado. El Jet de la carga genera gases de alta presión asociadas con la explosión, hay indicios reales de que el fluido alrededor de la carga es separado durante el disparo y cuando la burbuja de gas se contrae al enfriarse, el frente del fluido es lanzado dentro de la perforación. Momentáneamente se crea una condición de sobre-balance con fuerzas de impacto y si el fluido no es completamente limpio, las partículas serán adheridas a las paredes del agujero y podría haber invasión de extensión limitada El daño del pozo, las perforaciones de las cargas, penetración parcial y la desviación provocan un cambio en la geometría radial del flujo que afecta la productividad del pozo. El efecto combinado de estos factores se denomina "Efecto Pelicular" y genera una caída de presión que afecta la producción del yacimiento.

Fig. 16.- Daño a la formación por el disparo

d.- Daño generado por el disparo El proceso de perforación de formaciones permeables y porosas con las cargas moldeadas crea una "película" que se opone al flujo en el agujero. El jet penetra la formación a alta velocidad, desplazando radialmente el material de formación, creándose una zona compactada alrededor del agujero y reduciendo la permeabilidad original. Para disminuir el efecto pelicular deberá incrementarse la penetración para librar la zona de daño. La figura 16 ilustra el proceso del daño causado a la formación por la perforación de un disparo. e.- Daño generado por el fluido de la perforación Durante el proceso de perforación del pozo se causa un daño a la formación debido al lodo de perforación. Este daño se asocia al taponamiento delos poros alrededor del pozo.12



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5. METODOLOGÍA DE SELECCIÓN a.- Planeación Frecuentemente cuando se piensa en disparar un pozo solo se presta atención a la pistola. Sin embargo, para obtener el resultado mas eficiente del disparo, se requiere del diseño y aplicación de un programa completo de disparo. Los resultados de las pruebas API pueden servir de base parauna comparación general del desempeño de las cargas, pero ésta solo será válida bajo las mismas condiciones de prueba. Las condiciones reales en la formación no serán las mismas que existían durante la prueba; las tuberías, fluidos del pozo, tipos de formación y presiones pueden ser muy diferentes. Como resultado, el desempeño de una cargapuede variar significativamente del obtenido durante la prueba. En general:-

Natural Control de arena E timulación El orden de importancia de lo factore geométrico del i tema de di paro e diferente para cada ca o. Terminación Natural.En la terminacione naturale no e nece ita e timulación o control de arena. El objetivo e incrementar la relación de productividad . El di eñador debe e tablecer un programa de di paro para remover o reducir cualquier impedancia al movimiento del fluido del yacimiento. E ta re triccione pueden exi tir en la zona comprimida

por el di

paro o en la zona dañada durante la perforación. La zona dañada e

una región que rodea la pared del pozo en la cual la formación pudo haber ido alterada durante la perforación. Por ejemplo, cuando el fluido de perforación y el agua del cemento entran en la formación pueden depo itar materia ólida, cau ar dilatación de la arcilla e inducir precipitación química. E to reduce el tamaño efectivo de lo poro di ponible para flujo del fluido. El orden de importancia de lo factore geométrico en e te tipo de terminación e : 1.Den idad de carga 2.Penetración 3.Fa e 4.Diámetrodel agujero Control de arena.El objetivo en la operacione para control de arena e prevenir que la formación alrededor de la perforación e deteriore. Si e to ocurre, lo materiale re ultante bloquean el agujero y pueden tapar la tubería de reve timiento y la tubería de producción. En formacione no con olidada , puede ocurrir el arenamiento i hay una caída u tancial entre la formación y el pozo. Ya que e ta caída de pre ión e inver amente13

A mayor re i tencia a la cedencia menor diámetro de agujero A mayor re i tencia compre iva y den idad de lo materiale menor penetración El e fuerzo efectivo (pre ión de obrecarga meno la pre ión de poro) también afecta la penetración.

-

-

Al planear un trabajo de perforación de tubería formación e debe con iderar:

· · · ·

El método de terminación La caracterí tica de la formación La tubería y acce orio del pozo La condicione e perada del pozo durante el di paro.

Una vez recabada e ta información, e deberá e coger dentro de una gran variedad de i tema de di paro y técnica di ponible para eleccionar el mejor i tema parael ca o en particular. a.1. Metodo bá ico de terminaciónGerencia de Ingeniería


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25/40

4

Fa e de la Perforación Longitud de la PerforaciónAngulo de fa e =

3

3o4

1

3

4

1o2

4

1

Configuración Geométrica de un Si tema de Di paro Permeabilidad I otrópica 2 4 3 1

Importancia relativa de lo 4 Factore Geométrico principale de un i tema de di paro Permeabilidad Ani otrópica 1 3 4 2 Laminacione de Arcilla 1 4 3 2 Fractura Natural 3 4 2 1 Daño al Pozo 2 4 3 1

Parámetro Den idad efectiva di paro Diámetro de la Perforación Fa e de la Perforación Longitud de la Perforación

Objetivo de la Terminación para formacione naturale con olidada

Fig. 16. Jerarquía de lo factore geométrico

14



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Di paro de Producción

Con ideracione en formacione heterogénea El di eño efectivo de di paro con iderala heterogeneidade comune de la formación. La tabla de la fig. 16 mue tra la jerarquía de lo factore geométrico del i tema de di paro en función de la heterogeneidade de la formación.e

b. Información nece aria para el di eño del di paro. Lo iguiente dato deberán ercon iderado para obtener un buen di eño de di paro : Dato de la formación: · Litología · Permeabilidad · Poro idad · Den idad · Intervalo a di parar Fluido e perado y pre ione : · Aceite, ga , H2S, etc · Pre ión de Formación, obrecarga, de poro, re i tencia compre iva Condicione del pozo: · De viacione · Lodo de perforación · Diámetro de barrena · Temperatura de fondo E tado Mecánico: · Tubería de reve timiento · Cementación · Dato

aparejo Método de terminación: · Natural · Control de arena · E timulación/Fracturamiento. Selección del i tema óptimo A continuación e propone un procedimiento para la elección del i tema de di paro en ba e a la caracterí tica del pozo y u acce orio tubulare . El procedimiento puede er dividido en cuatro etapa : I. Selección del diámetro máximo de la pi tola y el tipo de i tema (Recuperable entubado, de echabl

e ó

emide

echable). factore

Kz

Ky Kx

Fractura

Kx >> Kz

(a) Ani otropía

Fig. 13. Jerarquía de lo factore geométrico

Perforacione Arena Arcilla

(b) Laminacione de Arcilla

Red Ortogonal de Fractura

Matriz

(c) Fractura Naturale

Fractura

Fig. 17. Tre tipo comune de heterogeneidade

La mayoría de la formacione on ani otrópica , e decir u Kvert. E menor que uKhoriz.. E to afecta la relación de productividad. Una manera efectiva de contrarre tar lo efecto adver o de la ani otropía e incrementando la den idad de lo di paro . Laminacione de arcilla. Si e tienen laminacione de arcilla, e importante obtener la mayor den idad de carga por metro para aumentar la probabilidad de perforar la formacione productora intercalada . Fractura naturale . Mucho yacimiento tienen uno o ma conjunto de fractura naturale que proveen de una alta permeabilidad aunque la permeabilidad de la matriz ea baja. La productividad del intervalo di parado depende de la comunicación hidráulica entre la perforacione y la red de fractura .

II. Jerarquización de lo geométrico de la pi tolaGerencia de Ingeniería


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15


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Guía de Di eño

III. Determinación de lo geométrico en función productividad

factore de la

de empeño de un i tema de di paro como el SPAN o el WEM.

IV. Determinación de la pre ión diferencial previa al di paro. I. Selección del diametro máximo de la pi tola y el tipo de i tema.En la primera etapa del di eño de Di paro e con ideran la tubería y acce orio tubulare del pozo, a í como el e tado de é to . Otro dato nece ario on lo relacionado con la condicione del pozocomo on pre ión temperatura,..etc.. El diámetro interno de la TR define el tamaño mayor de pi tola bajada con tubería que e puede u ar. Para el ca o de pi tola bajada con cable, el diámetro mínimo de la pi tola e definido por el diámetro interno mínimo de la parte que componen el aparejo de producción. Lo i tema no expue to recuperable entubado a travé de TP, tienen la caracterí tica de que el tubo portacarga ufre una expan ión de pué del di paro; el DImin del aparejo deberá er tal quepermita la recuperación de la pi tola expan ionada. Por e to, cada tipo de pi tola

tiene un dato que e

el mínimo pa

aje o re

tricción mínima para e

e tipo de pi

tola.Pre ión y Temperatura del pozo. La condicione de pre ión y temperatura influyen en el tipo de i tema y explo ivo a eleccionar. La Pre ión Hidro tática que debe oportar la pi tola dependerá de la profundidad y la den idad del fluido de terminación (Ecuación 10). La pre ión nominal de trabajo del i tema de di paro deberá er mayor que la pre ión hidro tática máxima previa al di paro. La Temperatura del pozo y el lap o de tiempo de expo ición determinan el tipo de explo ivo que puede er utilizado (ver figura 1). La temperatura del pozo puede obtener e de un regi tro en pozo abierto para el intervalo de interé pero deberá tomar e en cuenta de que al e tarel pozo entubado la temperatura e menor que la del fluido en la formación, por lo tanto e ugiere con iderar al meno un 10% ma que la regi trada. El tiempo de expo ición depende del i tema de tran porte de la pi tola. En general, lo i tema entubado oportan mayor pre ión y temperatura que lo i tema expue to . De viacione en el pozo. El ángulo de de viación del pozo influye también en el tipo depi tola a eleccionar. Cuando el pozo tiene cambio de rumbo bru co e preferible utilizar un i tema flexible como la pi tola expue ta emide echable conlámina. Cuando la de viación del pozo e mayor de 45°, la pi tola bajada con cablepre entan problema debido al incremento en la fricción obre el cable. Entre 45° y65°, la pi tola bajada con cable pueden u ar e con la ayuda de contrape o , Arriba de 65° de de viación e preferible u ar una pi tola bajada con tubería.Gerencia de Ingeniería

DImin ³ Pa aje mínimo de la pi tolaEl fluido interpue to entre el tubo y la TR actúa como un blanco débil di minuyendoapreciablemente la penetración i la di tancia e grande, por é ta razón no e recomendable di parar una pi tola entubada fa e 60° de 2" en tubería de reve timiento de ma de 5" de DE. Otro dato e el grado o cedencia de la TR que influye en el diámetro real hecho por la carga en la pared de la tubería. E te dato e requerido por lo programa de cómputo di eñado para calcular y predecir el16


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Profundidad interior . La di tancia entre el fondo del pozo y el intervalo a di parar e debe con iderar cuando e pretende u ar un i tema que deje re iduo ,e to con la finalidad de evitar que la pi tola e atrapen con lo lo re iduo . Cuando e decida u ar un i tema DBT y e quiera oltar la pi tola de pué del di paro, e deberá contar con fondo uficiente. II.Jerarquización geométrico .de lo factore

Lo dato de la figura 17 e ba an en un ca o in daño de formación y en un pozo abierto de 6" de diámetro. Ob érve e que una penetración de 6" con 13 di paro por metroen fa e 90° da una RP de 1. E te ería el flujo equivalente de un pozo abierto de 6" de diámetro. La den idad de di paro deberá er efectiva, e to ignifica que deberá prevenir e el ca o de que alguno agujero hecho por la carga no fluyan, por lo que e recomienda con iderar la máxima den idad po ible de carga por metro.1.3 Fa e 60° 1.2 Fa e 60° Fa e 90° 12 (40) 8 6 (20) 4 (13) 2

Como ya e mencionó, la jerarquía de lo factore geométrico dependerá principalmente de do factore :

- -El tipo de terminación La heterogeneidade de formación

1.1

Fa e 90°

E to e re ume en la figura 16. En e ta etapa del di eño del di paro urgen la iguiente pregunta : ¿Cuál e el objetivo de la terminación? ¿Que tipo de heterogeneidadtiene la formación? ¿Cual e la exten ión de la zona de daño? ¿La formación e débil? III.terminación de lo factore geométrico en función de la productividad.En e ta tercera etapa del di eño e determinarán lo factore geométrico de mayor jerarquía en función de la Relación de productividad. El objetivo erá lograr la máxima productividad del pozo. Supongamo que e va a di parar una pi tola tran portada por tubería DBT de 33/8" en TR de 5" y lo factore geométrico ma importante on la penetración y fa e. Lo grafico de la figura 17 y 18 relacionan lo factore geométrico con la Relación de Productividad RP.

1.0

Fa e 180° 1

0.9 Fa e 0° 0.8

Di paro por pie (metro)

0.7

SIN ZONA COMPRIMIDA SIN DANO POR FLUIDO DIAMETRO DE POZO 6" DATOS EXTRAPOLADOS

0

3

6

9

12


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31/40

Guía de Di eño

profundidad de 8" dentro de la formación, reduciendo la permeabilidad de la zona en un 60%, e decir la permeabilidad de la zona dañada e de un 40% de la original. Otra upo ición e que la zona comprimida por el jet de la carga, tiene una reducción de permeabilidad del 80%, e decir la permeabilidad de la zona comprimida e de olo un 20% de la original. E ta upo icione on ba tante repre entativa de lo que ocurre en realidad, partiendo de factore de deterioro pelicular típico , medido en laboratorio obre te tigo de areni ca con olidada . Si en un pozo e dan la condicione de deterioro upue ta y e di para con pre ione en equilibrio o levemente obrebalanceado hacia dentro de la formación, el ga to de producción e reduce drá ticamente. Por ejemplo, la RP que e obtiene e únicamente de 0.54 con una den idad de 13 carga /metro y 6" de penetración. Para obtener una RP de 1.0 con 13 carga /metro e nece ita una penetración de 17", mientra que con 40 carga /metro e nece itarían 9.5". De acuerdo con e te ejemplo, e concluye que e muy importante u ar pi tola con alta den idad y gran penetración, i e quiere di parar una areni ca con olidada in de balance de pre ión y con un gran daño de formación. Eligiendo la pre ión de de balance adecuada, e puede llegar a uperar el daño ytener una RP ma alta, como e ve en la fig. 17. Anteriormente e había upue to q

ue del re

ultado de la

do

primera

etapa

del di

eño

e determinó u

ar una pi

tola DBT de 3 3/8" y alta penetración. En la gráfica de la fig. 17 vemo que para una pi tola de fa e 60° con 20 carga /metro e nece ita una penetración de al meno 4" para obtener una RP de 1.0 y i con ideramo la po ibilidad de que la den idad efectiva di minuya a la mitad (10 agujero /metro) e nece aria una penetración de cuando meno 6" para mantener la RP . Para compen ar una po ible reducción de la RP e recomendable tratar de obtener, de er18

po ible, una RP > 1.0, e to e logra con iderando una penetración de 9" (RP » 1.07). Ha ta e te punto abemo que e nece ita una pi tola DBT de 3 3/8", fa e 60°, den idad ³ 20 carga /metro con una penetración en la formación ³ 9". Con e to requerimiento con ultamo lo i tema

RP.1.2

Daño por lodo de 8" con Kv/Ko = 0.4 Daño en la zona comprimida Kv/Ko = 0.2

Interpolado 12 (40) 8 4 (13)

1.0

2

0.8Di paro por pie (metro)

0.6

0.4 Fa e 0° 0.2

0

2

4

6

8


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10

12

14

16

18

Penetración en pulgada

Fig. 18. Influencia de lo factore peliculare en la Relación de Productividad

di ponible DBT de den idad 20 ó 40 c/m.

3 3/8,

fa e

60°,

La penetración en formación deberá er calculada a partir de lo dato API en función de lo iguiente parámetro : 1. 2. 3. 4. Número de TR' y u e pe or Material entre la TR' (cemento, fluido) E pe or de cemento Tipo y caracterí tica de la formación.

Exi ten programa de cómputo para realizar e to cálculo (WEM, SPAN, etc) que ademá no proporcionan re ultado de productividad para diferente opcione . IV. Determinación de la pre ión diferencial previa al di paro. Una vez determinado el i tema de di paro que va a er utilizado, el último pa o del di eño e la determinación dela pre iónGerencia de Ingeniería


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diferencial bajobalanceada (por medio de la metodología ya de crita) cuyo propó itoprincipal e di minuir o en alguno ca o eliminar el daño cau ado por el lodo deperforación y el di paro.

indica, e olo una guía y el di eñador deberá utilizar u criterio para un ca o en e pecial.

d. Software de di eño.Para di eñar la terminacione con di paro e pueden u ar programa tale como el WEM (Well Evaluation Model) a travé del cual e po ible calcular el de empeño de la carga en el fondo, cálculo del flujo (análi i nodal), análi i de en itividad,con el que e pueden determinar de manera rápida diferente curva de IPR (InflowPerformance Realtion hip) cambiando uno o vario parámetro , etc., todo e to tomando en cuenta todo lo parámetro que intervienen en un di eño. (dato de formación, tipo de terminación, e tado mecánico del pozo, pre ione , tipo de carga , etc.). Dicho cálculo requieren la aplicación de un gran número de ecuacione compleja que dere olver e de manera manual ocuparían un con umo de tiempo con iderable. Aquí no e

de

cribirá de manera detallada el contenido y el funcionamiento de dicho

oftware, ya que el u o de e to programa requiere de una capacitación e pecífica que e ale del alcance de e ta guía. IMPORTANTE. En la actualidad la tecnología en el di eño de di paro e ta cambiando de manera rápida debido a nuevo avance como re ultadode inve tigacione y prueba de laboratorio. Solo para dar un ejemplo, la pre ione de de balance calculada a partir de la inve tigacione de Behrmann L. (1995) difieren ignificativamente con la calculada por King, ( on má alta ) de tal manera que lo concepto aquí de crito deberán tomar e con la re erva nece aria.Por otra parte no e po ible analizar de manera particular todo lo ca o po ible de variable en una terminación con di paro , por lo que como u nombre loGerencia de Ingeniería 19


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Guía de Di eño

Apéndice 1 a. Ejemplo b. Nomenclatura c. Diagrama de flujo para calcular la pre ión diferencial en arena a. Ejemplo diferencial: de calculo de pre ión

∆Pmáx + ∆P min 869 + 4,000 = 2 2 ∆Pmed = 2434 psi ∆Pmed =∆P deberá estar entre ∆Pmin y ∆Pmed. :

869 < ∆P < 2,434 psi , ∆P = 1,000 psiLa altura de la columna de fluido de control (agua) para obtener una diferencial de 1,000 psi, considerando que la presión de la formación es de 4,000 psi deberá sertal que se obtenga una hidrostática de 3,000 psi (Pf - Ph). De la fórmula (10) , despejando Prof. se obtiene:

Ejemplo 1.- Se desea perforar un intervalo en arenas de 2500 a 2506 metros con una permeabilidad de 500 md. Los registros sónico y densidad en el intervalo dan una medida de ∆t de 70 µsegs. y rb de 2.5 g /cc., el análisis de los egist os indica unainvasión some a. El fluido que se espe a p oduci es gas y la p esión del yacimiento de 4,000 psi. La p ofundidad inte io del pozo es de 2520 met os ¿Cuál debe se la

p

esión dife

encial p

evia al dispa

o y como se log

a

ía si el fluido de te

minación es agua? a) De acue do a la tabla de la figu a 10 conside ando una fo mación de alta pe meabilidad (>100 md) p oducto a de gas, la p esión dife encial debe á esta ent e 1,000 y 2,000 psi b) De acue do a la espuesta de los egist os la fo mación es consolidada. c) Pa a una a ena con gas se usa á la ec.(6)

Dv =Dv =

Ph 1.4228 rf3000 = 2,109 met os 1.4228 1

La altu a de la columna de fluido de cont ol debe se de 2,109 met os, esto significa que el nivel de fluido en el pozo debe á esta a : 2520 - 2,109 = 411 met os. Ejemplo 2.- Calcula la columna de fluido de te minación (agua salada rf = 1.1 g s./cc) si se desea dispa a un inte valo de a enas (2400 - 2420) que tiene una pe meabilidad de 200 md, p oducto a de aceite. En la pe fo ación de ese inte valo se usó lodo de pe fo ación con una densidad de 1.2 g s./cc. , la esistencia comp esiva de la fo mación es de 2,000 psi.y la p esión de sob eca ga de 6,000 psi. Conside e la fo mación consolidada y con una invasión some a. a) De acue do a la tabla de lafigu a 10 conside ando una fo mación de alta pe meabilidad (>100 md) p oducto a de aceite, la p esión dife encial debe á esta ent e 200 y 500 psi b) Pa a una a ena con aceite se usa á la ec.(5)

∆P min =

2,500 2,500 = = 869 psi K 0.17 500 0.17

d) La ∆Pmax se determinará de acuerdo al rango de presión del accesorio tubular de menor rango. Si suponemos este de 5,000 psi y en buenas condiciones entonces:

∆P max = 80% PTm = 0.8 5,000 = 4,000 psie) Ya que la invasión es somera, la ∆P deberá estar entre el punto medio y la ∆ Pmin

20



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∆P min =

3500 3500 = = 493 psi 0.37 K 200 0.37

Dv =

3500 = 2,236 metros 1.4228 1.1

c) La ∆Pmax se determinará de acuerdo a la resistencia compresiva de la formación:

∆P max = Pf - Pp (min) En donde: Pp (min) = s ob - 1.7 RcLa pre ión de formación e calcula en ba e al lodo de perforación utilizado para perforar e e intervalo:

La altura de la columna de fluido de control debe er de 2,236 metro , é to ignifica que el nivel de fluido en el pozo deberá e tar a : 2420 2,236 = 184 metro .Ejemplo 3. Se pretende di parar un pozo productor de aceite en el intervalo de 6

095 a 6115 metro

con pi

tola

TCP 3

3/8". El lodo utilizado para perforar e

a zona era de 1.7 gr./cc. El análi i del producto ªWBS" revela un mínimo pe o eguro delodo para evitar el derrumbe en el intervalo de 1.13 gr./cc y un pe o máximo paraevitar fracturar la formación de 2.6 gr./cc. ¿Cuál e la magnitud de la pre ión diferencial recomendada previa al di paro? La pre ión hidro tática mínima para evitar el derrumbe e de:

Phl = 1.4228 Dv rb = 1.4228 2420 1.2 = 4,130 psi Pf £ Phl ; Pf » 4,000 psiLa p esión de po o es de:

Pp min = s ob - 1.7 Rc = 6,000 - 1.7 2,000 = 2,600 p i ∆Pmáx = Pf - Pp min = 4,000 - 2,6,400 p id) Ya que la inva ión e omera, la ∆P deberá estar entre el punto medio y la ∆ Pmin

Ph(min) = 1.422 Dv r ( egist o) Ph(min) = 1.422 6,115 1.13 = 9,831 psiLa p esión hid ostática gene ada po el lodo de pe fo ación fué de:

Phl = 1.4228 6,115 1.7 = 14,791 psiSi suponemos que la p esión de fo mación es igual o meno a la p esión hid ostática gene ada po el lodo tenemos:

∆Pmáx + ∆P min 1,400 + 493 = 2 2 ∆Pmed = 946 psi ∆Pmed =∆P deberá estar entre ∆Pmin y ∆Pmed. :

Pf £ Phl £ 14,791 psi Suponemos Pf = 14,500 psi

La diferencial máxima de presión es :493 < ∆P < 946 psi , ∆P = 500 psiLa altura de la columna de fluido de control (agua salada) para obtener una diferencial de 500 psi, considerando que la presión de la formación es de 4,000 psi deberá ser tal que se obtenga una hidrostática de 3,500 psi (Pf - Ph). De la fórmula (10), despejando Prof. se obtiene:Gerencia de Ingeniería

∆Pmáx = Pf - Ph(min) = 14,500 - 9,831 = 4,670 p iVemo que ∆Pmáx obtenida del producto WBS es mayor de 1,000 psi por lo que usaremosla ec. (19) para pozos de aceite

21


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Guía de Diseño

Ph = Pf - ( ∆Pmáx 0.6) Ph = 14,500 - (4,670 0.6) Ph = 11,698 p iPara obtener e ta pre ión hidro tática e nece ario un fluido de control con una den idad:

rc =

Ph 1.4228 Dv

rc =

11,698 = 1.34 g / cc 1.4228 6,115

En este caso la p esión dife encial p evia al dispa o se ía de:

∆P = Pf - Ph = 14,500 - 11,698 ∆P = 2,802 psi

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b.-Nomenclatura.-

Pf = ∆T =rb =

P esión de fo mación al momento del dispa o Tiempo de t ánsito ( µ segs/pie) Densidad (g s/cm )3

DBC =

Sistema de Dispa o Bajado con Cable Sistema de Dispa o Bajado con Tube ía (TCP eningles) Royal Demolition Explosive His Majestic eXplosive Hexa Nit oStilbene Pic YLamino-Dinit o py idina Índice de p oductividad (BPD/psi) Gasto (BPD) P esión delyacimiento P esión de fondo fluyendo Relación de P oductividad Pe meabilidad (md) P esión hid ostática (psi) P esión hid ostática del lodo de pe fo ación P ofundidad o altu a de la columna (mts) Densidad del fluido (g s/cm ) Densidad del lodo de pe fo ac

ión Esfue

zo efectivo (psi) Resistencia comp

esiva P

esión de sob

eca

ga P

esión de po o3

DBT = RDX = HMX = HNS = PYX = J= q= Pws = Pwf = RP = k= Ph = Phl = Dv =

∆P max = Diferencial máxima de presión(psi) ∆P min = Diferencial mínima de presión (psi) ∆ = Punto medio de presión (psi) Ph min = Presión hidrostática mínima paraevitar inestabilidad del agujero(psi)

s (regi tro) = Den idad del lodo mínima paraevitar problema de ine tabilidad

∆P = Presión diferencial previa al disparo (psi) WBS =Well Bore Stability (Producto Schlumberger

WBS = Wave Sonic (producto Halliburton)

µseg / pie = Microsegundos por piegrs / cm 3 = Gramos por centímetro cúbicoDImin = Diámetro interno mínimo

.

rf =

rl =sz =Rc =

s ob =Pp =

Pp min = Pre ión de poro mínima para elmovimiento de arenaGerencia de Ingeniería 23


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Guía de Di eño

c. Diagrama de flujo para calcular la pre ión diferencial en arena .

Dato de regi tro en la zona de intere ∆t ( µseg / pie) :

rb ( g / cc)

Fo mación consolidada? Si

N o

dete minación de la p esión dif e encialmínima

dete minación de la p esión dif e encialmáxima

dete minación de la p esión dif e encialmínima

dete minación de la p esión dif e encialmáxima

A ena con gas?

Conoce la esist. comp esiv a?

N o

Datos de colapso de tube ía, ango de p esión de acceso ios, etc

A ena con gas? Aceite Gas

Gas

AceiteSi

∆P min =

2500 K 0.17

∆P min =

3500 K 0 .37

∆P max= Pf- Pp(min) Pp min = s ob - 1.7 Rc

∆P max = 0.8 WP (nueva) ∆P max = 0.6WP (regular )WP=presión de trabajo del elem. de menor rango

∆P max= 2340 b - 4 00 0 r

∆P max = 3600 - 20 ∆t

∆P max = 2900 r b - 4700

∆P max = 4750 - 25 ∆t

∆Pmed=∆P max+ ∆P min 2


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Inv asión somera o prof unda?

Somera

∆P min < ∆P < ∆Pmed

Prof unda∆Pmed < ∆P < ∆P max

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Documents

63779868 05 Disparos de Produccion